Технология промывки песчаных пробок на скважинах Федоровского месторождения

Технология промывки песчаных пробок на скважинах Федоровского месторождения

Содержание

Введение

. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

.2 Стратиграфия

.3 Тектоника

.4 Нефтегазоносность

.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

. Технико-технологическая часть

.1 Причины возникновения песчаных пробок

.2 Способы удаления песчаных пробок

.3 Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок

.3.1 Прямая промывка водой

.3.2 Обратная промывка водой

.4 Специальный вопрос «Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок»

. Охрана труда и окружающей среды

.1 Охрана труда

.2 Охрана окружающей среды

. Экономическая часть

.1 Расчет заработной платы

.2 Расчет суммы затрат

.3 Доплата по районному коэффициенту

.4 Доплата за работу в районах Крайнего Севера

.5 Расчет заработной платы с премиями

.6 Расчет дополнительной заработной платы

.7 Общая заработная плата

.8 Отчисления на социальное страхование

Заключение

Список используемой литературы

Введение

В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Один из способов очистки обсаженного ствола скважины от песчаных пробок - с помощью беструбных гидробуров. Этой теме и посвящена данная работа, состоящая из теоретической и практической (расчетной части).

1. Геологическая часть

.1 Общие сведения о месторождении

Административное расположение площади: Российская Федерация, Тюменская область, Ханты-Мансийский автономный округ, Сургутский район. Год ввода Федоровского месторождения в разработку 1973. Среднегодовая температура воздуха -2С, наибольшая летняя +35С, наименьшая зимняя -50С. Максимальная глубина промерзания грунта 1,5 м. Продолжительность отопительного сезона 257 суток. Преобладающее направление ветров зимой ЮЗ-З, летом С-СВ. Наибольшая скорость ветра 22 м/с. Многолетнемерзлые породы отсутствуют. Климат района характеризуется суровой, продолжительной зимой с сильными ветрами и метелями. Рельеф местности равнинный, слабо всхолмленный. Состояние местности заболоченное, с озерами и реками. Толщина снежного покрова 150-200 см, почвенного слоя 30см.

Лесная растительность представлена хвойно-лиственными породами, смешанным сосново-берёзовым лесом, кустарником. Высота деревьев не более 15 метров. Плодородный почвенный слой составляет около 40 см. Район месторождения обеспечен электроэнергией посредством линии электропередач.

От города Сургута до месторождений проложены насыпные дороги с асфальтным покрытием, которые пригодны для транспорта круглогодично. Вахты доставляются автобусами.

Связь с месторождением осуществляется при помощи радиостанции и «сотовой» связи.

Рисунок 1 - Обзорная карта месторождения

.2 Стратиграфия

В геологическом строении Федоровского месторождения принимают участие породы доюрского фундамента, мезозойско-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла.

Геологический разрез Федоровского месторождения представлен мощной толщей (до 3000м) осадочных пород, залегающих на размытой поверхности складчатого фундамента. Отложения продуктивных горизонтов представляют собой толщу мелкозернистых, реже среднезернистых песчаников и алевролитов с прослоями глин. Приурочены они к нижнему отделу меловой системы (мегионская, вартовская и алымская свиты) общей толщиной 1330 метров. Продуктивные отложения находятся в меловой системе, которая представлена нижним и верхним отделами, сложенными морскими, прибрежно-морскими и континентальными осадками. Нижнемеловые отложения представлены на рассматриваемой территории породами мегионской, вартовской, алымской и покурской свит.

Меловая система К

Мегионская свита К mg

Мегионская свита по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80м.

Вартовская свита К vr

Вартовская свита, подразделяется на две подсвиты. В основании нижней подсвиты, залегает пачка аргиллитов, выше - толща переслаивания верхних песчаников, алевролитов и аргиллитов. Верхняя часть вартовской свиты включает продуктивные пласты. Общая мощность вартовской свиты - до 400м.

Алымская свита K alm

Алымская свита состоит из двух частей. Верхняя подсвита делится на две пачки: верхняя - сложена аргиллитами темно-серыми с частыми тонкими прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена, в основном, песчаниками и выделяется в разрезе как горизонт АВ₁.Общая мощность отложений алымской свиты 67-84м.

Юрская система Y

Тюменская свита Y₁ tm

Нижний среднеюрский отдел представлен переслаиванием между собой серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для свиты характерно ритмичное чередование аргиллитов темно-серых, серых со слабо-зеленоватым оттенком, алевролитов серых, крупнозернистых, сидеретизированных и песчаников серых, мелкозернистых, алевритистых, аркозовых с многочисленными растительными остатками. В кровле свиты залегает нефтеносный пласт ЮС₂, литологически представленный переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина Тюменской свиты достигает 250 м.

Васюганская свита

Вскрыта на различных участках месторождения, в основании которой залегают темные аргиллиты, тонко - отмученные, местами битуминозные. Верхняя часть представлена чередованием темно-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС₁. Толщина свиты достигает 103 м.

1.3 Тектоника

В тектоническом отношении Федоровское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. Сургутский свод принадлежит к числу наиболее крупных структур I порядка Западно-Сибирской платформы. Западно-Сибирская платформа возникла в послепротерозойское время и относится к молодым.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты, которая является одним из крупнейших структурных элементов земной коры, выделяется три структурно-тектонических этажа (фундамент, промежуточный этаж и чехол), различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.

В тектоническом плане Федоровское месторождение приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную брахиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев.

Рисунок 2 - Тектоническая карта

1.4 Нефтегазоносность

Характеристика геологического строения продуктивного горизонта ЮС₂

Продуктивный горизонт ЮС₂ стратиграфически приурочен к верхней части тюменской свиты, апт-келловайского яруса. Пласт ЮС₂ вскрыт на глубине 2750-2900 м, представлен чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов толщиной 12-25 м, проницаемые прослои залегают в виде тонкого переслаивания среди глинистых и плотных пород. Физико-литологическое строение толщи обусловило пятнистое, избирательное нефтенасыщение, которое контролируется связанностью прослоев коллекторов, а не гипсометрическим положением на структуре. Поля нефтеносности разделены экранными зонами с участками пород неколлекторов или коллекторов с низкими коллекторскими свойствами.

Таблица 1 - Параметры продуктивного пласта

К настоящему времени в пределах Сургутского свода открыто более 40 месторождений нефти, из которых 16 находятся в разработке. Большинство месторождений - многопластовые, продуктивными являются отложения юры (тюменская, васюганская и баженовская свиты), меловые отложения (мегионская свита (ачимовская толща, пласты БС10`-14) и вартовская свита (пласты БС1-2 и АС4-9)).

Промышленные скопления нефти Федоровского месторождения приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС101), готерива (пласты БС2. БС1), баррема (пласты AC9, AC7-8, АС61,АС5-8, AC4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа, воды и коллекторов продуктивных горизонтов

Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в пределах 0.73-1.03г/см3(при t=200с). Вязкость нефтей (свойство их подвижности), измеряемая в паскалях на секунду(1Па*с=10П), изменяется в широком диапазоне 0.001-0.15Па*с и с повышением температуры снижается. Для характеристики пластовой нефти определяют газовый фактор(м3/т)-количество растворенного в пластовой нефти газа, выделяемого при t0=150с, давлении ~100 кПа из 1т нефти. Газовый фактор колеблется в широких пределах (от единиц до сотен куб.метров на 1т.) Давление, при котором начинается выделение из пласта растворённого газа, называют давлением насыщения. Как правило, они ниже пластового.

Объёмный коэффициент пластовой нефти - это отношение удельного объёма нефти в пластовых условиях к объёму этой же, но дегазированной на поверхность нефти в нормальных условиях. Значение объемного К в зависимости от газового фактора изменяется от 1.05 до 1.3. При гидродинамических исследованиях и других расчетах объём и дебит нефти пересчитывают на пластовые условия с помощью объемного коэффициента.

2. Технико-технологическая часть

.1 Причины возникновения песчаных пробок

Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Его интенсивность обусловлена свойствами продуктивного пласта и технологией эксплуатации.

Появление песка на забое может быть обусловлено несколькими факторами:

·        оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины;

·        оседанием частиц после проведения операций с использованием гидропескоструйных перфораторов;

·        оседанием частиц после проведения операций по гидроразрыву пласта;

·        наличием песка, намытого в полость скважины при создании искусственного забоя и т.д.

песчаный пробка скважина промывка

2.2 Способы удаления песчаных пробок

Промывка скважин и удаление песчаных пробок.

Промывки используются в следующих случаях :

·        Для ликвидации парафинистых отложений или гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах и нефтесборных коллекторах;

·        При заклинивании насоса или подвески штанг в колонне нкт;

·        При снижении эффективности работы штангового глубинного насоса вследствие попадания песка и различных мех. частиц под клапана насоса.

·        При снижении эффективности работы ЭЦН вследствие засорения приемной части насоса песком и различными механическими частицами.

Различают

·        прямую,

·        обратную,

·        специальные способы промывки.

Прямая промывка. При прямой промывке промывочная жидкость закачивается в спущенные в скважину трубы, а подъем воды с размытым песком происходит по кольцевому пространству. В процессе промывки трубы находятся на весу и спускаются с той или иной скоростью в зависимости от плотности пробки и количества жидкости, необходимой для подъема размытого песка на поверхность.

Обратная промывка отличается от прямой промывки тем, что промывочная жидкость поступает в кольцевое пространство, а подъем с размытым песком происходит по насосно-компрессорным трубам. Для герметизации устья скважины при обратной промывке обязательно применение специальной головки с резиновым манжетом-сальником, плотно охватывающим тело

В качестве жидкости для промывки используют нефть, пластовую воду, специальные растворы или сеноман. При ликвидации парафинистых отложений или пробок нефть подогревают с помощью АДП.

Процесс промывки:

. Производится расстановка техники и оборудования согласно схеме :

Рисунок 3 - Схема расстановки техники и оборудования при промывке

·   Передвижные установки депарафинизации (АДП) допускается устанавливать с наветренной стороны на расстоянии не менее 25м от устья скважины и не менее 10м от другого оборудования, при этом кабины автомашин и прицепы емкостей должны быть обращены в сторону от устья скважины.

·   Промывочный агрегат и автоцистерны следует располагать с наветренной стороны на расстоянии не менее 10 м от устья скважины. При этом кабина агрегата и автоцистерн должны быть обращены в сторону противоположную от устья скважины, выхлопные трубы агрегата и автоцистерн должны быть оборудованы искрогасителями, расстояние между ними должно быть не менее 1.5 м.

·   К промывке скважин допускается обученный персонал, после проверки знаний по ОТ и ТБ.

·   Ответственным за проведение промывки является мастер или старший оператор по добыче нефти и газа.

·   Территория, на которой устанавливается агрегаты, должна быть расчищена и освобождена от посторонних предметов.

·   Запрещается устанавливать агрегаты под силовыми и осветительными линиями, находящимися под напряжением.

·   На насосе промывочного агрегата должен быть установлен манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры.

В зависимости от способа промывки производится сборка нагнетательных и выкидных линий. Рассмотрим основные схемы подключения промывочного оборудования:

Рисунок 4 - Схема прямой промывки скважины

Для проведения прямой промывки скважины прямой на буферную задвижку скважины устанавливается лубрикатор. Лубрикатор должен быть опрессован на полуторократное давление от ожидаемого. При проведении прямой промывки буферная, центральная, внутренняя затрубная и линейная задвижки открыты; трубная и внешняя затрубная закрыты.

Если скважина оборудована ШГН прямая промывка проводится в исключительных случаях. Схема промывки несколько отличается от представленной выше (отсутствует лубрикатор).

Рисунок 5 - Схема обратной промывки скважины

Обратная промывка производится через патрубок, присоединенный к внешней затрубной задвижке. При проведении обратной промывки внешняя затрубная, центральная, трубная и линейная задвижки открыты; внутренняя затрубная и буферная задвижки закрыты.

При проведении промывки нефтесборных коллекторов подключение к ним производится через специальный патрубок на обвязке скважины, замерную установку или гребенку задвижек на линии нефтепровода.

2. Перед началом промывки необходимо:

·        Проверить наличие и исправность манометра и предохранительного устройства предотвращения разрыва насоса, нагнетательной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

·        Систему промывочного агрегата и промывочную линию до устья скважины следует опрессовать на полуторократное давление от ожидаемого. При этом все рабочие должны быть удалены в безопасное место.

·        Проверить на всех задвижках промывочного оборудования наличие надписей с указанием направления открытия или закрытия задвижки.

·        Проверить исправность всех задвижек, фланцевых соединений фонтанной арматуры и ГЗУ, включая обратный клапан в ГЗУ, наличие протока жидкости по выкидной линии от скважины до замерной установки и при его отсутствии работы на скважине прекратить до выяснения и устранения причин, убедиться, что нефтесборный коллектор не заморожен. В зимнее время для отогрева задвижек, фонтанной арматуры и трубопроводов используется ППУ.

·        Для контроля за давлением на скважине и промываемом трубопроводе установить манометры.

3. Проведение промывки.

После опрессовки промывочной линии (при герметичности системы) необходимо открыть рабочую задвижку на фонтанной арматуре. Вызвать циркуляцию на малой скорости, убедившись, что параметры (давление на нагнетательной линии, расход выходящей жидкости) промывки соответствуют расчетным постепенно довести подачу насоса до плановой. При отсутствии циркуляции необходимо проверить все ли задвижки, согласно выбранной схемы открыты и исправны. В зимнее время следует убедиться в наличии прохода жидкости через фонтанную арматуру и выкидную линию скважины или нефтесборный коллектор. Если все неполадки устранены, но циркуляция не восстановлена, необходимо сменить схему промывки.

·        Промывка скважины разрешается только в светлое время суток. В исключительных случаях при работе в ночное время должна быть обеспечена освещенность рабочих мест в соответствии с установленными нормами.

·        При промывке скважины и трубопроводов надо знать максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа оборудования и не превышать его.

·        Объем промывочной жидкости и схема промывки определяются технологом ЦДНГ. Замер объема промывочной жидкости производится при заправке АЦН. При использовании дополнительной доливной емкости объем промывочной жидкости определяется при помощи уровнемера и градуировочной шкалы. Емкость должна быть чистая, без шлама и льда.

·        При промывке выкидного трубопровода находится на расстояние менее 10м от трубопровода и устья скважины ЗАПРЕЩАЕТСЯ.

·        В процессе промывки скважины запрещается крепление каких-либо узлов агрегата или обвязки устья скважины и трубопровода. В процессе глушения необходимо вести наблюдение за показаниями манометров, за линией обвязки, за местонахождением людей.

·        При промывке пробки промывочную жидкость следует отводить в промысловую канализацию или в амбар.

·        Персонал бригады должен находится в безопасной зоне и следить за процессом промывки, в случае обнаружения отклонений от процесса дать сигнал руководителю работ.

·        Промывка ЭЦН производится в присутствии представителя организации, поставляющей ЭПУ.

·        Во время промывки нефтью на установке депарафинизации должен находиться исправный огнетушитель.

4. Заключительные работы после промывки.

Разборку промывочной линии следует начинать только после снижения давления в линии нагнетания до атмосферного. При этом задвижку фонтанной арматуры со стороны нагнетания надо закрыть.

Разборку промывочной линии после проведения депарафинизации с помощью АДП следует проводить убедившись, что температура нагрева разбираемого оборудования и приспособлений безопасна для здоровья человека.

При проведении разборки трубопроводов под разбираемые соединения устанавливаются специальные поддоны для сбора нефти.

В случае загрязнения окружающей среды необходимо немедленно принять меры по устранению загрязнения.

После окончания промывки, в случае положительного результата, скважина или нефтепровод запускаются в работу.

2.3 Гидравлический расчет промывки забойных песчаных пробок

Проведем гидравлический расчет промывки забойной песчаной пробки, для чего определим давление на выкиде насоса, необходимую мощность двигателя на забое скважины, время на промывку пробки и разрушающее действие струи. Сравним прямую и обратную промывку водой.

Исходные данные: глубина скважины Н=2800 м; диаметр эксплуатационной колонны D=168 мм; диаметр промывочных труб d=73 мм; максимальный размер песчинок (зерен), составляющих пробку, δ=1 мм; песчаная пробка находится в эксплуатационной колонне выше фильтра. Промывка ведется промывочным агрегатом АЦ-32У, эксплуатационная характеристика которого приведена в таблице №2.

Техническая характеристика агрегата АЦ-32У (полезная мощность двигателя 108,0 кВт)

Рисунок 6. Промывочный агрегат АЦ - 32 У

Таблица 2 - Техническая характеристика агрегата АЦ - 32 У

2.3.1 Прямая промывка водой

1. Потеря давления на гидравлические сопротивления при движении жидкости в 73-мм трубах определяется по формуле

h=λ, м вод. ст. (1)

где λ - коэффициент трения при движении воды в трубах; d_В - внутренний диаметр промывочных труб, м; V_Н - скорость нисходящего потока жидкости, м/с, берется из таблицы 4.

В наших расчетах эти величины равны: λ=0,035 (таблица 4);_В - 0,062 м;_{Н III} =2.32 м/с. Они найдены по таблице 3 путем интерполирования для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,01; и 10,15 л/с.

Подставив численное значение в (таблице №3) получим потерю давления на гидравлическое сопротивление h при работе агрегата на III^* скорости: =0,035×  = 309 м вод.ст.

*- Вычисления делаем только для III скорости, т.к. конструктивные особенности насоса АЦ-32У не позволяют продолжительное время работать на I скорости, насос выйдет из строя, что недопустимо при промывке. Производительность насоса на II скорости недостаточна для создания восходящего потока, способного поднять промытый песок и наконец, работа агрегата длительное время на IV скорости приводит к перегреву двигателя.

Таблица 3 - Скорость нисходящего потока жидкости в промывочных трубах (V_Н, м/с)

Таблица 4 - Коэффициент гидравлического сопротивления λ для воды

Таблица 5 - Скорость движения жидкости в кольцевом пространстве (в м/с)

2. Потери давления на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в кольцевом пространстве скважины определяются по формуле:

h = φ λ , м вод. ст. (2)

Здесь φ - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь давления в результате содержания песка в жидкости. Величина его колеблется от 1,1 до 1,2; принимаем φ=1,2; λ - коэффициент трения при движении воды в кольцевом пространстве, определяется по разности диаметров 168-мм и 73-мм труб 150 - 73 = 77 мм (150 мм - внутренний диаметр 168-мм труб), что почти соответствует 89-мм трубам, для которых λ=0,034 (смотреть таблицу №5); d_Н = 0,073 - наружный диаметр промывочных 73-мм труб; V_В - скорость восходящего потока жидкости в кольцевом пространстве, м/с (находят путем интерполирования по таблице №6). Для расходов жидкости (при I, II, III и IV скоростях), равных 3,16; 4,61; 7,0; 10,15 л/с значения V_В^I, V_B^II, V_B^III, V_B^IV соответственно равны 0,276; 0,399; 0,610 и 0,880 м/с.

Подставляя численные значения в (таблице №4), получаем величины h₂ при работе агрегата: на скорости III_{2 III} = 1,2×0,034 = 20,1 м вод. ст.

. Потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве определяются по формуле К.А. Апресова:

h₃ =  , м вод. ст. (3)

где m - пористость песчаной пробки; F - площадь сечения эксплуатационной колонны, см²;  - высота пробки, промытой за один прием, м (длина двухтрубного колена); f - площадь сечения кольцевого пространства скважины, см²; ρ_П - плотность песка, кг/м²; ρ_Ж - плотность воды, кг/м³; V_КР - скорость свободного падения песчинок, см/с (критическая скорость), определяется по таблице 6; V_В - скорость восходящего потока жидкости, см/с.

В нашей задаче эти величины равны:  = 12м; f=135мм² (между 168-мм и 73-мм трубами); ρ_П = 2600кг/м³; ρ_Ж = 1000кг/м³; V_КР = 9,5 см/с (смотреть таблицу 6).

Следовательно, по формуле (3) имеем значение h₃ при работе агрегата: на скорости III

h_{3 III} =  =13,1 м вод.ст.

Таблица 6 - Критическая скорость падения песчинок V_КР

. Потери давления на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды определяются по опытным данным, приведенным в таблице 7.

Потери напора, возникающие в шланге h₄ и вертлюге h₅, составляют в сумме при работе агрегата: на скорости III - (h₄ +h₅)_III = 22 м вод.ст.

5. Потери давления на гидравлические сопротивления в 73-мм линии =40м. Тогда по формуле (1) получим h₆ при работе агрегата на III скорости:_{6 III} = 0,035  = 6,2 м вод.ст.

Таблица 7 - Гидравлические потери напора в шланге и вертлюге

6. Давление на выкиде насоса определяется суммой потерь, т.е.

Р_н = h₁+ h₂₊ h₃₊ h₄₊ h₅₊ h₆, м вод.ст. (4)

Выражая Р_н в МПа, имеем

Р_н = ρ_Жq(h₁+ h₂₊ h₃₊ h₄₊ h₅₊ h₆), МПа (5)

Р_{н III} = 1000×9,81(309+20,1+13,1+22+6,2) = 3,64 МПа;

. Давление на забое скважины

Р_З =  ρ_Жq(Н+ h₂₊ h₃), МПа (6)

Где Н - глубина скважины, м

по формуле (6) имеем р_З при работе агрегата на III скорости:

Р_З =  1000×9,81(2800+20,1+13,1) = 19,9 МПа;

. Мощность, необходимая для промывки песчаной пробки, определяется по формуле:

N = р_Н Q/10³η_а, кВт, (7)

Где η_а =0,65 - общий механический К.П.Д. агрегата

Пользуясь формулой (7), получим N (в кВт) при работе агрегата на III скорости:

N_III = 3,64×10⁶×7,01×10^-3/10³×0,65 = 39,2;

Агрегат АЦ-32У имеет полезную мощность двигателя 108 кВт, а потому работа его на IV скорости невозможна.

Коэффициент использования максимальной мощности промывочного агрегата К определяется из соотношения

К =  ×100% (8)

По формуле (8) имеем величину К при работе агрегата на III скорости:

К_III =  100 = 35,6%

. Скорость подъема размытого песка V_П определяется как разность скоростей

_П= V_В - V_КР (9)

По формуле (9) имеем V_П при работе агрегата на III скорости:_{П III} = 0,610 - 0,095=0,515 м/с

. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:

T = Н/V_П (10)

По формуле (10) имеем t при работе агрегата на III скорости:

t_III = 2800/0.515 = 3890 c = 1ч 6мин

. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывочной жидкости можно определить по следующей формуле:

Р = 2×10² кПа (11)

Где Q - подача агрегата, л/с; f_Ц - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, см², F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны, см². В нашей задаче эти величины равны: f_Ц=30,2 см² (для 73-мм колонны); F=177 cм² (для 168-мм колонны).

Следовательно, по формуле (11) имеем силу струи Р при работе агрегата на III скорости:

Р_III =2×10² =1,84 кПа

2.3.2 Обратная промывка водой

1. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в кольцевом пространстве между 168-мм и 73-мм трубами определяются по формуле:

h₁ =λ   (12)

По формуле (12) имеем при работе агрегата на III скорости:

h_{1 III} =0.034  = 16,8 м вод.ст.

. Потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в 73-мм трубах определяются по формуле:

h₂ = φ λ   (13)

где V_В - скорость восходящего потока равна V_Н при прямой промывке, а потому в расчетах используют скорости, найденные ране по таблице 4.

Пользуясь формулой (13), определим h₂ при работе агрегата на III скорости:

h_{2 III} =1,2× 0,035  =371 м вод.ст.

. Потери напора на уравновешивание разностей плотностей жидкостей в промывочных трубах и кольцевом пространстве определяются по формуле (3), в которую вместо f подставляют f_Ц = 30,2 см² - площадь внутреннего сечения 73 - мм труб.

Следовательно, по формуле (3) имеем h₃ при работе агрегата на III скорости:

h_{3 III} =  = 73,5 м вод.ст.

. Гидравлические потери давления в шланге и вертлюге при обратной промывке обычно отсутствуют или ничтожно малы.

. Потери давления на гидравлические сопротивления в нагнетательной линии будут такие же, как и при прямой промывке: на III скорости h₆ =6,2 м вод.ст.

. Давление на выкиде насоса, определяемое по формуле (5) при работе на III скорости :

р_{Н III} =10³×9.81(16.8+371+73.5+6.2)=4.58 МПа;

. Давление на забое скважины вычислим по формуле (6) при работе на III скорости:

р_{З III} = 10³×9,81(2800+371+73,5) = 24 МПа;

. Мощность, необходимую для промывки песчаной пробки, определим по формуле (7) при работе на III скорости:

N =  =49,4 кВт;

. Использование максимальной мощности промывочного агрегата определим по формуле (8) при работе на III скорости:

К =  ×100 = 44,8%;

10. Скорость подъема размытого песка определим по формуле (9) при работе агрегата на III скорости:

V_П = 1,52-0,095=1,425 м/с;

. Продолжительность подъема размытой пробки после промывки ее каждым коленом до появления чистой воды определяется по формуле:

T = Н/V_П (14)

По формуле (14) имеем t при работе агрегата на III скорости:

t_III = 2800/1,425 = 1403 c =23мин;

2.4 Специальный вопрос «Применение беструбного гидробура 2 ГБ-90 с целью удаления песчаных пробок»

Песчаные пробки удаляют чисткой ствола желонкой или промывкой скважины. Чистка скважины - длительный и трудоемкий процесс, вызывающий к тому же сильный износ оборудования скважины. Ее применяют лишь на неглубоких скважинах при небольшой мощности пробок. Для чистки используют желонки различных типов: простые, поршневые и автоматические. Желонку спускают на канате в скважину, и когда от желонки до пробки остается несколько метров, отпускают тормоз лебедки. Под действием собственного веса желонка падает вниз и с силой ударяется о пробку. При ударе клапан желонки открывается и некоторое количество песка попадает в желонку. Для лучшего заполнения желонки ее несколько раз приподнимают и ударяют о пробку, после чего желонку извлекают на поверхность для очистки.

В дипломном проекте предлагается для разбуривания песчаных пробок применить беструбный гидробур, который спускают в скважину на стальном канате.

Гидробур (рис) состоит из основных узлов: долото 1 ударного типа, служащего для разрушения пробки; желонки 2, в которой собирается песок, плунжерного насоса 3, создающего циркуляцию жидкости в призабойной зоне, и гидроциклона.

Принцип действия гидробура следующий: после падения инструмента 4 под действием собственного веса и инерции при ударе двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 5 через отверстия бокового плоского клапана 6. При подъеме инструмента над забоем (рис. 215, Б) вначале выдвигается плунжер, происходит всасывание жидкости из корпуса желонки 7 через шариковый клапан 8. Одновременно с этим в желонку через центральную трубку 9 всасывается жидкость с забоя из-под долота 10. Жидкость, поднимаясь с забоя, увлекает с собой частицы песка, которые после выхода из центральной трубки вследствие резкого падения скорости потока гидроциклона оседают на дне желонки. После нескольких ударов по забою желонка заполняется песком. При разгрузке гидробура долото снимается и через образовавшееся отверстие песок выходит из желонки. После окончания разбуривания для удаления из скважины взмученной жидкости к гидробуру вместо долота присоединяют обратный клапан, и инструмент работает как обычная пневматическая желонка.

Техническая характеристика гидробура:

Общая длина, м……………………………………………….9,8

Наружный диаметр, мм……………………………………....90

Максимальная проходка за один рейс в 168-мм колонке, м……1,5

Полезная емкость желонки, л………………………………..25

Диаметр плунжера, мм……………………………………….88

Длина хода плунжерного насоса, м…………………………1,2

Теоретический объем плунжера, л………………………...3,17

Диаметр тартального каната, мм…………………………...15,5

Рисунок 7. Беструбный гидробур 2 ГБ-90:

- долото; 2 - желонка; 3 - плунжерный насос; 4 - плунжер; 5 - корпус насоса; 6 - боковой клапан; 7 - корпус желонки; 8 - шариковый клапан; 9 - центральная труба

3. Охрана труда и окружающей среды

.1 Охрана труда

К ремонту скважин допускаются лица, обученные согласно Положению о порядке обучения работников безопасным методам работы. Организационные, технические и технологические требования, выполнение которых является обязательным для обеспечения безопасного производства работ, изложены в Правилах безопасности в нефтяной и газовой промышленности.

Бригады по текущему и капитальному ремонтам скважин должны вести Журнал проверки состояния условий труда. В этом журнале ИТР и общественные инспекторы по технике безопасности записывают результаты плановых и внеочередных проверок состояния техники безопасности, а также мероприятия по устранению выявленных нарушений.

Ремонт скважины на кусте без остановки соседней скважины может быть допущен при условии осуществления специальных мероприятий и использования технических средств, предусмотренных планом.

Перед проведением ремонтных работ территория вокруг скважины должна быть спланирована с учетом расстановки оборудования и освобождена от посторонних предметов, а в зимнее время - очищена от снега и льда.

Площадки для установки передвижных подъемных агрегатов должны сооружаться с учетом состава грунта, типа агрегатов, характера выполняемой работы и располагаться с наветренной стороны с учетом розы ветров.

Рабочие места должны быть оснащены плакатами, знаками безопасности, предупредительными надписями в соответствии с типовыми перечнями, утвержденными министерством в установленном порядке.

Бригады по ремонту скважин должны быть обеспечены оборудованием в соответствии с Нормативами оснащения объектов нефтяной промышленности механизмами, приспособлениями и приборами, повышающими безопасность и технический уровень их эксплуатации, утвержденными Миннефтепромом и Госгортехнадзором СССР.

Оборудование, механизмы и КИП должны иметь паспорта заводов-изготовителей, в которые вносят данные об их эксплуатации и ремонте. Запрещается эксплуатация оборудования при нагрузках и давлениях, превышающих допустимые по паспорту. Все применяемые грузоподъемные машины и механизмы должны иметь ясно обозначенные надписи об их предельной нагрузке и сроке очередной проверки.

Техническое состояние подъемных механизмов (лебедка, талевый блок, кронблок), грузоподъемных устройств и приспособлений (штропы, элеваторы, механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг), а также канатов должно отвечать требованиям соответствующих ГОСТов, ТУ и нормам на изготовление.

Освещенность рабочих мест должна соответствовать Отраслевым нормам проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности ВСН 34-82.

Содержание нефтяных паров и газов в воздухе рабочей зоны не должно превышать предельно допустимых концентраций (ПДК) по ГОСТ 12.1.005-76 (углеводороды предельные  в пересчете на С - 300 мг/м, сероводород в смеси с углеводородами - 3 мг/м).

К работам на производственных объектах, где возможна загазованность воздуха сероводородом выше ПДК (в аварийных ситуациях) допускаются лица не моложе 18 лет, не имеющие медицинских противопоказаний для работы в изолирующих противогазах и дыхательных аппаратах и прошедшие соответствующее обучение, инструктаж и проверку знаний по безопасному ведению работ.

К работам на скважинах не допускаются рабочие и ИТР, не прошедшие в течение трех лет переподготовку в специализированных учебно-курсовых комбинатах по курсу "Управление скважиной при газонефтеводопроявлениях".

Агрегаты должны быть установлены на расстоянии не менее 10 м от устья скважины и таким образом, чтобы их кабины не были обращены к устью. Расстояние между агрегатами должно быть не менее 1 м.

Все агрегаты работающие на скважине должны быть оснащены искрогасителями.

Подъемные агрегаты должны быть укреплены оттяжками из стальных канатов так, чтобы они не пересекали дороги, линии электропередачи, находящиеся под напряжением, и переходные площадки.

Вышка (мачта) должна быть отцентрирована относительно оси скважины.

Нагнетательные линии от агрегатов должны быть оборудованы обратными клапанами, тарированными предохранительными устройствами заводского изготовления и манометрами. Отвод от предохранительного устройства на насосе должен быть закрыт кожухом и выведен под агрегат.

.2 Охрана окружающей среды

Все работы по ремонту скважин должны осуществляться в соответствии с нормативными документами, актами, положениями и правилами по охране окружающей среды, действующими на территории РФ.

Мероприятия по охране окружающей среды должны быть предусмотрены в утвержденных документах на ремонт скважин (заявка, план, смета) и дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе работ.

Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические особенности процесса ремонта скважин, время года, природно-климатические условия района ведения работ, народнохозяйственную ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.

Загрязнение окружающей среды буровыми сточными водами (БСВ) должно быть исключено в результате:

) централизованного сбора БСВ в емкости или пожарный амбар со всех точек поступления;

) очистки БСВ на передвижной установке для последующего использования в оборотном водоснабжении или очистки до нормативного уровня для сброса на рельеф местности.

Загрязнение объектов окружающей среды промывочными растворами должно быть исключено за счет:

) применения реагентов и рецептур промывочных растворов, относящихся к малоопасным веществам - IV классу токсичности и опасности по ГОСТ 12.1.007-76;

) исключения применения нефти для обработки промывочных растворов или приготовления специальных жидкостей;

) путем использования специальных химических реагентов и рецептур, а также совершенствования очистки промывочных растворов на передвижных установках;

) замены земляных амбаров на циркуляционные системы;

Все завозимые на скважину химические реагенты и материалы должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в них осадков и размыва их на территории буровой. Для приготовления буровых растворов и специальных жидкостей необходимо максимально использовать средства механизации.

Защита окружающей среды от загрязнения шламом в зависимости от уровня его опасности осуществляется следующим образом: при ремонтных работах в природоохранных зонах необходимо применять безамбарный способ промывки. В этом случае должен быть предусмотрен сбор шлама в накопительные контейнеры и вывоз на полигон для захоронения.

Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха необходимо использование специальных реагентов-нейтрализаторов, а также растворов с высокой нейтрализующей способностью при вскрытии продуктивных пластов, содержащих сероводород.

Сероводородсодержащая пластовая вода, используемая для глушения скважин и других технологических нужд, перед ее сбором в накопительные емкости должна быть нейтрализована.

Запрещается использовать пластовую воду без нейтрализации в ней сероводорода.

Химические реагенты для нейтрализации сероводорода и других вредных веществ, содержащихся в пластовой воде, должны отвечать следующим требованиям:

) предлагаемый реагент должен полностью нейтрализовывать сероводород;

) реакция реагента-нейтрализатора с сероводородом в пластовой воде должна протекать сразу после их взаимодействия и носить необратимый характер;

) водные растворы реагента-нейтрализатора сероводорода должны сохранять свои свойства не менее 15 дней после их приготовления;

) реагент-нейтрализатор сероводорода не должен снижать плотность обрабатываемой воды;

) после нейтрализации сероводорода в пластовой воде последняя должна быть нетоксичной и пригодной для глушения, промывки и долива скважин;

) реагент-нейтрализатор сероводорода должен быть пригодным для применения в климатических условиях любого нефтяного района страны;

) реагент-нейтрализатор сероводорода должен транспортироваться любым видом транспорта в деревянных, железных, фанерных бочках, полиэтиленовых и других влагонепроницаемых мешках.

Реагенты-нейтрализаторы сероводорода должны быть обезврежены и захоронены на специальных полигонах по согласованию с местными природоохранными органами.

Для предупреждения возможного загрязнения окружающей среды флюидами ликвидированных или законсервированных скважин необходимо выполнять природоохранные мероприятия в соответствии с РД 08-71-94 Инструкция о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудования их устьев и стволов.

При ремонте скважин в пойменных зонах естественных водоемов администрацией предприятия совместно с организациями санитарного надзора и бассейновой инспекции должны быть разработаны дополнительные мероприятия, обеспечивающие предотвращение загрязнения грунтовых и паводковых вод вредными веществами и производственными отходами.

Запрещается выпускать в атмосферу газ, содержащий вредные вещества, без сжигания или нейтрализации.

Способы сжигания и нейтрализации должны обеспечить концентрацию вредных веществ на границе санитарно-защитной зоны в пределах установленных значений ПДК при максимально ожидаемых объемах сжигаемого газа с учетом фонового загрязнения атмосферы и влияния соседних источников технологических выбросов.

При аварийных разливах промышленные стоки, содержащие вредные вещества, следует немедленно собрать в приемники и на месте нейтрализовать.

Бытовой и производственный мусор, как в процессе ремонта скважин, так и после его завершения, следует собирать и вывозить в места свалки, согласованные с землепользователем, а также частично сжигать и захоронять в шламовых амбарах при ликвидации последних.

Для проведения анализа воздуха рабочей зоны экспресс - методом мастер бригады и бурильщик должны пройти дополнительное обучение на рабочем месте и иметь право на проведение анализа воздуха рабочей зоны.

В процесс ремонта скважин каждая смена должна начинать работу с анализа экспресс-методом воздуха, взятого у открытого устья. Результаты анализа регистрируются в специальном журнале.

В случае газопроявлений в процессе ремонта (за счет колебаний уровня закачиваемой жидкости и др.) всякая работа на скважине должна быть прекращена. При этом экспресс-методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие сероводорода, сернистого газа, углеводородов, окиси углерода. Если загазованность рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье скважины и принять срочные меры по ликвидации газопроявлений. При данной ситуации члены бригады должны пользоваться СИЗОД.

Освоение скважины после ремонта (откачка закачанной жидкости с целью вызова притока из пласта) производится после полной сборки устьевой арматуры.

4. Экономическая часть

.1 Расчет заработной платы

З_осн =Ч*Т*С_х, (15)

где: Ч - численный рабочий состав,

Т - затраты времени,

С_х - часовая тарифная ставка;

Таблица 8 - Численный состав рабочих

З_м.цднг= 1*12*15*16,85=3033

З_м.прс= 1*12*15*16,85=3033

З_{о.прс 8}= 1*12*15*14,74=2653,2

З _{о.прс 6}=1*12*15*12,08=2174,4

З _{о.г.скв.7}=1*12*15*13,56=2440,8

З_д.н.=1*12*15*12,08=2174,4

З_строп.6=1*12*15*12,08=2174,4

З_строп.5=1*12*15*9,8=1764

4.2 Расчет суммы затрат

Премия - 50%

З _премия = З _осн *50% (16)

Таблица 9 - Расчет суммы затрат

4.3 Доплата по районному коэффициенту

Доплата по районному коэффициенту - 50%

З _{район. коэф.} = З_осн. * 50% (17)

Таблица 10 - Расчет доплаты по районному коэффициенту

4.4 Доплата за работу в районах Крайнего Севера

З _{крайн.сев} = З _осн * 50% (18)

Таблица 11 - Расчет доплаты за работу в районах Крайнего Севера

4.5 Расчет заработной платы с премиями

∑ доплат = З _премия + З _{район.коэф.} + З _кр.сев (19)

Таблица 12 - Расчет заработной платы с премиями

З _{осн+премия} = З _осн + ∑ _доплат (20)

Таблица 13

4.6 Расчет дополнительной заработной платы

З _доп = З _{осн + премия} * 11% (21)

Таблица 14 - Расчет дополнительной заработной платы

4.7 Общая заработная плата

З _общ. = З_{осн +премия} + З_{дополнит.} (22)

Таблица 15 - Расчет общей заработной платы

4.8 Отчисления на социальное страхование

З_{соц.страх} = З _общ. *36% (23)

Таблица 16 - Расчет отчислений на социальное страхование

Заключение

При эксплуатации нефтяных скважин происходят осложнения, связанные с разрушением неустойчивых пород призабойной зоны и образования песчано-глинистых пробок прифильтровой части присадных труб и в подъемных трубах. В зависимости от природы и интенсивности выноса пород, толщина песчано-глинистных пробок иногда достигает 200-400 метров, в связи с чем, нередко продуктивность скважины снижается вплоть до полного прекращения подачи жидкости.

Учитывая это, в работе рассмотрены методы разрушения и удаления скопившегося в скважине песка путем проведения прямой и обратной промывок и с применением беструбного гидробура.

На конкретном примере с исходными параметрами нефтяной скважины произведен расчет прямой и обратной промывок.

Анализ и расчет двух вариантов промывок (прямой и обратной) показал, что наиболее экономичен и удобен способ прямой промывки, при котором промывочная жидкость (нефть или вода) подается по насосно-компрессорным трубам, а песок, глина и другая порода, закупорившая скважину, возвращается на дневную поверхность через пространство, образованное между обсадкой колонкой и встроенной в нее насосно-компрессорной трубой.

Список используемой литературы

1.   А.И. Акульшин, В.С.Бойко, Ю.А.Зарубин, В.М Дорошенко «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М, Недра 1989г.

.     Геологический отчет по Федоровскому месторождению.2010г. ОАО «Сургутнефтегаз».

.     Л.С.Каплан «Оператор по добыче нефти и попутного газа», учебное пособие для операторов, Уфа,2005 г.

4.       В.М.Муравьев «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М, Недра 1978г.

.        А.Н. Юрчук, А.З.Истомин «Расчеты в добыче нефти» М, Недра 1979г.

.        А.Н. Юрчук «Расчеты в добыче нефти» М, Недра 1974 г.