Капитальный ремонт скважин

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
и контрольные задания к практическим занятиям
и самостоятельной работе по дисциплине
«Капитальный ремонт скважин»
для студентов специальности
090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и
специализации 090803«Капитальный ремонт скважин»
очной и заочной форм обучения. Часть II.
Тюмень 2002
1
Утверждено редакционно-издательским советом
государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Составители:
Зозуля Г.П., д.т.н., профессор
Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент
Шенбергер В.М., к.т.н., доцент
Листак М.В., ассистент
© Тюменский государственный нефтегазовый университет
2002
2
2.3 Газлифт и его расчёт
Обычно газлифтный способ эксплуатации применяют, когда пластовой энергии недостаточно для подъема жидкости из пласта на поверхность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. При газлифтном способе эксплуатации, газ, поступающий с поверхности, вводится
в поток пластовой жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси
уменьшается и давление на кровле нефтяного пласта оказывается достаточным не только для обеспечения заранее выбранного отбора жидкости,
но и для создания на устье необходимого напора для транспортировки
продукции до сборного пункта.
Основными достоинствами газлифтного способа являются:
1. Простота конструкции оборудования; в скважину не спускаются
трущиеся, а, следовательно, и быстроизнашивающиеся механизмы;
2. Расположение всего оборудования на поверхности и доступность
его для обслуживания;
3. Возможность отбора больших количеств жидкости;
4. Простота регулирования дебита скважин;
5. Возможность предупреждения пробкообразования в процессе
эксплуатации;
Для извлечения определенного количества жидкости необходимо
рассчитать:
• Длину подъемника;
• Наивыгоднейший диаметр труб;
• Наиболее выгодное количество нагнетаемого рабочего агента.
Для максимального отбора жидкости необходимо создать, возможно, меньшее давление на забой. Исходя, из этого глубина спуска компрессорных труб должна быть максимальной. Однако спускать трубы до забоя,
т.е. до нижних отверстий фильтра и ниже в зумпф, нельзя, так как газ, нагнетаемый, в кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ
будет препятствовать притоку жидкости из пласта в скважину. Поэтому
рекомендуется спускать НКТ до верхних отверстий фильтра и даже несколько выше их. Длина подъемника определяется по формуле:
L=H−
где
Pзаб − Р1
ρ⋅g
(50)
Р1 – давление у башмака, МПа.
Р1 = ρ ж ⋅ g ⋅ h1
(51)
3
где
3
ρ ж − плотность жидкости в колонне, кг/м ;
h1 − расстояние от статического уровня до башмака НКТ или
рабочего клапана, м.
Находим внутренний диаметр труб подъемника
d = 400
где
ρж ⋅ L
Р1 − Р у
Q
ρ ж ⋅ g ⋅ L − Р1 + Р у
3
(52)
Р у − устьевое давление, МПа;
3
Q − проектный дебит скважины по жидкости, м /с.
Удельный расход газа рассчитываем по формуле:
Rф =
0 ,388 ⋅ L ⋅ ( ρ ж ⋅ g ⋅ L − Р1 + Р у )
Р
d 0.5 ⋅ ( Р1 − Р у ) ⋅ lg ⋅ ( 1 )
Ру
(53)
Так как при запуске скважины уровень жидкости не доходит до
устья скважины, то пусковое давление для однорядного подъемника с подачей газа по НКТ определяется по формуле:
Рпуск = h1 ⋅ ρ ж ⋅ g ⋅
где
D2
D2 − d 2
(54)
D − внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d − условный диаметр подъемных труб, м.
Произведем расчет газлифтного способа эксплуатации скважины используя формулы (50 - 54) и исходные данные таблица 7.
Длина подъемных труб:
( 27 ,0 − 13,2 ) ⋅ 10 6
L = 2815 −
= 1252 м
900 ⋅ 9 ,81
где давление у башмака определяется как
Р1 = 900 ⋅ 9 ,81 ⋅ 1500 = 13,2 МПа
4
Таблица 7 - Исходные данные для расчета газлифта.
Параметр
Величина Ед. измер.
Расстояние статического уровня до башмака НКТ
Плотность жидкости в колонне
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны
Условный диаметр подъемных труб
Устьевое давление
Проектный дебит скважины по жидкости
Глубина скважины до верхних отверстий фильтра
Давление на забое скважины
м
кг/м3
м
м
МПа
т/сут
м
МПа
1500
900
0,152
0,048
2,5
15
2815
27,0
Находим внутренний диаметр труб подъемника
d = 400
900 ⋅ 1252
( 13 ,2 − 2 ,5 ) ⋅ 10 6
⋅3
1296000
900 ⋅ 9 ,81 ⋅ 1252 − 13 ,2 ⋅ 10 6 + 2 ,5 ⋅ 10 6
= 0 ,0403 м
Для полученного значения внутреннего диаметра труб подъемника
принимаем трубы НКТ диаметром 48 мм с толщиной стенки 4,0 мм.
Удельный расход газа рассчитываем по формуле:
0 ,388 ⋅ 1252 ⋅ ( 900 ⋅ 9 ,81 ⋅ 1252 − 13 ,2 ⋅ 10 6 + 2 ,5 ⋅ 10 6 )
Rф =
= 107 м3
6
13,2 ⋅ 10
0 ,04030.5 ⋅ ( 13,2 ⋅ 10 6 − 2 ,5 ⋅ 10 6 ) ⋅ lg(
)
2 ,5 ⋅ 10 6
При этом значение пускового давления составит:
Рпуск = 1500 ⋅ 900 ⋅ 9 ,81 ⋅
0 ,152 2
0 ,152 2 − 0 ,0403 2
= 14 ,25 МПа
2.4 Выбор и расчёт НКТ, в том числе «гибких» НКТ
1 Предельные осевые растягивающие нагрузки, при которых в резьбовом соединении гладких труб по ГОСТ 633-80 напряжения достигают
текучести Qстр (Н), определяют по формуле, при этом за расчетное принимают сечение по основной плоскости резьбы
Qстр =
π ⋅ Dср ⋅ b ⋅ σ т
1 +η
Dср
2l
⋅ ctg (α + ϕ )
5
,
(55)
где
Dср – средний диаметр сечения про впадине первого полного витка
(в основной плоскости), м
Dср= D - 2h - b;
D – наружный диаметр трубы, м;
h – глубина резьбы, м;
b – толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;
σт – предел текучести материала труб, Па;
η – коэффициент разгрузки, η= b/(S+b);
S – толщина стенки трубы, м;
l – длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), м;
α – угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы,
равный 60˚;
β – угол трения, принимаемый в расчетах равным 7˚.
Предельное растягивающее усилие Qт (Н), при котором в теле труб с
высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами (НКБ) по ГОСТ 633 – 80 возникает напряжение, равное пределу текучести, определяют по формуле
Qт= π D S σт ;
где
(56)
D – наружный диаметр трубы, м;
S – толщина стенки трубы, м;
σт – предел текучести материала труб, Па.
Внутреннее избыточное давление Рт (Па), при котором наибольшее
напряжение в трубах достигает предела текучести, определяют по формуле
Рт = 0 ,875
где
2S ⋅σ т
,
D
(57)
0,875 – коэффициент, учитывающий разность сечения трубы;
D – наружный диаметр трубы, м;
S – толщина стенки трубы, м;
σт – предел текучести материала, Па.
Наружное избыточное давление Ркр (Па), при котором наибольшее
напряжение в трубе достигают предела текучести, определяют по формуле:
Ркр
⎧
⎪σ р
⎪⎪
= 1,1 ⋅ K min ⎨
⎪
⎪−
⎪⎩
⎫
⎪
⎪⎪
⎬
2
⎡
⎤
⎛
⎞
⎪
3
е
2
⎟⎥ − 4 ЕК 02 ρ 0σ р ⎪
⎢σ р + ЕК 0 ρ 0 ⎜⎜ 1 +
2 ρ 03 К min ⎟⎠⎦⎥
⎪⎭
⎝
⎣⎢
⎛
⎞
3е
⎟−
+ ЕК 0 ρ 0 ⎜⎜ 1 +
3
⎟
2
ρ
К
0 min ⎠
⎝
6
(58)
где
Кmin=Smin/D; К0=S0/D; Е=2,1. 1011 Па (для стали);
ρ0=S0/Smin; е=2(a-b)/(a+b);
Smin=0,875.S;
⎤
⎡⎛ 1 − 0 ,01 ⋅ μ ⎞ 3
S 0 = S ⋅ 0 ,5 ⋅ ⎢⎜
⎟ + 0 ,67 ⎥
⎥⎦
⎢⎣⎝ 1 + 0 ,01 ⋅ λ ⎠
где
(59)
е – овальность;
a, b – большая и малая ось овала;
μ – отрицательный допуск на массу трубы, м
λ – положительный допуск на наружный диаметр, %.
Пример расчёта.
1 Предельные осевые растягивающие нагрузки (Q стр):
Рассчитаем диаметр средний:
ДСР = 0,073 – 2 . 0,002 – 0,0035 = 0,0655 м
Qстр =
3 ,14 ⋅ 0 ,0655 ⋅ 0 ,0035 ⋅ 387 ⋅ 10 6
= 29 кН
0 ,0655
1 + 0 ,19
⋅ ctg ( 60° + 7° )
2 ⋅ 0 ,05
2 Предельные растягивающее усилие Qт
Qт= 3,14· 0,073· 0,005·387=0,44·106 Па.
3. Внутреннее избыточное давление Рт
2 ⋅ 0 ,005 ⋅ 387 ⋅ 10 6
= 46 МПа;
РТ = 0 ,875
0 ,073
4. Наружное избыточное давление Ркр
σр=322 МПа; Smin = 0,875·0,005 = 0,0048; Kmin = 0,004/0,073 = 0,066;
Ко = 0,0009/0,073 = 0,0759; ρо = 0,0009/0,004 = 1,155; Sо = 0,00554.
⎧
⎛
⎞
3 ⋅ 0 ,192
⎟⎟ −
РКР = 1,1 ⋅ 0 ,066 ⎨387 ⋅ 10 6 + 2 ,1 ⋅ 10 11 ⋅ 0 ,0759 2 ⋅ 1,155⎜⎜ 1 +
3
2 ⋅ 1,155 ⋅ 0 ,066 ⎠
⎝
⎩
2
⎛
⎛
⎞⎞
3 ⋅ 0 ,192
⎟⎟ ⎟ −
− ⎜⎜ 387 ⋅ 10 6 + 2 ,1 ⋅ 10 ⋅11 ⋅0 ,0759 2 ⋅ 1,155⎜⎜ 1 +
2 ⋅ 1,155 3 ⋅ 0 ,066 ⎠ ⎟⎠
⎝
⎝
}
− 4 ⋅ 2 ,1 ⋅ 10 4 ⋅ 0 ,0759 2 ⋅ 1,155 ⋅ 387 ⋅ 10 6 = 51,5
7
Результаты расчета НКТ 73 × 5,5:
QСТР = 0,29 . 106 Па; QТ = 0,44 . 106 Па; PТ = 46 МПа; PКР = 51,5 МПа.
3 ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН, ВОСССТАНАВЛИВАЕМЫХ МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА.
Конструкция скважины определяется, исходя из диаметра колонны,
в которой будет производится работа.
Проектирование начинают с выбора диаметра долота, выбор которого обуславливается следующим.
1. Диаметром колонны, в которой будут производиться работы по
зарезке и бурению второго ствола.
2. Зазором между колонной и долотом.
Зазор выбирают с таким расчетом, чтобы долото могло свободно
проходить внутри колонны, в которой будут производиться работы. Диаметр долота, которым предстоит бурить второй ствол под эксплуатационную колонну или (хвостовик), определяют по формуле:
Dд = Dн − 2 ⋅ δ
где
(60)
Dн = наружный диаметр колонны, в которой будут производиться
работы;
δ - зазор между наружным диаметром колонны и долотом (взятый с
учетом возможной максимальной толщины стенки труб).
Зазор δ принимают равным 14-15мм.
После выбора долота определяют диаметр колонны, спускаемой в
пробуренный ствол, по формуле:
d к = Dд − 2 ⋅ δ 1
где
(61)
δ1 - зазор между стенкой скважины (диаметр которой условно
принят равным диаметру долота) и наружным диаметром
спускаемой колонны (таблица 8).
Таблица 8 - Рекомендуемые зазоры
Диаметр долота, мм
Зазор, мм
97
12
118
14,5
8
140
13
190
22
214
34
243
37,5
269
50,5
Проектирование конструкции скважины заканчивается сравнением
наружного диаметра спускаемой колонны и колонны, в которой производились работы. При этом необходимо соблюдение следующего условия:
Dн − d k ≥ δ 2
(62)
Рекомендованные зазоры δ, полученные на основании исследования
фактического материала приведены в таблице 9.
Таблица 9 - Рекомендуемые зазоры
Наружный диаметр колонны, мм 102 114 146
Зазор, мм
12 41 57
168
54
219
73
273
105
299 325
131 157
После выбора и уточнения конструкции скважины необходимо подобрать режущий инструмент для вскрытия « окна » в колонне.
Размеры «окна» должны быть такими, чтобы спускаемые долота,
колонна, геофизическая аппаратура и т.д., свободно проходили через него
в процессе работы. Максимальный диаметр райбера определяют по формуле:
D р = Dд + 2 ÷ 3 мм
(63)
Далее выбирают размер отклонителя. Перед спуском отклонителя
колонна, в которой производятся работы по зарезке и бурению второго
ствола обследуется специальным направлением (шаблоном), диаметр и
длину которого определяют по формулам:
где
Dш = D0 + 3 ÷ 4 мм
(64)
Lш = L0 + 2 ÷ 3 м
(65)
Do- наибольший диаметр от спускаемого отклонителя, мм;
Lo- длина спускаемого отклонителя, м
ЗАДАЧА:
Необходимо обосновать конструкцию скважины, восстанавливаемой методом зарезки и бурения второго ствола, используя данные таблиц 8
и 9.
Скважина имеет следующую конструкцию:
610 –мм направление спущено на глубину 5 м.
416 - мм кондуктор - 450 метров (подъем цемента до устья);
273-мм техническая колонна-1800 м (подъем цемента до глубины 600 м);
9
168-мм эксплутационная колонна спущена на глубину 2680 метров ( подъем цемента до глубины 1700 м );
Зарезку и бурение второго ствола намечено произвести с глубины
1860 метров до 2680 метров.
Требуется определить:
1. Диаметр долота, которым производится бурение второго ствола по
формуле:
Dд = 168 − 2 ⋅ 14 = 140 мм
Что соответствует диаметру долота 140 мм
2. Диаметр спускаемой колоны (хвостовика). Величину δ1 берем из
таблицы 8.
d к = 140 − 2 ⋅ 13 = 114 мм
Что соответствует колонне диаметром 114,3 мм. Зазор δ2 составит:
δ2 = 168 – 114 = 54 мм
что согласно данным таблице 9 , находиться в допустимых пределах
3. Диаметр райбера, определяется по формуле (4):
D р = 140 + 2 = 142 мм
который соответствует технической характеристике применяемых райберов для вскрытия окна в 168 мм колоннах. На основании расчетов выбираем отклонитель типа ОЗС 1-186, максимальный диаметр которого равен
136 мм, а составляет 4,6м.
4. Диаметр шаблона определим по формуле:
Dш = 136 + 3 = 139
5. Длину шаблона определим по формуле
Lш = 4 ,6 + 3 = 7 ,6 м
Длину шаблона (направления) принимаем равным 7,5 м, таким образом, после зарезке и бурения 2 ствола конструкция скважин измениться
следующим образом 114 мм «хвостовик» будет спущен в пробуренный новый ствол на глубину 2680 м с установкой воронки на глубине 1825 м и
подъемом цемента до воронки.
Если выбранный диаметр хвостовика114-мм не удовлетворят условиям эксплуатации то в этом случае там, где возможно, необходимо извлечь 168-мм эксплуатационную колонну с максимально возможной глу10
бины (в наше варианте с глубины 1780-1790 м) и работы по зарезке и бурению второго ствола производить в технической колонне диаметром 273мм.
Основные этапы работы по зарезке и бурению второго ствола заключаются в следующем:
1. выбирают место в колонне для вскрытия ствола;
2. на выбранной глубине создают в колонне цементный стакан, на
котором устанавливают отклонитель;
3. вскрывают «окно» в колонне ;
4. бурят второй ствол до заданной глубины;
5. проводят комплекс электромеханических работ;
6. спускают эксплуатационную колонну или «хвостовик» с последующим цементированием и испытанием на герметичность;
7. перфорируют колонну против продуктивного пласта.
4 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ДЛИНЫ НЕПРИХВАЧЕННОЙ ЧАСТИ
БУРИЛЬНОЙ КОЛОННЫ
Определение места прихвата зависит от точности измерения удлинения. Поэтому практический способ определения места прихвата, с
помощью которого получают наилучшие результаты, состоит в следующем.
4.1. Прихваченная колонна бурильных труб растягивается под действием силы Р1, которая по индикатору веса должна быть на пять делении
больше нормального веса колонны в свободно подвешенном состоянии. На
бурильной трубе делается отметка на уровне стола ротора.
4.2. Колонна растягивается с силой, которая по индикатору веса на
пять делении больше 'предыдущей нагрузки, а затем разгружается до положения стрелки индикатора, равного предыдущему. Снова делается отметка на бурильной трубе, которая вследствие трения в талевой системе,
возможно, и не будет совпадать с первой.
4.3. Расстояние между этими двумя отметками делится на две равные части и делается отметка на трубе, соответствующая нагрузке Р1.
4.4. Прихваченная колонна вновь растягивается под действием силы Р2, большей Р1 на 10 – 20 делении по индикатору веса.
Сила Р2 должна быть соизмерима с площадью поперечного сечения
тела труб и маркой стали, из которой они изготовлены, с тем чтобы деформации, вызванные этой силой, были упругими. Полученное при этом
удлинение отмечается на трубе.
4.5. Колонна снова растягивается под действием силы, на пять делении большей Р2, а затем нагрузка снимается до первоначального значения Р2. Новое положение также отмечается. Средняя отметка между ними
характеризует удлинение, соответствующее силе Р2.
11
4.6. Измеряют расстояние между верхней и нижней отметками, по
которому находят искомое удлинение не прихваченной части бурильных
труб, т. е. Δl.
Задача.
В скважине с оснасткой талевой системы 4х5 глубиной 2100 м произошел прихват бурильных труб диаметром 89 мм, имеющих толщину
стенки 9 мм. Вес колонны бурильных труб в подвешенном состоянии перед прихватом по показаниям ГИВ-2 (таблица 10), был равен 45 делении.
Таблица 10 - Показатели прибора ГИВ-2
Усиление на 1 Отклонение
Усиление на 1 Отклонение
Показания в
Показания на
конец талево- от показаний,
конец талево- от показаделениях
делениях
го канала, мН
мН
го канала, мН
ний, мН
10
5
0
60
71,5
1
20
18,5
0,5
70
83,5
0,56
30
33,5
0,54
80
98,5
0,5
40
47
0,57
90
111,5
0,5
50
59
0,82
100
125
0
Примечание. Проверка прибора проводилась на талевом канате диаметром 26 мм.
Растягивание при нагрузке Р1 проводилось до 50 делении, а при Р2 –
до 60 делении. Полученное удлинение бурильной колонны составило: Δl =
35 см
Определить длину не прихваченной части бурильной колонны.
Решение: Определим цену одного деления прибора ГИВ-2 между
показателями 50 и 60 делении по таблице 10.
Цена деления:
а= (71,5 – 59) /10 = 1,25 кН = 0,00125 МН
Длину не прихваченной части бурильной колонны определяем по
формуле:
L = 1,05 ⋅
где
EF
⋅ Δl
ΔP
(66)
L.– глубина места прихвата бурильных труб, м;
Е – модуль 'упругости стали колонны бурильных труб, Па;
F – площадь поперечного сечения тела бурильных труб, м;
Δl - полученное удлинение бурильной колонны, м;
ΔР - создаваемая нагрузка при растяжении колонны бурильной трубы, МН.
12
ΔР = а ⋅ (Р2 − Р1 ) ⋅ n
где
(67)
n - число рабочих струн оснастки талевой системы (n=8),
Тогда
L = 1,05 ⋅
2 ,1 ⋅ 10 5 ⋅ 0 ,00226
⋅ 35 = 1751 м
0 ,00125 ⋅ 10 ⋅ 8
Таким образом, прихват бурильной колонны произошел на глубине 1751 м.
В производственных условиях, в целях подсчета глубины прихвата
можно пользоваться данными таблицы 11.
Тогда формулу можно записать в следующем виде:
L = K ⋅ Δl
(68)
где
K = 1,05 ⋅
EF
ΔP
(69)
Значение коэффициента К для бурильных труб приведено в таблице 11.
Таблица 11 - Значение коэффициента К при различных нагрузках
Наружный
диаметр бурильной трубы, мм
60,3
73,0
89,0
100,6
114,3
Толщина
стенки,
мм
7
9
7
9
11
7
9
11
7
8
9
10
7
8
9
10
11
Площадь поперечного сечения
тела трубы, см2
11,72
14,50
14,51
18,09
21,41
18,02
22,69
26,94
20,79
23,51
26,17
28,76
23,58
26,70
29,76
32,71
35,68
Значение коэффициента К при разности
напряжений Р2 - Р1, Н
100 150 200 250 300
50 000
000 000 000 000 000
5168 2584 1723 1292 1034 861
6394 3187 2131 1598 1279 1065
6399 3199 2133 1600 1280 1066
7976 3988 2659 1994 1595 1329
9444 7422 3148 2361 1889 1574
7948 3974 2649 1987 1590 1325
10005 5002 3335 2501 2001 1667
11881 5940 3960 2970 2376 1980
9170 4585 3056 2292 1834 1528
10369 5184 3456 2592 2074 1728
11540 5770 3847 2885 2308 1923
12684 6342 4228 3171 2537 2114
10401 5200 3467 2600 2080 1733
11776 5888 3925 2944 2355 1962
13123 6562 3474 3281 2625 2187
14428 7214 4809 3607 2885 2404
15735 7867 5245 3933 3147 2622
Как видно из таблицы 11, для нашего случая К = 5002, тогда
L = 5002⋅35 = 175070 см = 1751 м.
13
5 ПРОЕКТИРОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН, ВОССТАНАВЛИВАЕМЫХ МЕТОДОМ ЗАРЕЗКИ И БУРЕНИЯ ВТОРОГО СТВОЛА (ОБОСНОВАНИЕ ДЛИНЫ «ХВОСТОВИКА» ОСНАЩЕНИИ НИЗА И РАСЧЕТ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ «ХВОСТОВИКА»)
ЗАДАЧА:
Необходимо обосновать длину спуска «хвостовика», оснащение низа «хвостовика» и произвести расчет цементирования «хвостовика».
Скважина имеет следующую конструкцию:
• 273 - мм кондуктор - 600 метров (подъем цемента до устья);
• 168-мм эксплутационная колонна спущена на глубину 2800 метров (подъем цемента до устья);
• продуктивный пласт находится на глубине 2740-2765 м;
• произведена зарезка и бурение второго ствола с глубины 1640
метров до 2800 метров;
• бурение второго ствола производилось долотом диаметром 140
мм на бурильных трубах диаметром 89 мм с толщиной стенки 9мм. На
этих же трубах предусматривается произвести спуск «хвостовика» диаметром 114,3 мм с толщиной стенки 7 мм
• цементирование «хвостовика» произвести от «башмака» до «головы» цементным раствором плотностью 1800 кг/м3 с водоцементным
фактором равным 0,5.
Требуется определить:
1. Количество сухого цемента для цементирования хвостовика.
2. Объем продавочной жидкости для цементирования хвостовика.
6 ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ РАССМАТРИВАЕМЫХ ВИДОВ РЕМОНТНЫХ РАБОТ (НА ОПЫТЕ РАБОТЫ
ОАО «НОЯБРЬСКНЕФТЕГАЗ»)
В 1993 году начал широко использоваться метод интенсивного воздействия на пласт – технология ГРП. Высокая эффективность данной технологии достигается только при определённых горно-геологических условиях. Достигнутый эффект, необходимо соизмерять со стоимостью технологии и теми энергетическими и временными потерями, которые расходуются на сепарацию нефти и перекачку воды, при этом необходимо учитывать последствие такой технологии интенсификации. Скважины, в которых
имел прорыв нагнетаемых вод после капитального ремонта, остаются навсегда потерянными объектами нефтедобычи.
14
В порядке демонстрации возможностей РИР выполнили первые 63
операции ГРП на Муравленковском и Суторминском месторождениях.
Стало ясно, что этот метод весьма перспективен для ОАО '' ННГ''. Был закуплен в США весь комплекс необходимых насосов, смеситель, станция
контроля и другое оборудование для самостоятельной работы.
За несколько лет в ОАО '' ННГ'' выполнены 682 операции. Дополнительная добыча нефти за счёт ГРП (около 4 миллионов тонн нефти) на
много перекрыло те затраты, которые приходится нести при выполнении
этих дорогих операций. Во многих случаях удалось резко повысить уровни
отбора нефти на отдельных участках пластов.
Однако наличие (и в последнее время увеличивающаяся доля) неудачно проведённых РИР, диктует необходимость тщательного изучения
принципов выбора скважин и особенности технологии проведения операций в целях оптимизации этих работ.
Несмотря на многолетний опыт применения пока не выработано
каких-либо основательных подходов и принципов выбора скважин, планирования операций и проведения РИР. Нет критериев целесообразности выполнения этих работ, не дана оценка получению сиюминутных эффектов
на конкретных скважинах, не выяснены их роль в повышении нефтеотдачи
пластов, влияние ГРП на работу соседних скважин, возможность проведения в перспективе на таких скважинах ремонтно-изоляционных работ.
Экономически эффективная технология подразумевает получение
дополнительной прибыли компании от затраченных на нее средств. Поэтому условие целесообразности применения технологии повышения нефтеотдачи и интенсивности, добычи можно задать так
П>0
где
(70)
П – дополнительная прибыль компании от использования
технологии.
Прибыль от ее применения можно определить по формуле
П = В – ЗВ–ЗД – Н – К3
где
(71)
В – выручка от реализации дополнительной нефти;
ЗВ – затраты на внедрение технологии;
ЗД – условно-переменные затраты на добычу и подготовку нефти;
Н – налоговые выплаты;
КЗ – коммерческие затраты.
При расчете прибыли от продажи дополнительной (в результате проведения обработки) нефти учитываются только условно-переменные затраты на ее добычу и подготовку, так как дополнительных условно15
постоянных затрат (зарплата управленческого персонала, содержание зданий и др.) в результате применения вторичных технологий добычи нефти
не возникает. Таким образом, все слагаемые в формуле (51) кроме затрат
на внедрение (ЗВ) пропорциональны объему дополнительной нефти. Так
как основную долю налоговых выплат при добыче нефти составляют налоги «от выручки», приближенно можно считать налоги (Н) пропорциональными дополнительной добычи.
Пусть NЗД, NН, NКЗ – нормативы условно-переменных затрат соответственно на добычу нефти, налоговых затрат и коммерческих затрат на 1т
добытой и реализованной нефти. Средняя нетто-цена реализации 1т нефти
равна S. Тогда прибыль согласно формуле (56) можно выразить
П = qS – ЗВ – q(NЗД + NН + NКЗ)
(72)
Условие целесообразности применения технологии (70), исходя из
формулы расчета прибыли (72), можно представить так
q/ЗВ < q(S – NЗД + NН + NКЗ)
(73)
Перегруппируем множители и получим
q/ЗВ > 1/(S – NЗД + NН + NКЗ)
(74)
Левая часть неравенства (74) характеризует только результаты применения технологии в данных геологических условиях, правая часть содержит в сжатом виде экономическую информацию об эффективности
предприятия в целом и по отношению к переменным q и ЗВ, характеризующим обработку скважин, является расчетной; для каждого месторождения константой. Исходя из полученного соотношения (74) можно предложить упрощенный критерий эффективности применения технологии:
дополнительная добыча на 1 руб., потраченный на внедрение технологии.
Правая часть соотношения (74) является граничным значением эффективности технологии для данного месторождения в конкретных экономических условиях.
Преимущество использования данного полученного критерия оценки
эффективности заключается в возможности его применения техническими
специалистами, имеющим навыки составления затрат на технологическое
мероприятие. При этом, не обладая конфиденциальной информацией и
имея только граничное значение критерия эффективности, специалисттехнолог при планировании работ может быстро оценить экономическую
целесообразность применения технологии для компании.
В настоящее время описанный метод контроля применяется при планировании и оценке результатов обработок скважин на месторождениях
16
Российской Топливно-Энергетической Компании (АО «Ритек») и проведении ее подразделениями сервисных работ.
7 КРИТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ПРИМЕНЯЕМЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
РЕМОНТА СКВАЖИН С УЧЁТОМ ОХРАНЫ НЕДР И 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 работ и др.) и
дополнительных указаниях и требованиях, сформулированных в процессе
работ. Природоохранные мероприятия должны учитывать специфические
особенности процесса ремонта скважин, время года, природноклиматические условия района ведения работ, народно-хозяйственную
ценность водных объектов, лесов, отведенных земель и должны быть согласованы в местных комитетах по охране окружающей среды.
Все завозимые на скважину химические реагенты должны быть упакованы в специальную тару или контейнеры и храниться в закрытом помещении, предохраняющем от попадания в них атмосферных осадков или
размыва их на территории куста. Для уменьшения загрязнения атмосферного воздуха необходимо использовать специальные реагенты – нейтрализаторы. 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.
Окружающая среда при ремонте скважин может быть загрязнена рабочими жидкостями, которые остаются по окончании работ или же разлиты из-за небрежного обращения. Из-за нарушения режимов глушения
скважины или процесса освоения её, возможны выбросы скважиной жидкости вплоть до неуправляемого фонтанирования. В случае газопроявления в процессе ремонта все работы должны быть прекращены. При этом
экспресс методом проводится анализ воздуха рабочей зоны на присутствие
сероводорода, сернистого газа, окиси углеводорода. Если загазованность
рабочей зоны превышает ПДК, то необходимо загерметизировать устье
скважин и принять меры по ликвидации газопроявления. При данной ситуации члены бригады должны использовать средства индивидуальной
защиты.
Прилегающим к скважине землям ущерб может быть причинен и
пескосмесительными, автоцистернами и другой спецтехникой, применяе17
мой при ремонтных работах, в случаях отсутствия подъёздных путей к
скважине, при их неудовлетворительном состоянии и нарушения маршрутов следования.
Наиболее уязвимым природным компонентом являются водные ресурсы. Среди характерных форм воздействия на поверхностные и грунтовые воды в результате проведения ГТМ можно отметить следующие:
• Изменение гидрологического режима кустового участка;
• Нарушение режима водоносности водотоков;
• Загрязнение водной среды.
Используемые для контроля радиоактивные изотопы так же могут
оказаться источником загрязнения окружающей среды при небрежном обращении с ампулами и контейнеры или активированными материалами
(зернистыми или жидкими). Для предупреждения загрязнения окружающей среды при ремонтных работах проводятся следующие мероприятия:
Остатки рабочей жидкости из ёмкостей агрегатов и автоцистерн
должны сливаться в промышленную канализацию.
В случае если возникло неуправляемое фонтанирование, необходимо
срочно соорудить земляной вал для ограждения возможности растекания
пластового флюида по большой территории. Все углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины, по окончании работ должны быть
собраны и утилизированы, либо сожжены, если утилизация невозможна. В
случае разливов нефтепродуктов и ГСМ загрязненный грунт может предварительно обрабатываться бактериальным препаратом “Путидойл”.
Территория вокруг добывающей скважины в соответствии с действующими нормами должна быть ограждена земляными валами. Примыкающая к скважине территория в случае причинения ущерба при подъездах и т.д. должна быть рекультивирована для какого-либо использования.
Активизированные изотопные материалы запрещено использовать в
скважинах, если нет уверенности в надёжном разобщении пластов от горизонтов артезианских и целебных вод, а так же от пластов имеющих сообщение с дневной поверхностью по близости от скважины.
Зернистые материалы и активированные жидкости не должны попадать на дневную поверхность.
По окончании работ территорию скважины и одежду рабочих необходимо проверить, и убедится в отсутствии опасных концентраций радиоактивных веществ, рабочих жидкостей и т.д.
Список использованной литературы
1. РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: Гостехнадзор РФ, 1998. -160 с.
2. Регламент по заканчиванию нефтяных и газовых скважин. -Краснодар, НПО «Бурение», -1996. -400 с.
3. Спутник нефтяника и буровика. Справочник. /Н.Г. Середа, В.А.
18
Сахаров, А.Н. Тимашев /, -М.: Недра, -1986. -326 с.
4. РД 00158758-199-98. Технологический регламент на технологию
капитального ремонта скважин на Ямбургском ГКМ. - Тюмень, ТюменНИИГипрогаз, 1998. -59 с.
5. Блажевич В.А., Уметбаев В.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. - М.: Недра, 1985.
6. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. - М.: Недра, 1984. -225 с.
7. РД 575 3490-010-98. Технологический регламент на проектирование и строительство скважин (освоение и испытание скважин на продуктивность). - Сургут, СургутНИПИнефть, 1998. -93 с.
8. РД 153-39-023-97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах.
- -Краснодар, НПО «Бурение», 1997. -85 с.
9.. Новые технологии капитального ремонта скважин. -М.: Tacis,
1996.-400 с.
10. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин А.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. - М.: Недра, 1987. -316 с.
11. Серенко И.А., Сидоров Н.А., Кошелев А.Т., Повторное цементирование при строительстве и эксплуатации скважин. – М.: Недра, 1988. –
263 с.
СОДЕРЖАНИЕ
2.3
2.4
3.
4.
5.
6.
7.
Газлифт и его расчет ……………………………………………...
Выбор и расчет НКТ, в том числе «гибких» НКТ ………………
Проектирование конструкции скважин, восстанавливаемых
методом зарезки и бурения второго ствола ……………………..
Определение длины неприхваченной части бурильной колонны …………………………………………………………………..
Проектирование конструкции скважин, восстанавливаемых
методом зарезки и бурения второго ствола (обоснование длины «хвостовика» оснащении низа и расчет цементирования
«хвостовика») ……………………………………………………..
Экономическая эффективность рассматриваемых видов ремонтных работ (на опыте работы ОАО «Ноябрьскнефтегаз») ...
Критический анализ применяемых технологий ремонта скважин с учетом охраны недр и окружающей среды ………………
Список использованной литературы …………………………….
19
3
5
8
11
14
17
18
19
Методические указания и контрольные задания к практическим занятиям и
самостоятельной работе по дисциплине «Капитальный ремонт скважин»
для студентов специальности 090800 «Бурение нефтяных и газовых скважин» и специализации 090803 «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения. Часть II.
Составители:
Зозуля Г.П., д.т.н., профессор
Герасимов Г.Т., к.т.н., доцент
Шенбергер В.М., к.т.н., доцент
Листак М.В., ассистент
Подписано к печати
Заказ №
Формат 60×84 1/16
Отпечатано на RISO GR 3750
Бум. писч. № 1
Уч. изд. л.
Усл. печ. л.
Тираж 100 экз.
Издательство «Нефтегазовый университет»
Государственного образовательного учреждения высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
625000, г. Тюмень, Володарского, 38
Отдел оперативной полиграфии издательства «Нефтегазовый университет»
625000, г. Тюмень, Володарского, 38
20