ПРОЕКТИРОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ РЕМОНТА ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ СКВАЖИНЫ ГЛУБИНОЙ 3150 МЕТРОВ, С ПРОВЕДЕНИЕМ ГРП

1. Тема курсовой работы: устранение обрыва штанг на глубине 400м, при нахождении насоса на глубине 800м.
2. Тема спецвопроса: -
3. Срок сдачи студентом законченной курсовой работы « 20» мая 2013г.
4. Исходные данные к проекту:
4.1. Категория скважины: 1.
4.2. Пластовое давление: 299 атм.
4.3. Статический уровень: 0м.
4.4. Газовый фактор: 50 м3/м3.
4.5. Дебит скважины по жидкости: 187,5 м3/сут., нефти 150 т/сут., обводнённость 20 %.
4.6. Диаметр эксплуатационной колонны:168 мм. Опрессована на 95 атм.
4.7. Искусственный забой: 3080 м. Текущий: 3150м. дата: 11.05.2013 г.
4.8. Интервалы перфорации: 3081-3100 м.
4.9. Подземное оборудование: НКТ 73мм. ШГН.
4.10. Наземное оборудование: Арматура фонтанная, станок качалка
4.11. Скважина простаивает: с 1 мая 2013 г.
4.12. Состояние ствола: ...

Введение………………………..…………………………………..…………….……………………………….4
1. Выбор подъемника………………………………………………………...…………………….. .5
2. Глушение скважины……………………………………………...……………………………….12
3. Расстановка оборудования……………………………………………………..…… ………18
4. Подъем мачты (технология, техника безопасности)…………………...…….21
5. Демонтаж устьевого оборудования………….…...…………………………………….26
6. Монтаж ПВО…………………………………………………………………..........................27
7. Спуск и подъем технологической НКТ ………….………………………………………31
8. Промывка песочной пробки………………………………………………………………….40
9. Отчистка оборудования от парафина………...…………………………….............48
10. Гидравлический разрыв пласта…………………………………………….................53
11. Чистка скважины желонкой…………………...… . ……………………….................61
12. Кислотная обработка………….………………………………………………………………….65
13. Сборка насоса на устье…………………………………………………………………………..73
14.Запуск скважины…………………………………………………………………………………….77
15. Устранение обрыва штанг на глубине 400м, при спуске насоса на 800м.………….…………………………………………………………………………………………………….78
Заключение…………………………….………………..…………………………………………………….80
Список литературы…………………………………..………………………….…………………………

Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Любые наши действия (или бездействия) ведут к изменению дебита. При огромной трудоемкости и материалоемкости скважина является очень хрупкой. Скважинам очень легко нанести ущерб и потребуются большие затраты для его исправления или ликвидации.
Комплекс работ по ремонту скважины можно условно разделить на следующие категории:
- Ремонт как средство повышения производительности скважины,это работы по интенсификации добычи нефти – обработки ПЗП, гидроразрыв пласта, углубленная перфорация, зарезки боковых стволов.
- Ремонт как средство восстановления работоспособности скважины, это работы связанные с восстановлением целостности и герметичности обсадных колонн, восстановление целостности цементного кольца, ограничение притока вод и межпластовых перетоков, устранение проблем с заканчиванием
- Ремонт как средство восстановления работоспособности скважинного оборудования, это работы по смене насосов, перевод на другой способ добычи нефти, очистки ствола скважины от песчаных, гидратных пробок;
- Ловильные работы, это работы по извлечению из скважины аварийного оборудования, труб и других предметов.
Все эти процессы, несмотря на их существенные различия по технологиям, производятся в рамках общих операций, которые проходят при выполнении всех этих видов работ, это:
- Подготовительные работы, включающие переезд ремонтной бригады, глушение скважины, расстановку и монтаж оборудования, в том числе противовыбросового;
- Спускоподъемные операции;
- Работы, связанные с промывкой;
- Работы, связанные с установкой пакеров;
- Ремонтно-изоляционные работы;
- Исследовательские работы;
- Заключительные работы, включающие освоение после ремонта, демонтаж оборудования, очистка прискважинной территории, сдача скважины в эксплуатацию.
Проведение перечисленных выше операций требуют специальных агрегатов, оборудования и инструмента.

где - частота вращения барабана на 1 скорости, об/мин; - длина поднимаемой трубы, =8м; - вес 1м НКТ, кН; на 2 скоростиz2 = (n*ηтс*n1)/(q1*l1*n2)*Pxк2 – Роб/(q1*l1) z2 = (6*0.85*39,8)/(0,136*8*69,8)*58,8 – 8,0/(0,136*8) = 150 труб. на 3 скорости z3 = (n*ηтс*n1)/(q1*l1*n3) *Pxк3 –Роб/(q1*l1) z3 = (6*0.85*39,8)/(0,136*8*153) *36 –8,0/(0,136*8) = 37 труб . на 4 скорости z4 = (n*ηтс*n1)/(q1*l1*n4) *Pxк4 –Роб/(q1*l1) z4 = (6*0.85*39,8)/(0,136*8*268) *21,2 –8,0/(0,136*8) = 8 труб. Общее число труб в колонне НКТz = L / l1 = 3080/8 = 385 труб . (7.11)где L - длина подвески (НКТ), м.Число труб, которое следует поднимать на каждой скорости подъемника, составит:на 1 скорости z1 = z – z2 = 385-150 = 235 труб . на 2 скорости z2 = z2 – z3 = 150-37 = 113 труб. на 3 скорости z3 = z3 – z4 = 37 – 8 = 29 труб . на 4 скорости z4 поднимают остальные 8 труб.Определение времени на спуск и подъем инструментаУчитывая предыдущие данные, определить время на спуск и подъем автоматической желонки диаметром 73 мм с глубины 3080 м при диаметре насосно-компрессорных труб 73 мм. Время подъема колонны насосно-компрессорных труб. Tn =t пр + z1 . t1 +z2 . t2 + z3 . t3 + z4 . t4+t зр (7.12)где t пр - норма времени на подготовительные работы перед подъемом инструмента (t пр = 7.мин);- норма времени на заключительные работы после подъема желонки из скважины (=13 мин);- норма времени для подъема одной трубы в зависимости от скорости подъема крюка, с; t = t м + t р (7.13)где t м - время машинных операций, с; - время ручных операций при подъеме (tp=73 с). t м = K l /vkp , ( 7.14)где К - коэффициент, учитывающий замедление подачи крюка при включении и торможении лебедки. При подъеме на 1, 2 и 3 скоростях лебедки К=1,2, на 4 скорости К=1,3; l— длина трубы, м (l=8 м)На I скорости tm1 =1,28/0,2 = 48 с,На II скорости tm2 =1,28/0,3 = 32 с,На III скорости tм3 = 1,2 8/0,6 = 16с,На IV скорости tм4 = 1,38/0,9 = 12 с.Тогда: T1 = 48 + 73 = 121 с, T2 = 32 + 73 = 105 с, T3 = 16 + 73 = 89 с, T4 = 12 + 73 = 85 с. Таким образом, общее время на подъем подвески из скважины согласно формуле (7.12) будет: Tn =t пр + z1 . t1 +z2 . t2 + z3 . t3 + z4 . t4+t зрТn = 420+235*121+113*105+29*89+8*85+780=44761с=12 час.26мин.Время спуска Tc= tПР + z(tM+tP) + t3P , (6.14) где z - число труб, спускаемых в скважину; tПР = 11мин;t3P =11 мин;t м = K l /vkp , = 1,3*8 / 0,81 = 13 с,где tp - время ручных операций, 67 с (значения tПP, t3P, tP определяют по справочнику «Единые нормы времени на капитальный ремонт скважин»).Подставляя цифровые значения в формулу (6.11), получим: Тс=660+385(15+67)+420= 32650 с. ~9 часов.8. Промывка песочной пробкиПри эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, продуктивные пласты которых сложены слабосцементированными рыхлыми песочными породами, в поступающей в скважину продукции содержится большое количество песка. При определенных скоростях движения жидкости или газа песок осаждается на забое, образуя пробку в стволе скважины.Технология промывки скважинПромывка скважин необходима для очистки нижней части ее ствола от накопившегося песка и других загрязнений. Процесс промывки основан на использовании энергии струи жидкости, закачиваемой в скважину, для разрушения песочной пробки и выноса ее на поверхность. Для реализации этого способа в скважину опускают колонну промывочных труб, а у устья скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование, необходимое для промывки по одному из следующих способов: прямой, обратной, комбинированной или непрерывной. Промывочную жидкость выбирают в зависимости от величины пластового давления, свойств пород, составляющих пласт, и характеристики добываемой из скважины жидкости. Если коллекторы содержат глины, набухающие при соприкосновении с водой, песочные пробки в зоне фильтра необходимо промывать нефтью. Но если пробка имеет значительную высоту, то до фильтра ее можно промывать водой. Если в процессе промывки при вскрытии фильтра возможен выброс или фонтанирование, необходима промывочная жидкость такой плотности, чтобы обеспечить давление столба жидкости в скважине в момент вскрытия отверстия фильтра не менее пластового.Подготовка скважины к промывкеПосле остановки скважины и извлечения из нее колонны насосно-компрессорных труб и скважинного оборудования ее необходимо исследовать для того, чтобы определить глубину верхней кромки песочной пробки и на основании этого установить ее высоту, уточнить диаметры эксплуатационной колонны и хвостовика, если он имеется.На основании полученных замеров, данных о физических свойствах пласта и величины пластового давления определяется способ промывки скважины.Если возможны фонтанные проявления скважины, песочные пробки необходимо промывать комбинированным способом, т.е. размывать песочную пробку прямым способом, а вымывать обратным. Комбинированный способ промывки следует также применять при наличии плотных песочных пробок, размыв которых невозможен обратной промывкой. Во всех остальных случаях промывать песочную пробку следует обратным способом. После выбора способа промывки скважины уточняются соответствующая этому способу схема обвязки устья скважины, длина колонны промывочных труб с учетом глубины промывки пробки.В качестве промывочных применяются насосно-компрессорные трубы. Прямая промывкаПри прямой промывке промывочная жидкость нагнетается через спущенную в скважину колонну промывочных труб.Размытая пробка вместе с жидкостью выносится из скважины по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб. По мере вымывания пробки добавляют промывочные трубы, которые постепенно и осторожно опускают, приближая конец труб к верхней кромке пробки. При спуске промывочные трубы держат все время навесу.Для лучшего разрыхления пробки на конец промывочной колонны труб навинчивают специальные наконечники, одновременно увеличивающие разрывающее действие струи жидкости. Мундштук представляет собой короткий патрубок со срезанным косо концом («перо») или с закругленным концом в виде конуса («карандаш») с отверстием диаметром от 12 до 37 мм. Фреза представляет собой патрубок с зубьями на его торце. Промывочная жидкость от промывочного агрегата по нагнетательной трубе поступает к стояку, установленному у ноги вышки, затем по гибкому промывочному шлангу и через промывочный вертлюг нагнетается в скважину. При промывке корпус вертлюга опирается на элеватор, благодаря чему вертлюг разгружается от веса колонны промывочных труб. Промывку ведут до тех пор, пока вертлюг не опустится до тройника на устье скважины. В этом положении прокачка жидкости продолжается до тех пор, пока весь промытый песок не будет вынесен из скважины. Для ускорения процесса промывки и лучшего выноса песка жидкость подают на высоких скоростях промывочного агрегата. Выходящая из скважины жидкость направляется в амбар или в специальную емкостьОбратная промывкаПри обратной промывке скважин промывочную жидкость нагнетают в кольцевое пространство между обсадной колонной и промывочными трубами, а жидкость с размытым песком поднимается по промывочным трубам. Таким образом достигается увеличение скоростей восходящего потока жидкости и сокращается время выноса песочной пробки. Обратная промывка по сравнению с прямой имеет следующие преимущества:1. При одинаковой подаче промывочного насоса скорость восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при прямой промывке.2. Почти полностью устраняется прихват труб вследствие того, что в затрубном пространстве находится чистая жидкость, а размытая порода выносится по промывочным трубам.3. Обратная промывка проводится при более низком давлении на выкиде насоса, так как скорость потока жидкости, необходимая для выноса размытого песка, может быть достигнута при сравнительно меньшем расходе жидкости.К недостаткам обратной промывки относятся следующие:1.Необходимость применения специального оборудования для герметизации устья скважины.2.Малая скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве, в связи с чем снижается интенсивность размыва пробки; поэтому обратную промывку нельзя применять для очистки скважины от плотной пробки, когда требуется сильная размывающая струя, а рекомендуется использовать комбинированную промывку.Комбинированная промывка Комбинированная промывка заключается в периодическом изменении направления движения промывочной жидкости. Для размыва пробки промывочную жидкость нагнетают в промывочные трубы, т.е. ведут прямую промывку. После частичного размыва пробки для ускорения выноса размытой породы на поверхность направление движения промывочной жидкости изменяют, переключая последнюю в кольцевое пространство, т.е. ведут обратную промывку. После выноса размытой породы на поверхность жидкость вновь направляют в промывочные трубы для размыва новой порции пробки; затем направление жидкости изменяют в том же порядке. Комбинированная промывка имеет все преимущества прямой и обратной промывки . Выбираем прямой способ промывки водойОпределяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах диаметром 73 мм по формуле: (8.1)где λ – коэффициент трения при движении воды в трубах (λ = 0,035); dB – внутренний диаметр промывочных труб, м; VН – скорость нисходящего потока жидкости, м/с(VН1 = 1,26м/с; VН2=1,85 м/с; VН3 =2,78м/с; VН4 =4,27 м/с).h1.I = 0,035*(3080/0,062)*(1,262/(2*9,81)) = 140,7 м;h1.II = 0,035*(3080/0,062)*(1,852/(2*9,81)) = 303,3 м;h1.III = 0,035*(3080/0,062)*(2,782/(2*9,81)) = 684,88 м;h1.IV = 0,035*(3080/0,062)*(4,272/(2*9,81)) = 1615,78 м;Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле: (8.2)где φ – коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости (колеблется в пределах 1,1—1,2, принимаем φ = 1,2); λ – коэффициент трения при движении воды в затрубном пространстве, определяется по разности диаметров 168 мм (DB = 154 мм) и 73-мм (dH = 73мм) труб: 154 – 73 = 81 мм, что почти соответствует внутреннему диаметру 73-мм труб, для которых 1=0,035; dH – наружный диаметр промывочных труб; Vв – скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с (Vв1 = 0,41; Vв2 = 0,61; Vв3 = 0,92; Vв4 = 1,4).h2.I = 1,2*0,035*(3080/(0,154-0,073)*(0,412/(2*9,81) = 13,68 м;h2.II = 1,2*0,035*(3080/(0,154-0,073)*(0,612/(2*9,81) = 30,32 м;h2.III = 1,2*0,035*(3080/(0,154-0,073)*(0,922/(2*9,81) = 68,9 м;h2.IV = 1,2*0,035*(3080/(0,154-0,073)*(1,42/(2*9,81) = 159,54м;Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве по формуле К.А. Апресова: (8.3)где m – пористость песочной пробки (принимаем равной 0,3); F – площадь проходного сечения 168-мм эксплуатационной колонны (F = 181,3 см2); l – высота пробки промытой за один прием (длина двухтрубки равна 14 м); – площадь поперечного сечения кольцевого пространства между 168-мм и 73-мм трубами (= 135 см2);ρП – плотность зерен песка (ρП = 2400 кг/м3); рж – плотность промывочной жидкости (рж=1090 кг/м ); VКР – скорость свободного падения песчинок в воде для песчинок размером d = 1,0 мм равна 9,5 см/с; VВ – скорость восходящего потока жидкости, см/с.Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в шланге и вертлюге при движении воды. Потери напора, возникающие в шланге h4 и вертлюге h5, составляют в сумме при работе:на I скорости (h4+h5) = 7,2 м;на II скорости (h4+h5) = 15 м;на III скорости (h4+h5) = 31,8 м;на IV скорости (h4+h3) = 128 м.Находим потери напора h6 на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии от насоса агрегата до шланга. Принимаем длину этой линии 1=50 м. Определяем давление на выкиде насоса (в МПа): (8.4)где (h1 + h2 + h3 + h4 + h5 + h6) – сумма потерь, м.Подставляя в формулу полученные значения потерь, будем иметь суммарные потери при работе насосной установки: PН1 = 1/106 *1090*9,81*(140,7+13,68+9,1+7,2+2,28) = 1,84 МПа;PН2 = 1/106 *1090*9,81*(303,3+30,32+11,3+15+4,92) = 3,90 МПа;PН3 = 1/106 *1090*9,81*(684,88+68,9+12,82+31,8+11,11) = 8,65 МПа;PН4 = 1/106 *1090*9,81*(1615,78+159,54+13,85+128+26,23) = 20,78 МПа; Определяем давление на забое скважины при работе установки: (8.5) где Н – глубина скважины, м.Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песочной пробки, по формуле: , (8.6)где η – общий механический к.п.д. насосной установки (принимаем равным 0,8).NI = (1,84*106*3.8*10-3)/(103*0.8) = 8,74 кВт;NII = (3,9*106*5,6*10-3)/(103*0.8) = 27,3кВт;NIII = (8,65*106*8,4*10-3)/(103*0.8) = 82,43 кВт;NIV = (20,78*106*12,9*10-3)/(103*0.8) = 335,07 кВт;Из приведенного расчета видно, что работа насосной установки на IV скорости невозможна. Поэтому все дальнейшие расчеты будем вести для первых трех скоростей установки.Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки: (8.7) КI = 8,74/83 . 100% = 10,53 %; КII =27,3/83 . 100% = 32,89 %; КIII = 82,43/83 . 100% = 99,31 %;Определим скорость, подъема размытого песка, который находится как разность скоростей: (8.8) VП1 = 0,41 – 0,095 = 0,315 м/с; VП2 = 0,61 – 0,095 = 0,515 м/с; VП3 = 0,92 – 0,095 = 0,825 м/с.Определим продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины на длину колена (двухтрубки) до появления чистой воды по формуле: (8.9) t1 = 3150/0,315 = 2ч47мин; t2 = 3150/0,515 = 1ч42мин; t3 = 3150/0,825 = 1ч04мин.Определяем размывающую силу (силу удара) жидкости по формуле: (8.10)где Q – подача агрегата, дм3/с; – площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, т.е. площадь поперечного сечения промывочных труб (для 73-мм колонны = 30,19 см2);F – площадь проходного сечения эксплуатационной колонны (для 168-мм колонны равна 181,3 см2). Таким образом, исследуя полученные результаты расчетов при прямой промывке, имеем следующие выводы:По мощности агрегат может быть использован только на I, IIи III скорости.По затратам времени лучше всего применить способ промывки на III скорости, скважина будет очищена за 1 час 4минуты.КПД использования установки (99,31 %) будет максимальным при работе на III скорости с применением способа прямой промывки.4.Величина давления на забое при работе на III скоростисоставляет 34,55 МПа, что не угрожает гидроразрывом пластов впризабойной зоне (Ргрп=1,5 Ргс). Выбор останавливаем на прямой промывке на III скорости.9. Отчистка оборудования от парафина.При всех способах эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, в подъемных трубах, особенно в верхней части колонны труб, а также в выкидных линиях, отлагается парафин, что приводит к нарушению нормальной работы скважин. Толщина парафинистой корки на стенках труб постепенно увеличивается, и, если не принимать профилактических мер, может произойти полная закупорка труб и, следовательно, полное прекращение поступления жидкости но ним.Для очистки подъемных труб необходимо расплавить в них парафин, механически очистить его при помощи специальных скребков, опускаемых в трубы, или обработать химическими реагентами.Расплавление парафинаДля расплавления парафина в подъемных трубах их прогревают паром, прокачивают горячую нефть, нефтепродукты или разогревают при помощи электрического тока, не извлекая трубы из скважины. Электрический способ борьбы с отложениями парафина в подъемных трубах не нашел распространения.Пропарка подъемных труб широко применяется па промыслах. В качестве генератора пара пользуются паровой передвижной установкой ППУ-2, смонтированной па автомашине или на металлической раме (типа салазок), транспортируемой по территории промысла трактором. Установка ППУ-2 состоит из прямо очного котла па рабочее давление 60 кг/см2 (максимально 5 кг/см2) производительностью 1000 кг пара в час при рабочей температуре 325° с необходимым вспомогательным оборудованием.Сущность этого метода заключается в следующем. Установку ППУ-2 подключают к затрубному пространству скважины или воздухопроводу у компрессорной скважины, куда продолжают нагнетать воздух. Пар, увлекаемый воздухом, при движении вниз нагревает подъемные трубы и расплавляет парафин, который восходящей струей выносится на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии. Подачу пара вначале производят в небольшом количестве с последующим плавным увеличением до максимальной производительности парогенераторной установки.