Проведение капитального ремонта скважин

Преждевременное гелеобразование (отверждение состава  на поверхности в емкости и  технологических линиях) может иметь  место при нарушении рекомендаций по приготовлению водонаполненных  составов (значительное уменьшение первоначально  вводимого количества воды, особенно при высоких температурах окружающего  воздуха, применение воды или растворов  с рН>6,5). В этом случае необходимо разбавить состав водой в 2-3 раза и вымыть состав из НКТ, технологических  линий и емкостей. Резкое увеличение давления продавливания состава  в пласт выше давления опрессовки эксплуатационной колонны может  произойти в результате нарушения  технологии. При этом необходимо остановить продавливание (закачку) состава на 3-5 минут. Если после этого давление упало, то можно продолжить продавливание  состава в пласт. При дальнейшем росте давления опрессовки процесс  останавливается. Обратной промывкой  состав вымывается из НКТ. После этого  в пласт продавливается 1-3 м³ продавочной жидкости. При отсутствии притока нефти из пласта выполняются промыслово-геофизические исследования для определения распределения материала в ПЗП и выяснения причин отсутствия притока. На основании полученных данных выполняется комплекс работ по вызову притока. При необходимости образовавшийся в скважине или порах и трещинах коллектора гель на основе реагента АКОР БН 102 может быть растворим и вымыт прокачкой концентрированных растворов щелочей NaOH или КОН 20-40-процентной концентрации.

5.5. Расчет технологии проведения  ремонтно-изоляционных работ составами АКОР БН 102

5.5.1. Выбор типа жидкости глушения  и расчет глушения скважины

Глушение скважин, оборудованных  УЭЦН производят в два и более  приемов, при необходимости после  остановки скважинного насоса и  сбивания циркуляционного клапана. Жидкость глушения закачивают через  НКТ и межтрубное пространство до появления ее на поверхности. Закрывают  задвижку и закачивают в пласт  расчетный объем жидкости, равный объему эксплуатационной колонны. Принципом  окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости выходящей  из скважины плотности жидкости глушения. При этом объем закаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной  величины.

Определение плотности жидкости глушения [   ]:

 

,     (кг/м³)                                           (5.1)

где Р_пл – пластовое давление, Па;

      П – коэффициент безопасности  ведения работ 

      Р_н – гидростатическое давление столба поднасосной жидкости, Па;                        

      h_тр – отметка положения труб или насоса, м;          

      cosα – средний зенитный угол, град;

      g – ускорение силы тяжести м/с².

,    (Па)                                (5.2)

где Н_из- глубина скважины, искусственный забой, м;

      ρ_пж - плотность пластовой воды, кг/м³. 

 

 Рассчитаем объем необходимой жидкости глушения:

                                                                                                    

      ,    (м³)                                                ( 5.3)

 

5.5.2. Очистка стенок эксплуатационной  колонны от отложений твердых  частиц  скрепером механическим  типа С-140

Скрепер предназначен для очистки  внутренней поверхности обсадных или  насосно-компрессорных колонн от перфорационных заусенцев, ржавчины, цементной корки, парафина и других отложений. 
Конструкция  представляет собой неразъемный трубчатый корпус, на верхнем и нижнем концах которого выполнены муфтовая и ниппельная присоединительные резьбы. В продольных пазах корпуса установлены с возможностью радиального перемещения шесть лезвий плашечного типа с износостойкой закаленной поверхностью режущих кромок. Усилия, прижимающие лезвия к поверхности очищаемой трубы, создаются за счет действия сжатых пружин (по три пружины на одно лезвие). Лезвия располагаются на корпусе в два яруса по три штуки в каждом, обеспечивая очистку ста процентов периметра внутренней поверхности трубы. В пазах корпуса лезвия удерживаются разрезным кольцом, закрепленным четырьмя винтами.

Очистка колонны производится в  процессе спуска скрепера в скважину на бурильных или насосно-компрессорных  трубах, при этом лезвия, скользя  по очищаемой поверхности, срезают  неровности и загрязнения (Приложение  ).

5.5.3. Основные показатели процесса  промывки скважины  после очистки  стенок эксплуатационной колонны  от отложений твердых частиц 

(скреперования)

 Определение   скорости движения жидкости внутри  колонны  73 НКТ [  ]:

     ,   (м/с)                                                     (5.4)    

где d_вн.- внутренний диаметр НКТ, м;

      Q – подача агрегата  на 5 скорости , м²/с.

Определение скорости движения жидкости в затрубном пространстве 146 эксплуатационной колонны и 73 НКТ:

 

 ,  (м/с)                                             (5.5)

где D_в – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

       d_н.тр. – наружный диаметр НКТ, м.

 

5.5.4. Основы расчета установки  пакера ПРГС-146

Применение гидравлических сдвоенных пакерующих устройств (Приложение ) обеспечивает выполнение следующих технологических операций в скважинах без предварительной установки цементных мостов:

• отключение верхних, средних и нижних обводненных  пластов или интервалов через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне или специальные отверстия для направленной закачки тампонажных материалов;

• создание непроницаемых экранов в строго заданных интервалах заколонного пространства при закачке изоляционных материалов в скважину;

• направленную закачку тампонажных материалов в обводненный пласт или часть пласта при одновременной закачке в нефтеносную часть ацетоновокислотных и других смесей, что обеспечивает повышение нефтеотдачи;

• избирательную  закачку в обводнившуюся и  нефтеносную части пласта соответственно изоляционного состава и жидкости отверждения, образующих при их перемешивании на границе раздела в скважине непроницаемые экраны.

Преимущества  при проведении указанных работ  при капитальном ремонте скважин:

- снижает затраты времени;

-повышает  эффективность ремонтных работ;

-сохраняет  коллекторские свойства пластов;

-не требует  проведения дополнительных простреленных  работ и обработок продуктивных пластов после изоляции притока пластовых вод.

Максимально возможное давление Р, при котором  пакер будет находиться в равновесии, определяется по формуле [  ]:

 

    ,   (Па)                      (5.6)

где:  G – вес НКТ, Н;

          Н₁ – глубина до кровли перфорированного пласта, м;

          Н₂ – глубина спуска пакера, м;

        r₁ и r₂   – плотность жидкости в трубах и затрубье, кг/м³;

        D_в – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм.

На рисунке 5.4. представлена схема  для расчета давления при установке  пакера ПРГС-146.

 

Рисунок 5.4. Схема для расчета давления при  установке пакера

Расчет глубины  установки пакера определяется по формуле:

       ,     (м)                 (5.7)

где Н – расстояние от устья, до верхних отверстий фильтра, м;

     h_ц – высота цементного стакана, оставленного в колонне, м.

При изоляции водопритоков в перфорированном  интервале продуктивного пласта определяющими геолого-техническими условиями при выборе технологии ремонтно-изоляционных работ являются:

- приемистость  объекта изоляции при нагнетании  воды;

- планируемая  депрессия на продуктивный пласт  после РИР;

- обводненность  продукции скважины до проведения  РИР.

 В  нашем случае приемистость объекта  изоляции при нагнетании воды 

       Q_ои= ,     (м³/ч*МПа)                                                         (5.8)

где ΔР_пл  ^_ планируемая депрессия на пласт после РИР, МПа;

       Q_пр ^_ приемистость продуктивного пласта, м³/сут.

 

5.5.5 Расчет проведения  СКО для увеличения приемистости  вскрытого интервала пласта

Расчет объема СКВ [  ]

Потребность кислотного состава определяется из соотношения:

        V_кс = (π^.*Д²_ск / 4) *Н = V_уд * H,  (м³)                                                (5.9)

где  V¹_кс - требуемый объем кислотного состава, м³;

Д_ск - диаметр скважины или внутренний диаметр обсадной колонны;

Н - толщина  интервала обработки, м.

      V_{уд  -} удельный объем труб, м³ [  ].

Удельный  расход товарной кислоты для приготовления 1м³ раствора определяется безразмерной формулой:

V_т¹ = А/А_т ,                                      (5.10)

где V_т – объем товарной кислоты, м³;

А – содержание в килограммах 100 % HCl в 1 литре кислоты с заданной концентрацией 15 % (А= 0,163) [  ].

А_т – содержание в килограммах хлористого водорода  в 1 литре товарной соляной кислоты с концентраций, замеренной при температуре 15⁰C. Традиционно, концентрация  товарной кислоты, поставляемой в ООО «РН-Юганскнефтегаз» составляет 22-24%. А_т = 0,267  при замеренной концентрации товарной кислоты 24% [  ].

Для приготовления V¹_кс раствора потребуется товарной соляной кислоты.

       V_т = V_кс* V_т¹ ,     (м³)                                                                    (5.11)

Расчет  объема воды для приготовления раствора.

Vв = Vкс – Vт ¹ ,       (м³)                                                               (5.12)

где: V_в – объем воды, м³;

V_кс – объем кислотного состава, м³;

V_т – объем товарной соляной кислоты, м³.

 

5.5.6 Расчет прочностных характеристик  насосно-компрессорных труб

Предельные осевые растягивающие  нагрузки, при которых в резьбовом  соединении гладких труб по ГОСТу 633-80 напряжения достигают предела текучести  Q_стр (Н), определяют по формуле (за расчетное принимают сечение по основной плоскости резьбы [  ]:

         , (Н)                  (5.13)

где    D_ср – средний диаметр сечения по впадине первого полного витка резьбы (в основной плоскости), м;

D_ср = D – 2h – b;

D – наружный диаметр трубы, м;

b – толщина стенки по впадине того же витка резьбы, м;

h – глубина резьбы, м;

s_т – предел текучести материала труб, Па;

h - коэффициент разгрузки, h = b/(S+b);

S – толщина стенки трубы, м;

l – длина резьбы с полным профилем (до основной плоскости), м;

a - угол между опорной поверхностью резьбы и осью трубы, равный 60⁰;

j - угол трения, принимаемый в расчетах равным 7⁰.

          Предельное  растягивающее усилие Q_т (Н), при котором в теле труб с высаженными наружу концами и безмуфтовых труб с высаженными наружу концами (НКБ) по ГОСТу 633-80 возникает напряжение, равное пределу текучести, определяют по формуле:

        ,      (Н)                            (5.14)

где D – наружный диаметр трубы, м;

S – толщина стенки трубы, м;

s_т – предел текучести материала труб, Па.

         Внутреннее  избыточное давление Р_т (Па), при котором наибольшее напряжение в трубах достигает предела текучести, определяется по формуле:

         , (Па)                            (5.15)

где 0,875 – коэффициент, учитывающий разностенность сечения трубы;

D – наружный диаметр трубы, м;

S – толщина стенки трубы, м;

s_т – предел текучести материала труб, Па.

Наружное избыточное давление Р_кр (Па), при котором наибольшее напряжение в трубе достигает предела текучести, определяется по формуле

  ,      (Па)         (5.16)