Проведение капитального ремонта скважин

 

 

Величину  необходимого напора для данной скважины: определяют по формуле 5.44:

Выбираем УЭЦН согласно основным его  характеристикам ЭЦН5М-125-1400[  ].

 

Выбор подъемного агрегата и описание планируемых работ (по формулам 5.52, 5. 53)

m _НКТ = 9,2* 2500 = 23000 кг

m_м = 2,4 *271 = 650,4 кг

m_ЭЦН = 312 (ЭЦН М5-125-1800)

 

m_каб= 2,3 1016 =2336,8 кг (КПБК , 1016 кг/км )

 

m_пак = 100 кг(ПРГС-146)

 

 

 

 

Для ремонта  применяем подъемный агрегат  А 60/80 ОАО «Кунгурский машиностроительный завод» смонтированный на шасси БАЗ-690902 представленный на рисунке 5.5. [  ].

 

 

 Рисунок 5.5. - Подъемный агрегат  А 60/80 ОАО «Кунгурский машиностроительный  завод» смонтированный на шасси  БАЗ-690902

Основные характеристики агрегата:

- максимальная грузоподъемность  на крюке 785 кН;

- диапазон скоростей подъема  крюка 0,13-1,60 м/с;

- суммарная мощность привода  основных механизмов установки, 220 кВт;

- мощность бурового насоса 110 кВт;

- наибольшая подача 22 дм³/с;

- масса в транспортном положении,  44000 кг.

 

5.9. Составление последовательности  выполнения работ в виде блок-схемы

После расчета  технологии по отключению отдельного интервала пласта БС_4-5 с целью снижения обводненности скважины №6599 Приразломного месторождения необходимо составить последовательность выполнения работ в виде блок-схемы (рисунок 5.6.)  в соответствии с РД 153-39-023-97 [  ].

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5.6. Последовательность выполнения работ при отключении отдельного интервала пласта (КР 1-2) 

5.10.Составление  табеля оснащенности бригад

Технологической особенностью проекта  является применение гидравлического сдвоенного пакерующего устройства (рисунок 5.7.), обеспечивающее 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.

      Пакер состоит из двух взаимозаменяемых уплотнительных узлов А, Б и расположенного между ними клапанного узла В. Узлы соединены между собой муфтами 1. На нижнем концевом участке нижнего уплотнительного узла устанавливается заглушка 25 или обратный клапан (седло с шаром). Каждый уплотнительный узел включает ствол 5, переводник 2, упорный патрубок 3, фиксатор 4, центратор 6, подпружиненную втулку 8, размещенную в кольцевой полости между стволом и ступенчатой втулкой 9, уплотнительный элемент рукавного типа 12, концевые участки которого армированы на втулках 10 и 14 обжимными обоймами 13. В стволе 5 выполнены ряд отверстий 7 и кольцевая проточка 11.

Клапанный узел состоит из корпуса 15 с тремя рядами радиальных отверстий 17, 19, 23, накидной упорной гайки 16, дифференциальной втулки 21 с двумя рядами радиальных отверстий 18 и 20, дифференциальной втулки 22, упорной гайки 24.

Посадка пакера осуществляется при избыточном внутреннем давлении в пакере более 3 МПа, создаваемом с устья скважины через НКТ, на которых устанавливается пакер в заданном интервале скважины. Съем пакера обеспечивается натяжением НКТ, превышающим их вес на 10 кН, и перемещением вверх на 1 м после предварительного сброса избыточного внутреннего давления в НКТ до нуля. Пакер ПРГС многократного действия. Для повторной его посадки достаточно переместить НКТ вниз не менее 3 м и создать в НКТ избыточное давление более 3 МПа.

При спуске данного устройства в скважину расстояние между уплотнительными узлами устанавливается исходя из конкретных условий с учетом толщины изолируемого интервала и расстояний между перфорируемыми участками. Верхний и нижний уплотнительные узлы устройства устанавливаются соответственно над и под изолируемыми зонами как вне интервалов перфорации, так и на перфорационные отверстия эксплуатационной колонны.

Перед началом  изоляционных работ определяют приемистость изолируемого интервала, а при недостаточной приемистости проводят глубокопроникающую поинтервальную обработку призабойной зоны с помощью этого же пакерующего устройства.

Технические характеристики пакера ПРГС представлены в таблице 5.3.

                                                                                                              Таблица 5.3  

Технические характеристики пакера ПРГС

 

Наименование	ПРГС-114	ПРГС-146	ПРГС-168
Условный диаметр обсадной колонны, мм	114	140;146	168
Наружный диаметр пакера, мм	86	112	132
Масса пакера, кг	65	100	140
Максимальный перепад давления на уплотнительные элементы, МПа	4400	4400	4400
Максимальная рабочая температура, 0С	100	100	100

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5.7. Конструкция гидравлического сдвоенного пакерующего устройства ПРГС

  Для  проведения   РИР   составом  АКОР БН 102  необходимы  следующие  технические  средства:

  -  блок  манифольда  1БМ-700 [  ];

  -  цементировочные  агрегаты  ЦА-320[  ];

  -  насосный  агрегат  4АН-700 [  ];

№ п/п		Наименование инструмента и оборудования		Шифр, размер	Ед. изм.	Кол-во на 1 бригаду
1		2		3	4	5
Оборудование для производства ремонта скважин
1.1	Агрегат подъемный   на шасси БАЗ-690902			А 60/80	Шт..	1
1.2	Мостки приемные			L=10,2 м	Компл.	1
1.3	Устьевая разборная площадка				Компл.	1
1.4	Ёмкость  c тампонажным раствором				Шт.	1
1.5	Ёмкость с буферной жидкостью (ацетоном )				Шт..	1
1.6	Ёмкость для сброса жидкости из заколонного  пространства				Шт.	1
1.7	Насосный  агрегат  4АН-700				Шт.	1
1.8	Цементировочный агрегат ЦА-320				Шт.	3
1.9	Кислотный агрегат				Шт.	1
1.10	Автоцистерна промысловая АЦН				Шт.	1
1.11	Технологическая емкость				Шт.	1
1.12	Кислотовоз				Шт.	1
1.13	гидравлическое сдвоенное  пакерующее устройство		ПРГС-146		Шт.	1

  -  насос  1В  трехплунжерный  одинарного  действия;

  - емкость  c тампонажным раствором;

  - емкость с буферной жидкостью  (ацетоном );

  -емкость для сброса жидкости  из заколонного пространства.

Материалы  АКОР БН 102  поставляются  в бочках, спецконтейнерах, автоцистернах или  железнодорожных цистернах.

Список  необходимого оборудования и техники  представлен в таблице 5.4.

 

Таблица 5.4

Табель оснащенности бригады КРС

 

Продолжение таблицы 5.4

6.4	Ротор механический (гидравлический)		Компл.	1
6.5	Вертлюг эксплуатационный	ВЭ-80	Шт.	1
7. Технологическое оборудование, инструмент
7.1	Переводники трубные		Шт.	3
7.2	Переводник ТК/НКТ		Шт.	3
7.3	Оснастка ОСЦ 102/73		Компл.	1
8. Инструменты для калибровки и  подготовки эксплуатационной колонны  и НКТ
8.1	Шаблоны для ЭК, мм	D 146	Шт.	1
8.2	Шаблоны для труб НКТ Ф73		Шт.	1
8.3	Скрепер механический	С-140	Шт.	1

2. Противовыбросовое оборудование
2.1	Превентор трубный в комплексе  с запорной компоновкой	ПМТ (ППШР-2ФТ-152-21)	Компл.		1
3. Оборудование и инструмент для  спуско-подъемных операций
3.1	Гидравлический трубный ключ в  комплекте под используемые размеры  НКТ		Компл.		1
3.2	Спайдер		Компл.		1
3.3	Штропы эксплуатационные	ШЭ - 60	пара		1
3.4	Элеватор одноштропный	ЭТА-60БН	Шт.		2
3.5	Элеватор корпусной для эксплуатационных колонн 102 мм	КМ	Шт.
4. Оборудование и инструмент для  ремонта скважин, оборудованных  УЭЦН
4.1	Установка УНРКТ  (автономатыватель кабеля УЭЦН)	УНРКТ -2М	Шт.		1
4.2	Подвесной ролик для кабеля установки  ЭЦН		Шт.		1
5. Оборудование и инструмент для  глушения, промывки и долива скважин
5.1	Головка промывочная	ГСБР (ГУП)		Шт.
5.2	Вертлюг промывочный	ВП-50 (ВП-60)		Шт.	1
5.3	Шланг с внутренним диаметров 50 мм, длиной 25 м с БРС для долива скважины			Шт.	1
6. Оборудование для проведения  аварийных работ
6.1	Долота трехшарошечные
	Диам. 76 мм			Шт.	1
	Диам. 83 мм			Шт.	1
6.2	Герметизатор устьевой вращающийся	ГУВ		Шт.	1
6.3	Ведущая бурильная труба (квадрат)	ВБТ-80		Шт.	1

 

Полный список оборудования приведен в приложении    .

5.11. Составление схемы размещения  оборудования

Схема размещения оборудования при  закачивании тампонажного материала АКОР БН 102 и схема расстановки  техники и оборудования при кислотной  обработке приведены на рисунках 5.8., 5.9.[  ].

 

Рисунок  5.8.    Схема оборудования при закачивании тампонажного материала  АКОР БН 102 : 1 – емкость с тампонажным  раствором; 2,6 – цементировочные  агрегаты ЦА-320;  3 – емкость с  буферной  жидкостью  (ацетоном); 4  –  обратный  клапан; 5 – емкость  с продавочной жидкостью; 7 – скважина; 8 – кран высокого давления; 9 – емкость  для сброса жидкости из заколонного  пространства.

 

 

Рисунок 5.9. Схема расстановки техники и  оборудования при кислотной обработке

 

5.12.Составление  детального план-заказа на проведение  работ

Итоговым  документом при капитальном ремонте  скважины при отключении отдельного интервала пласта БС_4-5 скважины №6599 Приразломного месторождения является план-заказ, приведенный на рисунке 5.10.

 

 

 

 

 

 

 

План-заказ

На производство капитального ремонта  скважины

№ 6599

Месторождение Приразломное                    площадь, залежь БС_4-5

ЦДНГ 10                                                          МКРС

основные геолого-технические данные по скважине

Категория скважины 2                       Способ эксплуатации: механизированный

Дебит жидкости (приемистость 0 т/сут (4 м³/сут)). .

Обводненность жидкости 99%            Плотность воды 1002 кг/м³

Пластовое давление 25,8 МПа, определено «_01__» января 2009г.

Кондуктор	диаметр 245 мм, длина 760м закреплено цементом в  интервалах до устья
Эксплуатационная колонна	диаметр 146 мм, длина 2666 м закреплено цементом в  интервалах 610-2666 м

Альтитуда ротора 45,5 м, муфты 37,8 м

Подземное  оборудование НКТ  диаметр  73 мм спущено на глубину 2500 м

данные о  перфорации

Интервалы перфорации, м		Тип перфоратора	Плотность перфорации, отв./м	Горизонт, ярус, подъярус	Пласт
верх	низ
2651,2	2652	ПКС-80	10		БС4-5
2671	2680	ПКС-80	10		БС4-5