По нефтегазовым и газовым месторождениям. Дипломная работа по разработке месторождений нефти

По нефтегазовым и газовым месторождениям. Дипломная работа по разработке месторождений нефти Кабинет автора
Содержание
  1. Основы технологии добычи нефти и газа
  2. 3 Основные преимущества метода ГПП по сравнению с прочими методами перфорации (реперфорации) скважин
  3. Понятие о нефтяном, газовом и газоконденсатном месторождении. Образование нефти и газа, химический состав. Понятие о геологическом разрезе скважины, профиле и структурной карте. Пределы изменения пористости горных пород. Методы исследования скважин.
  4. Характеристика бензиновых и дизельных фракций и их применение. Анализ выбора и обоснования технологической схемы установки первичной переработки нефти. Исследование расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны.
  5. Сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, её геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины. Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещения её на обсадной колонне.
  6. Введение
  7. 1 Мероприятия по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении работ по технологии ГПП
  8. 1 Техника и технология гидропескоструйной перфорации
  9. Таблица 2. 3 Техническая характеристика УН1-630´700А (4АН-700)
  10. 3 Мероприятия по обеспечению требований охраны окружающей среды при проведении работ по технологии ГПП
  11. 2 Методика расчета процесса гидропескоструйной перфорации
  12. 2 Мероприятия по обеспечению требований пожарной безопасности при проведении работ по технологии ГПП
  13. Бурение нефтяных и газовых скважин
  14. Похожие работы
  15. 4 Анализ технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения
  16. Дипломные работы по геологии
  17. Заключение
  18. 5 Вывод о технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения
  19. Список литературы

Основы технологии добычи нефти и газа

По нефтегазовым и газовым месторождениям. Дипломная работа по разработке месторождений нефти

ПЕРВОЕ ВЫСШЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ УЧЕБНОЕ ЗАВЕДЕНИЕ РОССИИ

3 Основные
преимущества метода ГПП по сравнению с прочими методами перфорации
(реперфорации) скважин

Метод гидропескоструйной перфорации хорошо зарекомендовал себя на
месторождениях Российской Федерации. Гидропескоструйная перфорация может
проводиться как в наклонно-направленных так и в горизонтальных скважинах, а
также в скважинах с отрицательными углами в любое время суток и не требует
специальных мер безопасности и отключения электроэнергии. При этом ее стоимость
не выше, чем при кумулятивном способе перфорации. Удельная поверхность вскрытия
пласта достигает на 80-100% больше чем при кумулятивной перфорации. Об
эффективности ГПП свидетельствует тот факт, что в настоящее время во многих
НГДУ, прежде всего в Западной Сибири, интенсивно проводится реперфорация, т.е.
зачастую после ввода скважины в эксплуатацию в интервале кумулятивной
перфорации сразу же производится гидропескоструйная. При этом
производительность скважин существенно возрастает.

Опыт проведения гидропескоструйной перфорации показывает что, как
правило, при ее проведении минимальное увеличение производительности скважин
происходит в полтора- два раза от первоначальной, максимальное в десятки раз. И
при этом на обводненных месторождениях увеличивается нефтяная составляющая в
общем балансе извлекаемой жидкости из скважин.

В таблице 2.5 показано сравнение технологических показателей различных
способов перфорации эксплуатационных колонн, из которых видно, что технология
гидропескоструйной перфорации выгодно отличается от других способов и
способствует повышению эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов.

Таблица 2.5 Сравнение технологических показателей различных способов
перфорации эксплуатационных колонн

“+” — имеется; “-” — не имеется

Вследствие большой трудоемкости и стоимости ГПП
применяют там, где стреляющая перфорация оказывается неэффективной (в
разведочных скважинах) и для повышения продуктивности скважин. Это составляет
около 5 % создаваемых отверстий или 1500 скважин в год.

Основным недостатком метода гидропескоструйной
перфорации является его относительно высокая стоимость и ограничения по
применению на «старом» эксплуатационном фонде, где от плотности металла
эксплуатационной колонны и цементного камня зависит вид и интенсивность
воздействия.

Понятие о нефтяном, газовом и газоконденсатном месторождении. Образование нефти и газа, химический состав. Понятие о геологическом разрезе скважины, профиле и структурной карте. Пределы изменения пористости горных пород. Методы исследования скважин.

  • Методика определения массы нефти и объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства пород-коллекторов залежей нефти и газа или их частей. Механизм и этапы подсчёта балансовых запасов нефти.задача, добавлен 03.10.2017
  • Удельная поверхность и колекторские свойства трещиноватых пород. Напряженное состояние пород в условиях залегания массива и в районе горных выработок. Упругие изменения коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.реферат, добавлен 07.11.2012
  • Основные элементы системы сбора нефти, транспорта и подготовки промысловой продукции. Классификация промысловых трубопроводов. Сепарация нефти от газа. Основное назначение нефтегазовых сепараторов. Состав нефтяных эмульсий. Термохимические установки.реферат, добавлен 05.08.2013
  • Понятие и структура нефти, особенности ее химического состава и анализ физических свойств. Подходы к классификации, типы и формы данного полезного ископаемого. Устройство ловушек нефти и газа и их основные функции. Этапы геологоразведочного процесса.реферат, добавлен 09.11.2017

Характеристика бензиновых и дизельных фракций и их применение. Анализ выбора и обоснования технологической схемы установки первичной переработки нефти. Исследование расчета состава и количества газа и бензина в емкости орошения отбензинивающей колонны.

  • Характеристика самых известных месторождений нефти в мире и в Российской Федерации. Особенности состава нефти, способы ее переработки и получаемые продукты. Значение роли нефти в современном мире. Международные взамиоотношения по вопросу добычи нефти.реферат, добавлен 06.12.2016
  • Описание технологической схемы установки для переработки сырой нефти. Теоретические основы обессоливания, обезвоживания нефтей и борьбы с коррозией. Основные положения пуска и остановки установки. Технические средства системы контроля и автоматики.отчет по практике, добавлен 09.11.2014
  • Каталитический крекинг — термокаталитический процесс, предназначенный для превращения высокомолекулярных углеводородных нефтяных фракций в присутствии катализатора в более легкие виды нефти. Конденсация и отделение жирного газа от нестабильного бензина.курсовая работа, добавлен 11.04.2015
  • Технология каталитического риформинга бензиновых фракций для получения автомобильного бензина. Химизм процесса в блоках предварительной гидроочистки сырья и каталитического риформинга. Влияние параметров процесса на риформирование бензиновых фракций.реферат, добавлен 09.12.2014

Сведения о геологическом строении, газонефтеводоносности площади, её геологической изученности, геолого-физических условиях бурения и условиях эксплуатации скважины. Обоснование выбора состава технологической оснастки и размещения её на обсадной колонне.

  • Состояние наклонно направленного бурения при строительстве скважин в РУП «ПО «Белоруснефть». Геологическое строение Речицкого месторождения. Выбор конструкции скважины. Технология бурения, расчет бурильных колонн. Рекомендации по заканчиванию скважины.дипломная работа, добавлен 02.06.2012
  • Выбор типа промывочной жидкости и показателей ее свойств по интервалам глубин. Расчет материалов и химических реагентов для приготовления бурового раствора, необходимого для бурения скважины. Критерии выбора его типа для вскрытия продуктивного пласта.курсовая работа, добавлен 05.12.2014
  • Характеристика текущего состояния разработки Южно-Приобского месторождения. Организационная структура УБР. Техника бурения нефтяных скважин. Конструкция скважин, спуск обсадных колонн и крепление скважин. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа.отчет по практике, добавлен 07.06.2013
  • История развития и проблемы сверхглубокого бурения скважин. Особенности Кольской и Саатлинской сверхглубоких скважин. Характеристика способов бурения и измерение физических свойств пород. Новая техника и новые технологии бурения, их научные результаты.курсовая работа, добавлен 02.03.2012

Введение

В течение последних лет, в результате значительной выработки запасов
продуктивных пластов, происходит ухудшение качественного состояния сырьевой
базы Удмуртской Республики. Основные запасы нефти в Удмуртии сосредоточены в
многопластовых, крайне неоднородных карбонатных коллекторах, нефть повышенной и
высокой вязкости со значительным содержанием парафино-смолисто-асфальтеновых
соединений.

В связи с этим особое значение приобретают вопросы повышения
эффективности разработки месторождений на основе создания новых технологий,
учитывающих качественную характеристику запасов нефти разрабатываемых и вновь
вводимых месторождений.

Залежи нефти на Смольниковском месторождении
представлены в основном карбонатными коллекторами, поэтому мероприятия с этими
коллекторами имеют доминирующее значение. Однако ввиду продолжающегося
обводнения при одновременной неоднородности и трещиноватости коллекторов,
проведение ОПЗ по существующим традиционным технологиям не всегда дает
положительный эффект.

Известно, что производительность нефтяных и газовых скважин напрямую
зависит от качества первичного (при бурении) и вторичного (в обсаженном стволе)
вскрытия продуктивного пласта. Вторичное вскрытие в подавляющем большинстве
случаев производится посредством пулевой перфорации. Радиус проникновения
пулевых зарядов в пласт-коллектор намного меньше радиуса удаленной зоны
призабойной закупорки и это, естественно, негативно отражается на
производительности скважин. При кумулятивной перфорации происходит ударное
воздействие как на эксплуатационную колонну, так и на цементное кольцо, что
может стать причиной возникновения заколонных перетоков.

В связи с этим выбор технологии вторичного вскрытия продуктивного пласта
как в период освоения и ввода скважины в эксплуатацию, так и при ее эксплуатации
приобретает решающее значение в плане увеличения продуктивности добывающего
фонда.

Из существующих методов вторичного вскрытия пласта, апробированных в
разных регионах и для различных типов коллекторов с учетом показателя цена —
качества, и при этом принципиально решающих стоящую задачу, одним из наиболее
эффективных методов является метод гидропескоструйной перфорации (ГПП).

При ГПП диаметр отверстий, создаваемых в колонне,
составляет 12-20 мм, а глубина каналов в несколько раз больше, чем при других
видах перфорации. При ГПП не нарушается цементное кольцо за колонной. Поэтому
ГПП применяют в скважинах, только что вышедших из бурения, и уже
эксплуатирующихся для значительного увеличения их производительности, а также в
скважинах, близко расположенных к нефтеносным пластам водоносных или газоносных
прослоев или пластов. ГПП применяют также для выполнения следующих специальных
работ в скважинах:

создание щелей перед ГРП, обеспечивающих снижение
давления разрыва и образование трещины в определенном направлении;

срезание обсадных, бурильных и насосно-компрессорных
труб.

ГПП в основном используют тогда, когда другие виды
перфорации не дают ожидаемого результата.

В данной курсовой работе рассмотрена техника и технология
гидропескоструйной перфорации как одного из перспективных методов повышения
нефтеотдачи карбонатных нефтенасыщенных пластов, а так же произведен расчет
технологической эффективности проектируемых мероприятий по интенсификации
добычи нефти при помощи ГПП на скважинах Смольниковского месторождения.

1
Мероприятия по обеспечению требований промышленной безопасности при проведении
работ по технологии ГПП

При проведении работ по гидропескоструйной перфорации
(ГПП) эксплуатационной колонны добывающих скважин следует соблюдать следующие
требования безопасности:

1. Вскрытие пластов в скважине разрешается только при наличии
утвержденного плана и указанного интервала вскрытия, а также плотности
вскрытия.

. В плане указывается характеристика пласта (пластовое давление,
проницаемость, наличие предметов за колонной и т. д.), характер жидкости,
количество насадок, диаметр их и диаметр эксплуатационной колонны.

. Возглавляет процесс лицо, назначенное приказом по управлению или ст.
инженер цеха.

. Рабочие, находящиеся на операции, должны быть ознакомлены с характером
данного процесса.

Читайте также:  Garant ivanovo ru личный кабинет

. Территория скважины должна быть очищена от посторонних предметов и
оборудования.

. Эксплуатационная колонна должна быть прошаблонирована, опрессована
совместно с колонной головкой и превенторной установкой и проверена на
герметичность.

. Установка перфоратора (привязка) производится только геофизическими
методами

. Процесс производится насосными агрегатами 4АН-700, 2АН-500, ЦА-320.
Количество агрегатов подбирается расчетным путем с наличием не менее одного
запасного. Запасной агрегат также подключается к линии нагнетания.

. Запрещается расстановка агрегатов под действующими линиями
электропередач.

. Обвязку агрегатов производить через блок манифольдный БМ-700 на
расстоянии не ближе 10 м от скважины.

. Линии нагнетания опрессовываются на 1,5-кратное давление от ожидаемого,
но не выше паспортного данного.

. Перед вводом в действие гидромониторных насадок предварительно
создается контрольная циркуляция с увеличением давления на устье на 2 МПа,
затем расход и давление приводят к расчетному, и после этого включается подача
жидкости, соответствующая параметрам процесса.

. Во избежание закупорки сопел снижение расхода жидкости во время
процесса не разрешается.

. Не разрешается также изменение давления на устье во избежание перемещения
перфоратора.

. Во время перфорации должно быть установлено наблюдение за уровнем
жидкости на устье скважины, не допуская его снижения.

. В случае выхода из строя насосных агрегатов немедленно выключается
подача рабочей жидкости, и скважина промывается до чистой жидкости с помощью
запасного агрегата.

. Выхлопные трубы передвижных насосных агрегатов и автоцистерн должны
быть выведены в сторону от устья и оборудованы искрогасителями;

. На скважине должна быть пожарная машина с боевым расчетом.

. Контроль и управление производится при помощи радиосвязи и системы
сигналов с обязательной установкой устьевого манометра.

. При работе агрегата под давлением — ремонтные работы на арматуре,
манифольде, трубопроводах запрещены.

. Движущиеся части механизмов подъемника должны быть ограждены защитным
кожухом или сеткой.

. По окончании процесса оставшаяся жидкость собирается в промысловую
канализацию, а территория очищается от случайных остатков жидкости

1 Техника
и технология гидропескоструйной перфорации

При гидропескоструйной перфорации (ГПП) для создания
канала сообщения используется энергия песчано-жидкостной струи, истекающей с
большой скоростью из специальных насадок перфоратора. В результате этого песок
истирает стенки колонны, затем пробивает цементное кольцо и далее проникает в
глубь пласта.

При ГПП создаются каналы значительно больших размеров
диаметр отверстий, создаваемых в колонне, составляет 12-20 мм, а глубина
каналов в несколько раз больше, чем при других видах перфорации (длина до 0,4
м, усредненный диаметр составляет примерно половину длины), не растрескивается
цементный камень, не уплотняется порода в зоне перфорации. Поэтому ГПП
применяют в скважинах, только что вышедших из бурения, и уже эксплуатирующихся
для значительного увеличения их производительности, а также в скважинах, близко
расположенных к нефтеносным пластам водоносных или газоносных прослоев или
пластов. ГПП применяют также для выполнения следующих специальных работ в
скважинах:

Основное условие нормального осуществления процесса
ГПП — отсутствие поглощения жидкости в скважине, т.е. наличие нормальной
циркуляции жидкости для обеспечения выноса песка и шлама.

ГПП нецелесообразно применять в интервалах, уже
подвергнутых кислотной обработке и ГРП, а также в сильно обводненных пластах.

Основными материалами для осуществления ГПП являются
рабочая жидкость и песок. В качестве рабочих жидкостей используют
дегазированную нефть (в добывающих скважинах) и техническую воду (в
водонагнетательных скважинах), а также растворы соляной кислоты с ПАВ (в любых
скважинах). В качестве абразивного (истирающего) материала применяют песок с
размером зерен от 0,2 до 2,0 мм с содержанием кварца более 50%.

ГПП осуществляют с помощью специальных устройств —
гидроперфораторов, содержащих насадки (сопла) из очень твердого сплава ВК6.

Гидропескоструйный перфоратор АП-6М100 предназначен для создания точечных
и щелевых каналов в колонне, цементе и породах пласта. АП-6М применяют для
перфорации скважин, обсаженных колоннами 141-219 мм; вырезки обсадных колонн
тех же диаметров; расширения забоев необсаженных скважин и т.д.

Пескоструйный перфоратор АП-6М100 (рис. 2.5) состоит из корпуса 3; узла
насадки 5, в комплект которого входят насадка, держатель насадки и стопорное
кольцо; хвостовика 1; центратора 2; заглушек 6; клапана перфоратора 4 и клапана
опрессовки труб 7.

1 — хвостовик; 2 — центратор; 3 — корпус; 4 — клапан
перфоратора; 5 — узел насадки; 6 — заглушка; 7 — клапан опрессовки труб

Рис. 2.5 Гидропескоструйный перфоратор АП-6М100

Симметричная конструкция корпуса перфоратора позволяет 2,5″ резьбой
подсоединяться с любой стороны к трубам или устанавливать хвостовик с
центратором корпуса перфоратора. За 2,5″ резьбой расположена камера
опрессовочного клапана 7, служащего для опрессовки колонны труб.

На корпусе перфоратора имеется 10 резьбовых отверстий, расположенных в
трех горизонтальных плоскостях. В эти резьбовые отверстия монтируются узлы
насадок. Для того чтобы сохранить габариты перфоратора, а также предупредить
прихваты и удары узла насадок о стенки скважины при спускоподъемных операциях,
узел насадки размещается заподлицо с корпусом перфоратора.

Торец шестигранника держателя насадки предохраняет корпус перфоратора от
разрушения отраженной струей жидкости с песком. По мере износа шестигранника
держатели заменяются. В держателях имеется конусное гнездо, в которое
запрессовывается насадка. Стопорное кольцо фиксирует насадку в держателе.

Насадки перфоратора изготавливаются из абразивостойких сплавов В К6 и
ВК6М. Они имеют коноидальный вход и конусную проточную часть (конусность 0°20′)
с диаметрами на входе 3,0; 4,5; 6,0 мм.

Для промывки скважин перфоратор снабжен хвостовиком с пером. В комплект
перфоратора входят сменные центраторы для 5 и 6-дюймовых обсадных труб, которые
монтируются на цилиндрической части хвостовика. Верхний торец хвостовика служит
седлом клапана перфоратора 4.

Перфоратор АП-6М80 (рис. 2.6) конструктивно отличается от перфоратора
АП-6М100. В нем сокращено число насадок до 6; уменьшены — внутренний диаметр до
30 мм, а подсоединительные резьбы до 2″, причем узел насадки выполнен
также, как и в перфораторе АП-6М100.

— хвостовик; 2 — центратор; 3 — корпус; 4 — клапан перфоратора; 5 — узел
насадки; 6 — заглушка; 7 — опрессовочный клапан

Рис. 2.6 Перфоратор АП-6М80

Таблица 2.1 Техническая характеристика перфораторов
АП-6М

При гидропескоструйном вскрытии несколько маломощных пластов, отстоящих
друг от друга на большом расстоянии, а также пластов большой мощности и с
аномально высоким пластовым давлением, целесообразно применять блок
гидропескоструйных перфораторов ПЗК.

Этим перфоратором можно перфорировать последовательно снизу вверх один
или несколько пластов без подъема труб и прекращения подачи песчано-жидкостной
смеси (см. рис.2.8).

Устройство ПЗК включает в себя до пяти отдельных перфораторов,
соединяемых между собой патрубками или трубами.

Внизу сборки монтируется перфоратор, отличающийся тем,
что шаровой клапан и седло клапана вмонтированы в него стационарно (рис. 2.7,
в), при этом узел выполнен так, что обеспечивается обратная промывка.

Четыре верхних перфоратора имеют одну типовую
конструкцию (рис. 2.7, а, б), состоящую из корпуса 1 с заплечиками 9,
клапанного шара 5, затвора 4, уплотнительных колец 6, насадок 2, держателей
насадок 3, фиксатора 7 и винта фиксатора 8.

Диаметр посадочных гнезд четырех верхних перфораторов
подобраны таким образом, чтобы клапанные шары нижних перфораторов свободно
проходили через посадочные гнезда всех верхних перфораторов.

— корпуса; 2 — насадки; 3 — держатели насадок; 4 —
затвор; 5 — клапанный шар; 6 — уплотнительные кольца; 7 — фиксатор; 8 — винт
фиксатора; 9 — заплечики

Рис. 2.7 Устройство для гидропескоструйной перфорации
ПЗК

Таблица 2.2 Техническая характеристика ПЗК

а — вскрытие первого (нижнего) интервала; б — вскрытие второго интервала;
в — вскрытие третьего интервала

Рис. 2.8 Схемы осуществления беспрерывной гидропескоструйной перфорации с
применением устройства ПЗК

При гидропескоструйной перфорации применяется то же
оборудование, как и при гидроразрыве пласта. Устье скважины оборудуется
стандартной арматурой типа 1АУ-700, рассчитанной на рабочее давление 70,0 МПа.

Для прокачки песчано-жидкостной смеси используются
насосные агрегаты, смонтированные на платформе тяжелых грузовых автомобилей
2АН-500 или 4АН-700, развивающие максимальные давления соответственно 50 и 70
МПа. При меньших давлениях используют цементировочные агрегаты, предназначенные
для цементировочных работ при бурении. Число агрегатов (n) определяется как
частное от деления общей необходимой гидравлической мощности на гидравлическую
мощность одного агрегата, причем для запаса берется еще один насосный агрегат.

где Q — расчетный суммарный расход жидкости;у —
давление на устье скважины;а — подача одного агрегата на расчетном режиме;

Ра — давление, развиваемое агрегатом;

η — коэффициент, учитывающий техническое
состояние насосных агрегатов и их износ η = 0,75.

Агрегат 4АН-700 (рис. 2.9) состоит из силового
aгрегатa, четырехскоростной коробки передач, трехплунжерного насоса 4Р-700 с
диаметрами плунжеров 100 или 120 мм. с ходом плунжера — 200 мм., вспомогательного
трубопровода, манифольда и системы управления. Все оборудование закреплено на
общей монтажной раме.

Силовой агрегат, выполненный на базе дизельного
двигателя мощностью 588 кВт при 2000 об/мин оборудован системами водяного
охлаждения, смазки и питания, многодисковой фрикционной муфтой сцепления
постоянно замкнутого типа, контрольно-измерительными приборами, электросистемой
с аккумуляторной батареей, обеспечивающей запуск дизельного двигателя
электростартером.

Для обеспечения работы насоса во всем диапазоне
давлений и подач он укомплектован сменными плунжерами двух типоразмеров.

1 — шасси автомобиля КрАЗ-27761; 2 — пульт управления;
3 — силовой агрегат; 4 — коробка переключения передач; 5 — зубчатая муфта; 6 —
насос; 7 — напорный трубопровод; 8 — вспомогательный трубопровод

Рис. 2.9 Насосный агрегат 4АН-700

Таблица 2. 3
Техническая характеристика УН1-630´700А (4АН-700)

Подача и давление насоса агрегата УН1-630´700А (4АН-700)

Песчано-жидкостная смесь готовится в пескосмесительном
агрегате типа 4ПА (рис. 2.10), который представляет собой бункер для песка
емкостью 10 куб.м с коническим дном. В нижней части бункера вдоль продольной
оси установлен шнек. Скорость вращения шнека ступенчато изменяется от 13,5 до 267
об/мин. В соответствии с этим подача песка изменяется от 3,4 до 676 кг/мин.
Кроме того, агрегат снабжен насосом 4НП (насос песковый) низкого давления для
перекачки песчано-жидкостной смеси. Бункер со всем оборудованием смонтирован на
шасси тяжелого автомобиля.

— смеситель; 2 — желоб для ввода сыпучего материала в смеситель; 3 —
рабочий шнек; 4 — бункер; 5 — пневмовибраторы; 6 — гидросистема; 7 —
гидронасос; 8 — раздаточный коллектор; 9 — рама; 10 — приемный коллектор

Читайте также:  Педагогическое творчество: что это такое и из чего состоит | Мел

Рис. 2.10 Установка пескосмесительная 4ПА

Специальные рабочие жидкости завозят на скважину
автоцистернами или приготавливают в небольших (10 — 15 куб.м) емкостях,
установленных на салазках. В обвязку поверхностного оборудования монтируют
фильтры высокого давления — шламоуловители, предупреждающие закупорку насадок
крупными частицами породы.

В качестве рабочей жидкости используют техническую
воду с ПАВ, пластовую воду, 5-6%-и раствор соляной кислоты, дегазированную
нефть и др. Песок должен быть с преимущественным (более 50%) содержанием кварца
фракции 0,2-2,0 мм.

Обвязка поверхностного оборудования может быть с
повторным использованием жидкости и песка (закольцованная схема, рис.2.11), со
сбросом песка и со сбросом песка и жидкости (см. рис.2.12) — наиболее простая схема.

— АН-700; 2 — ЦА-320; 3 — шламоуловитель; 4 —
пескосмеситель; 5 — емкость; 6 — скважина; 7 — обратный клапан; 8 — открытые
краны; 9 — закрытые краны

Рис. 2.11 Обвязка поверхностного оборудования при
проведении гидропескоструйной перфорации по замкнутому циклу

1 — хвостовик; 2 — центратор; 3 — рабочий шар; 4 — корпус
гидроперфоратора; 5 — узел насадкй; 5 — канал перфорации; 7 — ствол скважины; 8
— продуктивный пласт; 9 — устьевая головка арматуры устья; 10 — резиновая
герметизирующая манжета; 11 — трубная головка арматуры устья; 12 — манометр; 13
— элеватор для подъема труб; 14. 15 — задвижка (открытая, закрытая); 16 —
шламоуловитель; 17 — обратный клапан; 18 — насосные агрегаты;
10-пескосмеситель; 20 — емкость; 21 — насосный агрегат; 22 — амбар; 23 — линия
забора при повторном использовании жидкости

Рис. 2.12 Технологическая схема гидропескоструйной
перфорации со сбросом жидкости и песка

Технология ГПП включает следующие операции:

а) глушение скважины закачкой жидкости (при наличии
уже вскрытых пропластков);

б) спуск перфоратора на НКТ (бурильных трубах) с
помощью подъемника на заданную глубину и привязку геофизическими методами места
установки его по пласту-реперу и по утолщенной муфте-реперу на НКТ с учетом
деформации труб при циркуляции жидкости;

в) обвязку устья и наземного оборудования;

г) ввод в НКТ опрессовочного шара, опрессовку системы
манифольдов и НКТ на 1,5-кратное рабочее давление, вымыв опрессовочного шара на
поверхность обратной (по затрубному пространству) циркуляцией рабочей жидкости
и оценку потерь давления на трение промывкой скважины на режиме перфорации;

д) спуск рабочего шара;

е) проведение собственно перфорации;

ж) приподъем перфоратора и переход на вышележащий
интервал (эти две последние операции многократно повторяются);

з) вымыв обратной промывкой рабочего шара и обратную
промывку от песка;

и) подъем НКТ с перфоратором, демонтаж оборудования.

При ГПП можно создавать нормальные (горизонтальные) и
наклонные (наиболее целесообразен угол наклона к оси скважины 60°) каналы,
вертикальные и горизонтальные щели. Плотность перфорации часто составляет 1-4
отв/м. Однако этого недостаточно. В слоистых коллекторах целесообразно
создавать 10-20 нормальных и 6-10 наклонных каналов или 18-20 щелей (длиной
каждая по 100 мм) на 1 м толщины пласта.

Совершенствование ГПП ведется в направлении
использования газожидкостно-песочной смеси (увеличивается длина каналов в
2,0-3,5 раза), кислотных растворов, добавки в жидкость полимеров, создания
шланговых и зондовых гидромониторных гидропескоструйных устройств.

3
Мероприятия по обеспечению требований охраны окружающей среды при проведении
работ по технологии ГПП

Наиболее отрицательное воздействие при проведении работ по
гидропескоструйной перфорации (ГПП) эксплуатационной колонны добывающих скважин
оказывается на атмосферу. Для проведения проектируемых мероприятий потребуется
подъемный агрегат Ар-32 для ПЗР на скважинах, 1 агрегат ЦА-320 и 2 автоцистерны
для ПЗР и непосредственно технологической операции. В результате работы
автотехники вредные выбросы будут в виде сажи, азота диоксида, серы диоксида,
углерода диоксида, углеводородов (керосин).

Для предотвращения превышения ПДВ и ПДК выбросов в атмосферу весь
транспорт подрядной организации периодически проходит контроль на выбросы
выхлопных газов и сертифицирован.

С целью снижения рисков аварийных выбросов разработаны мероприятия,
которые отражены в технологических инструкциях в разделе охраны окружающей
среды и недр:

. Закачка рабочих агентов в пласт осуществляется подготовленной бригадой
под руководством ответственного лица из числа ИТР, назначенного приказом по
предприятию, производящему работы. До проведения закачки должны быть
разработаны план производства работ на конкретной скважине и план ликвидации
возможных аварий, утвержденные главным инженером предприятия.

. Технические средства, используемые для подготовки и закачки рабочих
агентов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12.2.003-91, ОСТ 39064-78 . Не
допускается использование неисправных технических средств.

. Все временные трубопроводы должны быть надежно закреплены и защищены от
механических повреждений.

. При закачке химреагентов на нагнетательной линии на устье скважины
должен быть установлен обратный клапан.

. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально
отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.

. После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегата
должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки
нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в
сборную емкость.

. Категорически запрещается попадание химреагентов в водоемы,
канализационные системы, почву.

. С целью исключения попадания химреагентов в воздух рабочей зоны
требуется обеспечить необходимую герметичность емкостей, оборудования,
коммуникаций.

. Герметичность запорной арматуры и нагнетательных линий, которые должны
быть опрессованы на 1,5 — кратное ожидаемое давление нагнетания, и исключение
попадания химреагентов на землю и в водоемы.

. Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с
требованиями окружающей среды.

. Наличие металлической емкости объемом не менее 25 м3 для аварийного сброса
технологических жидкостей.

. Детальное ознакомление производителей работ с технологией использования
химических продуктов, со свойствами этих продуктов, правилами работ с ними на
промысловых объектах, контроль за проведением работ.

. Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с
требованиями окружающей среды в места захоронения отходов, согласованные с
соответствующими органами Госнадзора (Роспотребнадзора, Ростехнадзора и др.).

. Для захоронения выбираются грунты, где отсутствует циркуляция грунтовых
вод, в незаболоченных местах, вдали от водоемов. Основным требованием к яме или
бункеру для захоронения отходов является обеспечение герметичности их, что
достигается выкладыванием стенок изнутри глинистыми материалами или другими непроницаемыми
материалами.

. Загрязненные грунты перемешиваются с песком, загружаются
механизированным способом (экскаватором) и вывозятся на спецмашинах (самосвалы
и др.) в места захоронения

. При разгерметизации системы обвязки во время проведения работ под давлением
необходимо немедленно прекратить закачку, стравить давление в системе обвязки,
заменить рабочий раствор на воду (промыть систему с изливом в желобную или
другую емкость) и провести необходимые ремонтные работы.

. При нарушении требований инструкции и техники безопасности возможны
незначительные разливы реагентов, применяемых в технологическом процессе,
которые локализуются у скважины в специально оборудованных, в пределах рабочей
площадки приямки с непроницаемыми стенками.

. При разливе продукта на территории вокруг скважины, необходимо
произвести работы по рекультивации поверхности земли в месте разлива с
использованием технологий, принятых в ОАО «Белкамнефть».

2
Методика расчета процесса гидропескоструйной перфорации

Объем рабочей жидкости принимается равным — 1,3 — 1,5
объема скважины при работе по замкнутому циклу. При работе со сбросом объем
жидкости определяют из простого соотношения:

= qн • n • t • N

где qн — принятый расход жидкости через одну насадку;-
число одновременно действующих насадок;- продолжительность перфорации одного
интервала (15 — 20 мин);- число перфорационных интервалов.

Количество песка принимается из расчета 50 — 100 кг
песка на 1 куб.м жидкости.

Процесс ГПП связан с работой насосных агрегатов,
развивающих высокие давления, и в некоторых случаях с применением горячих
жидкостей. Поэтому проведение этих работ регламентируется особыми правилами по
охране труда и пожарной безопасности, несоблюдение которых может привести к
очень тяжелым последствиям. Перед началом работ обязательна опрессовка всех
коммуникаций на давление, в 1,5 раза превышающее рабочее. ГПП осуществляют,
начиная с нижних интервалов.

Общие гидравлические потери при гидропескоструйной
перфорации складываются из следующих факторов:- потерь давления на трение в НКТ
при движении песчано-жидкостной смеси от устья до пескоструйного аппарата;

ΔP — потерь давления в насадках,
определяемых по графикам или расчетным путем;- потерь на трение восходящего
потока жидкости в затрубном кольцевом пространстве;- противодавления на устье
скважины в затрубном пространстве.

Так как гидростатические давления жидкости в НКТ и
кольцевом пространстве при работе по замкнутой системе уравновешены, то
давление нагнетания на устье Pу будет равно сумме всех потерь:

Величина P1 определяется по формулам трубной
гидравлики:

где коэффициент трения λ определяется как обычно, через число Re, но
увеличивается на 15 — 20% вследствие присутствия песка в жидкости;- длина НКТ;в
— внутренний диаметр НКТ;т — линейная скорость потока в НКТ;т = 4Q/(πdв2);

ρ — плотность песчано-жидкостной смеси.

Величина ΔP определяется по графикам. Величина Р2 также
определяется по формуле трубной гидравлики для движения жидкости по кольцевому
пространству:

где Dв — внутренний диаметр
обсадной колонны,н — наружный диаметр НКТ,к = 4Q/(π(Dв2 — dн2)) — линейная скорость восходящего потока
жидкости в кольцевом пространстве, которая не должна быть меньше 0,5 м/с для
полного выноса песка и предупреждения прихвата труб.

Пример расчета гидропескоструйной
перфорации

Рассчитать процесс
гидропескоструйной перфорации на глубине L = 1020 м. Скважина имеет
эксплуатационную колонну с условным диаметром D = 0,114 м и толщиной стенки s =
0,0074 мм. При обработке используют колонну НКТ с условным диаметром d = 0,048
м. Насадки диаметром 0,0045 м. Перепад давления Δрт + Δрк =
0,115МПа/100м. Группа прочности К.

ж = 1,88•D 2вн•L =
1,88•0,09922•1020 = 18,87 м3,

где Vж — общее количество
жидкости;

вн = 0,0992 — внутренний
диаметр эксплуатационной колонны, м.вн = D — 2•s = 0,114 — 2•0,0074 = 0,0992 м.

п = 1,13•D 2вн•L•сп =
1,13•0,09922•1020•100 = 1134 кг,

где Qп — общее количество
песка;

сп = 100 — объемная
концентрация песка в 1 м жидкости, кг/м.

= 1,414•μ •nн•fн = 1,414•0,82•4•0,000016 = 9 м3/с,

где Q — расход рабочей
жидкости;

μ = 0,82 — коэффициент расхода;н = 4 — количество
насадок, шт.н = 0,000016 — площадь поперечного сечения насадки на выходе, м2.н
= 0,785•0,00452 = 0,000016 м2;

Δрн = 19 — потери давления в насадках, МПа;

ρ — плотность жидкости — песконосителя;

ρ = ρ•(1- β ) + ρ•β = 1000•(1- 0,04) + 2500•0,04 =1060 кг/м,

где ρ = 1000 — плотность рабочей жидкости, кг/м;

Читайте также:  2КОМ Интернет — инструкции по ЛК

ρ = 2500 — плотность песка, кг/м;

β =0,04 — объемная концентрация песка в смеси;

Р = Δрт + Δрк + Δрн + Δрп =
0,115•10,2 + 19 + 3,5 = 23,67 МПа,

где Р — гидравлические потери
при проведении ГПП;

Δрп = 3,5 — потери давления в полости, образовавшейся
при воздействии на породу абразивной струи, МПа.

где Руд — допускаемое давление на устье;

Рстр = 196 — страгивающая нагрузка резьбового
соединения НКТ, кН;т = 18,5 — вес 1м трубы НКТ, Н/м;т = 0,000868 — площадь
поперечного сечения трубы НКТ.

Условие безопасной работы выполняется:

Вывод: Применение НКТ диаметром 48 мм допустимо.

2
Мероприятия по обеспечению требований пожарной безопасности при проведении
работ по технологии ГПП

Работы по гидропескоструйной перфорации (ГПП) эксплуатационной колонны
добывающих скважин должны проводиться в соответствии с «Правилами пожарной
безопасности в РФ» ПБ 01-03.

Территории производственных объектов нефтедобычи, на которых расположены
скважины, а также производственные и подсобные помещения бригад капитального
ремонта скважин, должны содержаться в чистоте и порядке.

Не допускается замазучивание производственной территории и помещений,
загрязнение легко воспламеняющимися и горючими жидкостями (ЛВЖ и ГЖ), бытовым
мусором и отходами производства.

Различные легко воспламеняющиеся и горючие жидкости должны немедленно
убираться, а места разлива должны быть засыпаны сухим песком или грунтом.

Хранение нефти и других легковоспламеняющихся и горючих жидкостей в
открытых ямах и амбарах, не предусмотренных проектными решениями по
обустройству, на территории предприятий не допускается.

Хранение смазочных материалов, горючих и агрессивных жидкостей, в
производственном помещении разрешается, в несгораемых шкафах, герметичной таре
или в ящиках с плотно закрывающимися крышками в количествах не превышающих
суточный расход.

Передвижные насосные агрегаты и автоцистерны должны быть оборудованы
сертифицированным искрогасителями на выхлопных трубах и штатными
огнетушителями.

Пункт приготовления рабочих растворов, необходимых для обработок скважин,
должен быть оборудован противопожарным инвентарем и средствами пожаротушения
согласно нормам пожбезопасности.

В распоряжении бригад КРС должны быть первичные средства пожаротушения
(огнетушитель, лопата, ведро и т. д.), которые не должны использоваться для
других целей.

Бурение нефтяных и газовых скважин

Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.

Похожие работы

К ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ

Направление подготовки (специальность):

«Геология нефти и газа»

Квалификация (степень) выпускника:

Специальное звание: орма обучения:

УДК 550.8 (075.83)

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА: Методические указания по дипломному проектированию / Сост.: О.М.Прищепа, Ю.В.Нефедов,

Р.А. Щеколдин; Санкт-Петербургский горный ун-т. СПб, 2018. 51 с.

В пособии изложены требования, предъявляемые к дипломным проектам (работам) и их оформлению, даны рекомендации по организации дипломного проектирования. Определены объемы, примерное содержание дипломного проекта (работы) и перечень необходимых иллюстраций и графических приложений. Приведен рекомендуемых список методической и справочной литературы, необходимой для работы над проектом.

Предназначены для специализации «Геология нефти и газа»

Ил. 1. Прил. 10. Библиогр. 12 назв.

Научный редактор проф.

4 Анализ
технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского
месторождения

Результаты многочисленных научно-практических
исследований, показывают, что применение традиционных ОПЗ, таких как
поинтервальные СКО дает положительный результат лишь при отсутствии перетоков в
заколонном пространстве, являющихся следствием некачественного крепления
скважин, динамических нагрузок от кумулятивной перфорации, многочисленных
геолого-технических и ремонтных мероприятий и др.

В настоящее время одним из наиболее перспективных
мероприятий по повышению интенсификации добычи нефти на Смольниковском
месторождении является применение технологии вторичного вскрытия продуктивного
пласта посредством гидропескоструйной перфорации, т.к. данный вид ГТМ хорошо
зарекомендовал себя на аналогичных по геолого-физическим условиям
месторождениях Удмуртии (Патраковском, Лозолюкско-Зуринском и др.).

Особенность работы скважины, продуктивный горизонт
которой вскрыт гидропескоструйной перфорацией, заключается в изменении режима
работы пласта по сравнению с традиционными методами вскрытия. Опыт проведения
гидропескоструйной перфорации показывает что, как правило, при ее проведении
минимальное увеличение производительности скважин происходит в 1,5-2,0 раза от
первоначальной, максимальное в десятки раз. И при этом на обводненных
месторождениях увеличивается нефтяная составляющая в общем балансе извлекаемой
жидкости из скважин.

В 2009-10 гг на добывающих скважинах Смольниковского месторождения было
произведено 10 операций по вторичному вскрытию продуктивного пласта путём
гидропескоструйной перфорации.

Результаты проведения ГПП на добывающих скважинах Смольниковском
месторождения в 2009-10 гг приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6 Технологическая эффективность проведения
ГПП на Смольниковском месторождении

Анализируя таблицу результатов проведения ГПП по основным параметрам
работы скважин до и после обработки можно имеем:

после проведения ГПП суточный дебит скважин по жидкости вырос в среднем
на 5,0 м3,

дебит скважин по нефти увеличился в среднем на 4,4 тн/сут.,

обводненность добываемой продукции по рассмотренной группе скважин
практически не изменилась.

Наилучший эффект в плане прироста дебита нефти получен по скважинам
№157(+6,0 т/сут), №285(+6,4 т/сут), №288(+6,3 т/сут), №174(+5,8 т/сут). Хорошие
результаты так же получены по скважинам №№ 289, 293, 286 где приросты дебитов
составили от 3,5 до 4,4 т/сут.

Суммарная дополнительная добыча нефти от проведения ГПП на конец
отчетного периода составила 8998,2 тонны.

Товарная добыча нефти по месторождению без проведения ГПП составила бы
107,0 тыс. тонн, а с учетом дополнительной добычи от проведения ГТМ товарная
добыча нефти составила 115,998 тыс. тонн.

По результатам анализа определено следующее:

все рассмотренные обработки призабойной зоны добывающих скважин имеют
достаточно высокую эффективность от 1,9 до 6,4 т/сут при незначительном росте
обводненности продукции скважин, а в некоторых случаях и со снижением
содержания воды;

относительно невысокая эффективность на скважине №237 объясняется в
основном тем, что на указанных скважинах обработки проводились без
гидромониторной промывки в зоне перфорации, что неблагоприятно сказалось на
состояние гидропроводности ПЗП и как следствие привело к незначительным
эффектам, хотя на общем фоне ГТМ проводимых по базовым технологиям (СКО, ПСКО и
т.п.) где средние удельные эффекты как правило не превышают 0,7 тн/сут, прирост
в 1,9 тн/сут можно отнести к разряду «выше среднего».

Дипломные работы по геологии

Нужна помощь в написании уникальной работы на отлично?! Узнайте цену!

Заключение

Перфорация скважин — пробивание отверстий в стенках буровой скважины против
заданного участка продуктивного пласта с целью получения или усиления притока
воды, нефти, газа в добычную скважину или пласт. Для перфорации скважин
применяют взрывчатые вещества (кумулятивная, пулевая и снарядная перфорация
скважин) и реже поток жидкости с абразивными материалами (гидропескоструйная
перфорация скважин).

Выбор метода перфорации скважин решается с учётом геологии пласта,
конструкции скважины, условий бурения, технических данных перфораторов,
сопутствующих перфорации побочных эффектов и других факторов. При этом
определяются тип перфоратора, плотность прострела, технология последующих
работ. Характер вскрытия при перфорации изучается на специальных стендах, где
определяются размеры каналов и особенности движения жидкости или газа в образце
до и после прострела в условиях, приближённых к скважинным. Качество перфорации
скважин — один из важнейших факторов, определяющих эффективность эксплуатации
скважин.

Главнейшей задачей проведения перфорации является обеспечение эффективной
связи между коллектором и стволом скважины. Использование кумулятивных
перфораторов предоставляет безопасный, экономически выгодный и эффективный
способ для решения этой задачи.

В данной работе были рассмотрены различные условия в скважинах, дано
понятие об основных типах закачивания скважин и описаны примеры типичных
перфорационных работ, а так же отдельно рассмотрена эффективность проведения
гидропескоструйной перфорации на скважинах Смольниковского месторождения.

На основании произведенного анализа можно сделать вывод, что
гидропескоструйная обработка призабойной зоны скважины для повышения
проницаемости является в настоящее время эффективным методом повышения
проницаемости ПЗС.

5 Вывод о
технологической эффективности проведения ГПП на скважинах Смольниковского
месторождения

Приведенные выше результаты рассмотренных ГТМ позволяют сделать следующие
рекомендации:

продолжить проведение данного вида интенсификации добычи нефти на
эксплуатационном фонде Смольниковского месторождения;

наряду с обработками добывающих скважин применить в экспериментальном
порядке технологию ГПП на нагнетательном фонде, с целью увеличения приемистости
скважин в застойных зонах нефтеносного пласта.

обратить особое внимание на качественную подготовку рабочих составов и
соблюдение технологии обработки ПЗП скважин.

для повышения эффективности гидравлической перфорации необходимо
сократить непроизводительное время, на которое процесс перфорации прекращается
для изменения глубины подвески перфоратора. Для этого применяют технологию
непрерывного процесса. В этом случае устье скважины оборудуют головкой с
сальником, позволяющей агрегату подземного ремонта поднимать колонну НКТ,
подвешенную на элеваторе. Жидкость подводят к колонне труб промывочным шлангом.
При подобном оборудовании возможно проводить перфорацию колонны в интервале,
соответствующем длине одной насосно-компрессорной трубы.

На основании представленного анализа технологической эффективности
проведения ГПП на скважинах Смольниковского месторождения можно сделать вывод о
том, что внедрение данного вида интенсификации добычи является
высокорентабельным.

Список
литературы

1.  Адонин
А.П. «Добыча нефти штанговыми насосами» — Москва « Недра» 1979 г.

2.      Акульшин
А.И. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» — Москва « Недра» 1983 г.

.        Божко
Г. И., Дуванов А. М., Фельдман Н. И. “Анализ состояния взрывных методов
вторичного вскрытия и газодинамической обработки нефтегазовых пластов за
рубежом”. НТВ “Каротажник”. Тверь: Изд. АИС. 2001 Вып. 78.

.        Бухаленко
Е.Н. «Справочник по нефтепромысловому оборудованию» — Москва «Недра» 1985 г.

.        Гайворонский
И. Н. “Эффективность вскрытия пластов перфорацией”. НТВ “Каротажник”. Тверь:
Изд. АИС. 1998. Вып. 42.

.        Кудинов
В.И. Сучков В.М. «Новые технологии повышения добычи нефти». Самара 1998 г.

.        Муравьев
В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» — Москва «Недра» 1973 г.

.        Правила
безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03. М.: ООО «БиС»,
2003 г.

.        Проект
разработки Смольниковского нефтяного месторождения.

.        Сулейманов
«Техника и технология капитального ремонта скважин» Москва « Недра» 1987 г.

.        Юрчук
А.М. «Расчеты в добыче нефти» — Москва «Недра» 1979 г.

12.    Сборник инструкций по технике безопасности, пожарной безопасности
и промсанитарии для бригад капитального ремонта скважин УПНП и КРС ОАО
«Белкамнефть». Ижевск 2007.

13.    Положение о производственном контроле за соблюдением требований
промышленной безопасности на опасных производственных объектах ОАО
«Белкамнефть». Ижевск 2005.

Оцените статью
Добавить комментарий