Исследование и разработка устройств для очистки забоя скважины-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Курсовая работа

Исследование и разработка устройств для очистки забоя скважины-Текст пояснительной записки выполнен на Украинском языке вы можете легко его перевести на русский язык через Яндекс Переводчик ссылка на него https://translate.yandex.ru/?lang=uk-ru или с помощью любой другой программы для перевода-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа-Курсовая работа
Исследование и разработка устройств для очистки забоя скважины (МР)

Содержание

Вступление
1. Информационный обзор
1.1 Причины загрязнения вибию скважин
1.2 Методы ликвидации шламонакопичень и соляно-песчаных пробок в скважинах
1.3 Обзор развития и уровень достижений технологий по очистке ПЗП в Украине и странах СНГ
2. Выбор технологического оборудования ( ТО. )
3. Технико экономическое обоснование ( ТЭО. )
3.1 Методы ликвидации шламонакопичень и соляно-песчаных пробок в скважинах
4. Опытно-конструкторская работа
4.1 Разработка конструкций устройств для очистки забоя скважин без циркуляционной промывки
4.2 Извлечения шламовой пробки комплексом устройств для очистки забоя скважины без циркуляционной промывки
5. Описание технического предложения
5.1 Техническое средство для очистки забоя скважины без циркуляционной промывки
5.2 Подготовительные работы
6.2 Анализ мер применений предусмотренных в проекте для безопасной эксплуатации оборудования
6.3 Инженерные расчеты по технике безопасности
6.3.1 Выбор диаметра и типа талевого каната для оснастки талевой системы
6.3.2 Проверочный расчет талевого каната на прочность
6.4 Техника безопасности при эксплуатации технологического оборудования
7.Экологическая безопасность
7.1 Охрана недр окружающей среды
7.2 Перечень источников воздействия на окружающую среду
7.3 Мероприятия по обеспечению нормативного состояния окружающей среды
7.4 Контроль за состоянием и охраной окружающей среды
7.5 Мероприятия по снижению уровня воздействия вредных факторов на работающих
7.6 Комплексная оценка воздействия планируемой деятельности на окружающую среду
8. Расчет экономического эффекта от внедрения мероприятия по технологии очистки забоя скважин без циркуляционной промывки с помощью комплекса устройств
8.1 Калькуляция вартостості проведения работ по технологии очистки забоя скважины без циркуляционной промывки с помощью комплекса устройств
8.2 Проведение экспертной оценки дополнительной добычи от проведения мероприятия
8.3 Определение срока окупаемости затрат на проведение технологического процесса
Вывод
Литература


ЧЕРТЕЖИ:

1 Структурная карта кровли продуктивного горизонта Скор1 (А1)
2 Структурная карта кровли Бельского НГКМ (А1)
3 Геологический разрез по линии Скор НГКМ (А1)
4 Геологический разрез по линии Більс.НГКМ (А1)
5 Геолого-технические параметры скважины №24 (А1)
6 Геолого-технические параметры скважины №214 (А1)
7 Технология очистки забоя скважины (А1)
8 Комплекс устройств для очистки забоя скважины без промывки (А1)
9 Технология для очистки забоя скважины без циркуляции (А1)
10 Клапан переливной (А1)
11 Очистное устройство (А1)
12 Экономика (А1)

Разработка конструкций устройств для очистки забоя скважин без циркуляционной промывки
В результате анализа конструкций инструментов и устройств для очистки забоя скважин без циркуляционной промывки известных зарубежных фирм и организаций, и учитывая недостаточное оснащение бригад капитального ремонта скважин аналогичным оборудованием для очистки забоя скважин, разработаны устройства для очистки забоя скважин от шламонакопичень, способные увеличить добычу нефти и газа.
В отличие от известных зарубежных аналогов данная разработка имеет ряд существенных преимуществ:
- уплотнение “металл-металл “ запорного клапана ;
- увеличены проходные сечения отверстий ;
- низкие гидравлические сопротивления в клапанах ;
- гарантийное срабатывания на забое скважины благодаря использованию срезных винтов.
Перечисленные преимущества позволяют обеспечить высокий напор струи жидкости на забое, гарантировать надежность и долговечность работы устройств в процессе очистки забоя скважин.
Разработанное техническое средство представляет собой комплекс устройств, в основу работы которого положен принцип действия поршневой желонки. Этот комплекс позволяет проводить удаление шламонакопичень за один спуско-подъем (рейс) без организации циркуляционной промывки.
Комплекс устройств включает фрезерную коронку, клапан обратный тарілчатий, клапан обратный шаровой, устройство захватывающий, очистное устройство, клапан сбивной.



Коронка фрезерная
Комплекс устройств для очистки скважин без циркуляционной промывки оснащается в нижней части фрезерной коронкой (рис.3.3). Она состоит из кольцевой фрезы и ниппеля, соединенных между собой с помощью резьбы. Коронка фрезерная предназначена для разрыхления песчаной пробки на забое скважины.

Рис.3.3 Коронка фрезерная
1 – ниппель; 2 – перо; 3 – кольцевая фреза.

Клапан обратный тарілчатий
Клапан обратный тарілчатий (рис.3.4) включается в состав комплекса устройств при условии, что песчаная пробка на забое скважины состоит из крупных частиц разрушенного пласта-коллектора. Размер обломков породы находится в пределах 10÷30 мм.

Рис.3.4 Клапан обратный тарілчатий
1 – перевідник; 2 – пружина; 3 – ось; 4 – тарелка; 5 – винт; 6 – корпус.

Клапан обратный тарілчатий состоит из корпуса, внутри которого размещен тарелку, которая соединяется с корпусом при помощи скобы и оси. Тарелка підтискується к седлу клапана с помощью пружины. Корпус клапана в верхней части присоединяется к перевідника с помощью резьбы и фиксируется штифтом.
Клапан обратный тарілчатий предназначен для удержания над тарелкой жидкостно-песчаной смеси во время извлечения комплекса устройств на дневную поверхность.
Клапан обратный шариковый
Включается в состав комплекса устройств когда известно, что песчаная пробка составленная из мелких частиц разрушенного пласта. Размер частиц породы составляет 2÷8 мм.

Рис.3.5 Клапан обратный шариковый
1 – корпус; 2 – цанга; 3 – шар; 4 – седло; 5 – гайка.

Клапан обратный шариковый (рис.3.5) состоит из корпуса, внутри которого находится зафиксировано гайкой седло клапана. Металлическая пуля, которая опирается на седло клапана, удерживается с помощью цанги.
Клапан обратный шариковый предназначен для удержания над шаром жидкостно-песчаной смеси после срабатывания комплекса устройств во время извлечения на дневную поверхность.

Рис.3.6 Устройство захватывающий
1 – корпус; 2 – лепестки захвата; 3 – штопорний винт; 4 – ниппель.
Устройство захватывающий
Включается в состав комплекса устройств, когда известно, что на забое скважины имеющиеся геофизические приборы или другие посторонние предметы (гайки, воронки кумулятивных зарядов, детали ключей).
Устройство захватывающий (рис.3.6) состоит из корпуса, внутри которого находится захват с подвижными подпружиненными лепестками. К корпусу с помощью резьбы присоединяется ниппель и фиксируется штопорними винтами.
Очистное устройство
В состав комплекса устройств входит очистное устройство (рис.3.7). Он состоит из корпуса, имеющего цилиндрическую полость, в которой размещен шток с осевым отверстием, из запорного клапана, имеющий седло, шар, подпружиненная пружиной. Шток зафиксирован в корпусе от самоспрацювання во время спуска в скважину с помощью срезных винтов. Усилие, необходимое для разрушения срезных винтов, рассчитывалось на основе допустимого разгрузки (по ГІВу), исходя из необходимости предупреждения безосновательного разрушения в процессе спуска в скважину.
Зависимость диаметра срезных винтов от допустимого разгрузки приведены в таблице 3.3.
Таблица 3.3 - Зависимость диаметра срезных винтов от допустимого разгрузки
Допустимо
разгрузки (по ГІВу), т 1,0 1,5 2,0 2,5 3 3,5 4,0 4,5 5,0
Диаметр
срезных винтов, мм 4,0 5,0 5,6 6,2 6,8 7,3 7,8 8,3 9,0

Шток уплотнен в корпусе резиновыми кольцами. В нижней части устройство имеет патрубок с отверстиями под углом 45 0С, для вытеснения воздуха из колонны труб при опускании его в скважины. Устройство в верхней части через шток соединен с колонной насосно-компрессорных труб ( НКТ), а в нижней части через корпус с колонной труб для удаления шлама, песка и т.д.

Рис.3.7 Очистное устройство
1 – шток; 2 – перевідник; 3 – крышка; 4 – шпонка; 5 – винт срезной; 6 –корпус; 7 – седло; 8 – втулка;9 – пружина; 10 – ниппель; 11 – кольцо; 12 - патрубок
Очистное устройство работает следующим образом :
При возникновении необходимости очистки скважины от шламовой или песчаной пробки, данное устройство в собранном виде опускается на колонне НКТ в скважину с жидкостью. При погружении в свердловинну жидкость осевое отверстие штока устройства остается закрытым и недоступным для проникновения жидкости из скважины. Герметичность устройства обеспечивается шариковым клапаном, который разъединяет осевое отверстие штока от осевого отверстия патрубка в нижней части.
Как только коронка фрезерная комплекса устройств достигнет забоя скважины (поверхности шламовой пробки) и остановится, колонна НКТ на которой опускается устройство своим весом нажимает на шток, при этом возникает разгрузки комплекса на забой. Величина разгрузки визуально определяется по показаниям ГІВу. Создавая достаточное разгрузки комплекса для разрушения срезных винтов производится перемещение штока на 35÷40 мм относительно корпуса устройства. При этом шток заглушкой надавливает на шар, сжимая пружину відходе от седла, соединяя отверстия штоке с отверстием корпуса. Так как уровень жидкости в скважине намного выше уровня в комплексе устройств, то жидкость из-за разности давлений с большой скоростью направляется в осевое отверстие штока, а затем в колонну НКТ и заполняет ее до тех пор, пока уровень жидкости в скважине не сравняется с уровнем жидкости в колонне комплекса устройств. Вместе с жидкостью с забоя скважины засасывается шламовий материал, который изымается из труб при подъеме комплекса устройств на дневную поверхность. В процессе подъема шток перемещается вверх относительно корпуса очистительного устройства, при этом пуля пружиной прижимается к седлу и разобщает осевое отверстие штока от осевого отверстия патрубка.




Рис.3.8 Клапан переливной
1 – корпус; 2 – втулка; 3 – цанга; 4 – винт нажимной; 5 – обойма; 6 - пружина

Клапан переливной
Для условий использования комплекса устройств для очистки скважин без циркуляционной промывки в глубоких скважинах (глубже 4000 м) в состав комплекса предлагается дополнительно включить клапан переливной (рис.3.8), который автоматически открывается при достижении перепада давления в скважине более 15,0 МПа, при этом часть промывочной жидкости из затрубного пространства перетекает в трубы, на которых в скважину спускается комплекс устройств. Использование клапана переливного выгодно тем, что исключает остановку спуско-подъемных операций при доливе жидкости в трубы НКТ, так как при спуске комплекса устройств в скважины глубже 4000 м, за счет больших затрубних давлений может произойти смятие колонны труб НКТ.

Клапан сбивной
Клапан сбивной (рис.3.9) включается в состав комплекса устройств для случая, когда в колонне инструмента возможно накопление жидкости выше установленного очистного устройства. При подъеме колонны труб на дневную поверхность для избежания эффекта “сифонирования” через сбивной клапан сливают избыток жидкости.
Клапан сбивной состоит из корпуса, в который ввинчивается сбивной винт, герметизирован резиновым кольцом. Срабатывания сбивного клапана проходит после разрушения сбивного винта механическим способом.




Рис.3.9 Клапан сбивной
1 – корпус; 2 – винт сбивной



Вывод
В разработке предложена технология для очистки забоя скважин без циркуляционной промывки, что в свою очередь включает комплекс устройств.
В состав комплекса устройств входит очистное устройство, обратный клапан, устройство захватывающий, клапан сбивной, коронка фрезерная, накопитель механических примесей. Работа комплекса устройств осуществляется за счет использования перепада давления жидкости между скважиной и трубами НКТ, на которых комплекс опускается в скважину.
Предложена технология для очистки забоя скважин без циркуляционной промывки относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначена для проведения работ по очистке забоя скважин от накопленного шлама и глинопіщаних пробок, которые образуются в процессе бурения, капитального ремонта и эксплуатации, на забое скважин, и тем самым уменьшают их добычные возможности.
Проведение анализа и сравнительной характеристики предложенной технологии с ее аналогами, показывает, что предложенная технология имеет следующие преимущества:
Перспективы максимального добычи углеводородного сырья, а также дальнейшее развитие газовой промышленности Украины предусматривают, как ввод в эксплуатацию новых газовых и газоконденсатных месторождений, внедрения новых технологических процессов повышение компонентовіддачі пластов, так и поддержания эксплуатационного фонда добывающих скважин в работоспособном состоянии путем проведения ремонтных работ, пополнения эксплуатационного фонда скважин из числа бездействующих, то есть аварийных.
Однако я хочу отметить, что основные месторождения на данном этапе перешли на позднюю и завершающую стадию разработки. Производным от этого является падение пластового давления, роста газоводяного фактора добывающего сырья, выпадения конденсата в призабойной зоне пласта, накопления песчано-глиняного осадка в зоне перфорации и НКТ.
На сегодняшний день на скважинах ГПУ «Полтавагаздобыча ускладнюючими факторами эксплуатации скважин является наличие плотных пробок в зоне интервала перфорации, обводненность скважин в связи с истощением запасов данного горизонта, негерметичность лифтовых колонн, их обрыв и коррозионное изнашивание.
Через низкую пластовую энергию и наличие в продукции жидкостных компонентов (пластовая и конденсационная вода, конденсат) на забое скважин часто накапливается столб жидкости, что приводит к самозадавлення продуктивного горизонта водой и до остановки скважины.
Анализируя работы, проводимые цехом КРС “Полтавагаздобыча”, следует отметить, что значительную часть занимают работы, связанные с изоляцией притока пластовых вод к забою скважин.
Второе место занимают сложные ловильные работы по извлечению оборванных и присыпанных осадком аварийных НКТ.
Третье место по видам работ занимает интенсификация притока углеводородов ( СКО, обработка призабойной зоны пласта растворами ПАВ ). Остальные - работы, связанные с заменой глубинного и устьевого оборудования .
Принимая во внимание то, что на большинстве месторождений продуктивные горизонты состоят из песчаников различной плотности, при длительной эксплуатации на забое скважин накапливается песчаный осадок, что способен не только образовать плотную пробку, но и присыпать нижнюю часть насосно-компрессорных труб (НКТ). В результате таких образований значительно снижаются добывающие возможности скважин и усложняется проведение аварийно-восстановительных работ на скважине. Для продления срока эксплуатации скважин (увеличение межремонтного периода) необходимо вовремя проводить мероприятия по обработке и очистке привибійних зон, укрепление от разрушения слабозцементованих коллекторов и изоляции водоприпливів.
Вышеописанные факторы приводят к быстрому уменьшению добывающих возможностей скважин, что в свою очередь требует увеличения количества капитальных ремонтов.
Практика проведения ремонтов скважин показывает, что абсолютное большинство скважин, помимо проведения капитального ремонта, нуждается в очистке забоя от шламометалонакопичень.
Забой скважины засоряется по различным причинам и в различные периоды эксплуатации скважин:
- при бурении;
- в процессе спуско-подъемных операций;
- розбурюванні пакера;
Промышленный опыт свидетельствует, что почти все работы, которые проводятся в скважинах (в частности, их строительство, вскрытия пласта перфорацией, подземный ремонт) являются потенциальными источниками повреждений начального зрел - новаженого состояния пласта, снижение производительности скважин и формирования вокруг ствола зоны с ухудшенными фильтрационными свойствами. Эти явления становятся все более актуальными на месторождениях, для которых характерно значительное истощение пластовой энергии и вторичный влияние технологических и физико-химических факторов, которые в процессе разработки еще больше ухудшают фильтрационную характеристику пластов в привибійних зонах скважин. Поэтому детальное изучение и классификация основных влиятельных факторов, вызывающих загрязнение ПЗП, является первым шагом к разработке средств предотвращения и борьбы с последствиями их негативного действия.
Следовательно, ухудшение коллекторских свойств продуктивного горизонта вокруг ствола скважины, то есть загрязнение призабойной зоны начинается с момента вскрытия пласта бурением и продолжается в течение всего периода эксплуатации. Причин тому существует много, однако наиболее существенные из них, т. е. такие, которые предопределяют необходимость обязательного искусственного вмешательства для восстановления производительности скважин, можно выделить четыре, а именно:
- проникновение механических примесей в пласт;
- проникновение фильтрата бурового раствора в призабойную зону пласта и отложения в ней;
- отложение солей;
- образование гидратов.
Кроме технологического осадка, который снижает темп углубления скважин и вызывает ряд осложнений при строительстве скважин, существует второй осадок – аварийный.
С появлением в продукции пластовой минерализованной воды в процессе эксплуатации скважин, является образование и отложение неорганических солей.

Методы ликвидации шламонакопичень и соляно-песчаных пробок в скважинах
При очистке скважин циркуляционной промывкой вынос шлам-накоплений на дневную поверхность проходит двумя путями: мелкие частицы шлама (размером менее 0,5 мм) переходят в промывочную жидкость, увеличивая ее плотность и содержание твердой фазы, крупные частицы горных пород выносятся на дневную поверхность за счет скоростного напора промывочной жидкости. Чем выше значение скорости восходящего потока промывочной жидкости в кольцевом пространстве скважины, тем большая выносная способность жидкости, то есть частицы больших размеров и плотности могут быть вынесены на дневную поверхность. Путь частицы шлама от забоя до дневной поверхности - это достаточно сложное явление.
Рис.1 Прямая промывка скважин
Преимуществом данной промывки лучше разрушения уплотненной песчаной пробки.
Недостатком является то, что за счет разницы сечений промывочных труб и между - колонного пространства создаются малые скорости восходящего потока, что обеспечивает плохое вынос песка.
Обратная промывка скважин
Преимуществом данной промывки является то, что трубы имеют меньшее сечение, и в них создаются большие скорости восходящего потока, что обеспечивает лучший вынос песка.
Недостатком является то, что при обратной промывке больше давления на забой. Гидравлические потери в трубах больше чем в затрубному пространству.
Для промывки плотных песчаных пробок предлагается применять комбинированную промывку.
Преимуществом комбинированной промывки есть разрушения плотных песчаных пробок.
Недостатком является сложность и регулирования процесса промывки, а также поглощение пластом промывочной жидкости.
Очистка скважин циркуляционной промывкой вызывает значительные технологические трудности для скважин с низким пластовым давлением вследствие поглощения значительной части промывочной жидкости в продуктивный пласт. Чем больше глубина скважины и меньший статистический столб жидкости, тем больше промывочной жидкости поглощает скважина. Поглощения промывочной жидкости в скважинах с низким пластовым давлением и особенно с високопроникним коллектором увеличивает период освоения скважин после промывки и негативно отражается на послідуючій их эксплуатации.
Очистка забоя скважин с низкими пластовыми давлениями от песка, шлама, стружки и т.п., предлагается проводить по технологии, которая исключает поглощение продуктивным пластом промывочной жидкости.
Рис.2 Суть этой технологии заключается в том, что в скважинах с высоко проницаемыми продуктивными пластами, низким пластовым давлением и большой глубиной (более 4000 м) очистка забоя производится без циркуляции промывочной жидкости с использованием очистного устройства, в котором используется принцип перетекания жидкости в сообщающихся сосудах, когда из затрубного (кольцевого) пространства скважины в трубный пространство колонны труб, спущенных в скважину, для извлечения шлама и которые находятся под атмосферным давлением, направляется поток жидкости за счет значительного перепада давления. Вместе с жидкостью в колонну труб засасываются шламонакопичення с забоя скважины.
Заполнение опущенных труб жидкость со шламом проходит до выравнивания уровней в затрубному пространстве и трубах. Преимуществами такой технологии является возможность создания мощного потока жидкости, который зависит от размера проходного отверстия на розділювальному клапане и от глубины спуска разделительного клапана под уровень жидкости в скважине, а также низкая энергоемкость процесса.
3.1.1 Подготовительные работы
1. Для выбора наиболее эффективной технологии очистки забоя скважин от шламовой пробки рекомендуется тщательно изучить геолого-технические данные о состоянии скважины :
- высота ( мощность ) шламовой пробки ( по данных ПДС) ;
- уровень жидкости в скважине ;
- определить, какие виды работ проводились в скважине (фрезерование, торпедирование, перфорация, зарезки нового ствола).
- вероятность нахождения на забое посторонних предметов (инструменты, геофизические приборы, устройства и др).
Удаление шламовой пробки комплексом устройств для очищеня забоя скважин без циркуляционной промывки
Рис 3 Комплекс устройств в собранном виде спускают на колонне насосно-компрессорных (бурильных) труб в скважину. Сбивной клапан непосредственно устанавливается не над очистным устройством, а на одну-две трубы выше.
Промывочная жидкость вытесняется колонной труб из затрубного пространства на величину полного объема НКТ.
Как только коронка фрезерная комплекса устройств достигнет забоя (пробки), что визуально контролируется индикатором веса (ГИВ), проводится резкое разгрузки его весом колонны на 3-5 с, а затем необходимо быстро поднять колонну труб на 2÷4 м. В процессе разгрузки комплекса устройств проходит перерезания срезных винтов очистного устройства и его шток, опускаясь вниз, нажимает на шарик клапана, сжимая пружину, отходит от седла, открывая проход в осевом отверстии штока. Так как уровень жидкости в затрубному пространстве скважины гораздо выше уровня жидкости в колонне труб, то жидкость благодаря разности давлений с большой скоростью направляется через фрезерную коронку, обратные клапаны, через открытый клапан очистного устройства, осевое отверстие штока, а затем в колонну труб. Вместе с жидкостью с забоя шлам засасывается и песок.
После периода ожидания в 30÷40 сек. повторно разгружается коронка фрезерная весом колонны труб и снова поднимается колонна труб, повторяя эту операцию до 20÷25 раз.
В момент разгрузки комплекса и срабатывания очистного устройства (открывания его клапана), на устье скважины прослушивается характерный шум срабатывания обратного клапана и гидравлического удара на клапане очистного устройства. В процессе заполнения колонны труб жидкостью, комплексу устройств предоставляют вращательного движения со скоростью 0,5÷0,8 с-1. При этом коронка фрезерная разрыхляет осадок шламонакопичень, который засасывается вместе с жидкостью в колонну труб.
Для определения работоспособности предложенной технологии очистки скважин без циркуляционной промывки были проведены испытания.
Испытания технологии для очистки забоя скважин без циркуляционной промывки проводились на скважине No 61 Скоробагатьківського НГКМ в процессе проведения КРС, которое осложнилось большим количеством шламонакопичення на забое скважины.
Общие сведения о месторождении
Месторождение расположено в Лохвицком районе Полтавской области на расстоянии 5 км от м. Лохвица. В тектоническом отношении оно находится в пределах северного склона Ждановского депрессии в северо-западной части приосьової зоны Днепровско-Донецкой впадины.
В геологическом строении месторождения принимают участие девонские, каменноугольные, пермские, триасовые, юрские, меловые, палеогеновые, неогеновые и четвертичные отложения.

Описание выполненных работ по испытании предложенной технологии.
Перед проведением испытаний каждый техническое средство комплекса устройств визуально осматривался, особое внимание обращалось на присоединительную резьбу.
Определение показателей качества и надежности комплекса устройств проводились с помощью установки для испытания фонтанной арматуры (ФА). При этом проверялся на герметичность каждое техническое средство комплекса устройства.
Для проведения испытаний технические средства подключались к гидравлической системы установки, создавался давление жидкости (техническая вода).
Очистное устройство проверялся на герметичность под давлением 20,0 МПа с выдержкой в течение 30 минут. Подтекание жидкости не наблюдалось.
Проверка на герметичность обратных клапанов (шарикового) и тарельчатого производилось при перепаде давления в 7,0 МПа с выдержкой в течение 10 минут.
Проверка обеспечения стабильности работы комплекса устройств проводилась таким образом. С помощью резьбовых соединений в условиях скважины собирался комплекс устройств в следующей последовательности (снизу-вверх): коронка фрезерная, клапан обратный, устройство захватывающий, накопитель шлама ( колонна труб НКТ 89), очистное устройство, клапан сбивной.
На трубах НКТ 60, 73 комплекс устройств с помощью талевой системы установки для КРС КОРО-80 опускался в скважину. По мере опускания колонна труб заполнялась жидкостью.
Как только комплекс устройств достиг забоя (пробки) на глубине 4082 м, что визуально контролировалось индикатором веса (ГИВ), его быстро разгрузили усилием 5,0 тон, и подняли колонну на 2-4 м. При этом прошло срезания срезных винтов очистного устройства, шток которого опустившись вниз, открыл клапан и жидкость, благодаря разности давлений заполняла комплекс устройств. После периода ожидания в 30-40с повторно разгрузили комплекс весом колонны и снова подняли колонну труб, повторяя операцию до 25разів.
В процессе заполнения колонны труб жидкостью, комплексу устройств придавали вращательное движение со скорости 0,5 с-1. При этом коронка фрезерная разрыхляли осадок пробки, который засмоктувався вместе с жидкостью в колонну труб. После выравнивания давлений жидкости за колонной и в колонне инструмента, обратные клапаны закрывались, удерживая при этом в шламонакопители занесен осадок.
После проведения испытаний был осуществлен подъем комплекса устройств. При подъеме доливали техническую воду к устью скважины в затрубное пространство.
При подъеме комплекса из скважины шток очистного устройства перемещается вверх, при этом клапан очистного устройства закрывается. Избыток жидкости внутри колонны сливается в затрубное пространство через радиальные отверстия патрубка очистного устройства.
После извлечения комплекса из скважины, в шламонакопителе оказалось три трубы заполнены шламовим материалом.
В результате испытаний комиссия установила:
- предложенная технология отвечает требованиям технического задания;
- предложенная технология позволяет производить очистку забоя скважины без циркуляционной промывки;
- предложена технология, удобная в обслуживании, соответствует требованиям “Правил техники безопасности”.
Предложение: Комиссия рекомендует испытанную технологию до подачи на промышленные испытания.
Выводом является “Разработанная технология позволяет производить очистку забоя скважины без циркуляционной промывки. Конструкции технических средств комплекса - технологические, удобны в обслуживании, отвечают требованиям “Правил техники безопасности”.
Доработка конструкций устройств предложенной технологии
Проведение испытаний показало, что срезание срезных винтов проходит при меньших значениях силы разгрузки чем расчетное.
Это обусловлено тем, что при расчетах количества срезных винтов не были учтены все составляющие силы их срезания. Поэтому был проведен уточненный расчет количества срезных винтов.
Расчет срезных винтов проводился при условии, что при воздействии на них веса колонны труб, они срезаются
Промышленные испытания предложенной технологии
Предложена технология для очистки забоя скважин без циркуляционной промывки прошла промышленные испытания на скважине No214 Бельского НГКМ, которая была передана для капитального ремонта в связи с образованием на забое плотной песчаной пробки и остановкой скважины.
Общие сведения о месторождении
В тектоническом плане Бельская структура расположена в зоне центрального грабену Днепровско-Донецкой впадины. В рельефе поверхности кристаллического фундамента в районе Нильской площади выделяются северная и южная зоны выступов и впадин.
Коллекторы продуктивного горизонта песчано-карбонатной толще нижнего
триаса (ТПК.) літологічно представленные середньозцементованими разно-зернистыми песчаниками, средней прочности с обломками карбонатов и карбонатно-глинистым цементом. Пористость песчаников от 10,6 до 29,1 %, проницаемость - 0,5-33 ∙ 10-15 м2, коэффициент газонасыщения - 0,59-0,81 долл. ед.
Техника безопасности при эксплуатации технологического оборудования
Очистке забоя скважины без циркуляционной промывки должно проводиться в соответствии с действующими требованиями на подготовку скважины к работам и соблюдением “Правил безопасности в нефтегазодобывающей промышленности” и инструкциями по охране труда при проведении спуско-подъемных операций.
6.4.1 Работы на скважине необходимо проводить в соответствии с планом, утвержденным главным инженером предприятия, под руководством инженерно-технического работника. В плане необходимо предусмотреть все виды выполняемых работ и технические средства, обеспечивающие безопасность и защиту окружающей среды. Изменения в плане проведения работ должны согласовываться в установленном порядке.
6.4.2 Перед началом работ очистки забоя скважины без циркуляционной промывки, ответственный за их выполнение должен:
- проверить исправность и комплектность спецоборудования и вспомогательного инструмента установки для КРС (лебедки, талевой система и т. др.);
- работу и состояние противикидного оборудования;
- наличие запаса промывочной жидкости ее параметры и уровень в скважине;
- провести опресовку комплекса устройств (очистное устройство давлением 20,0 МПа с выдержкой в течение 30 минут; обратных клапанов шарикового и тарельчатого давлением 7,0 МПа с выдержкой в течение 10 минут);
- провести опресовку соединительных маніфольдних линий и фонтанной арматуры на півторакратний рабочее давление;
- ознакомить всех членов бригады, операторов и машинистов спецтехники с
планом работ и провести инструктаж по безопасному ведению работ с учетом
учетом особенностей разработанной технологии фонтанной безопасности, о чем представить
бить соответствующая запись в журнале регистрации инструктажей на рабочем месте
под роспись инструктируемом.
6.4.3 Обвязку устья скважины осуществить согласно утвержденной схеме с учетом требований “Правила безопасности в нефтегазодобывающей промышленности Украины”. Для обвязки устья скважины необходимо прокладывать трубы с наименьшим количеством соединений, поворотов и без провисаний. Места, где возникают сильные вибрации оборудования, должны быть закреплены якорями.
6.2.4 Размещение возле скважины насосных агрегатов и других механиз-мов осуществить согласно ДНАОП 1.1.21-1.20-03 “Правила безопасности в нефтегаз-добывающей промышленности Украины”. Необходимо обеспечить свободный и безпеч-ный доступ к насосных агрегатов, механизмов и манометров. Все движущиеся части механизмов должны иметь защитные ограждения, которые надежно закрывали бы доступ к ним со всех сторон.
6.4.5 Спецтехника, которая применяется при использовании технологии, дол-
нна устанавливаться с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м. от устья скважины так, чтобы инженерно-технический работник (руководитель работ) видел обвязку устья скважины и все элементы спецтехники и вспомогательного наземного оборудования. Расстояние между отдельными механизмами должно быть не менее 1 м, а ширина рабочих проходов - не менее 0,5 м.