Практические занятия 2009

анализируемый период, например, за год:

А

Г

Т р

МРП =

(1.3.2) НИ

n

где Тр — время работы скважины в анализируемый период, т.е. то время,

в течение которого скважина дает продукцию;

n — количество ремонтов за анализируемый период времени.

е

Межремонтный период (МРП) — продолжительность эксплуатации

скважины (в сутках) от предыдущего до следующ го р монта. Обычно он

исчисляется в среднем за квартал (полугодие, год) по каждойкаскважине, цеху по

добыче нефти и газа (промыслу), нефтегазодобывающему управлению (НГДУ),

объединению в целом (в среднем) и по способам эксплуа ации.

и

Хотя этот показатель является основным п казателемт

характеризующим

работу скважины, он не вскрывает основных пр

ч н ремонтов и не позволяет

предприятию обоснованно планировать

л

организационнуюо

деятельность

ремонтных подразделений.

б

Организация

ремонтной

деяте ьности

нефтегазодобывающего

предприятия базируется на видах выполняемого ремонта:

Необходимо различать ремонты, связанные с состоянием скважины или

призабойной зоны (пласта), и ремонты, связанные с состоянием технической

системы, эксплуатирующей скваж ну.

В первом случае, действительнои

, причиной ремонта является сама

скважина или призабойная зона (пласт) и можно говорить о межремонтном

ая

периоде работы скважины МРПсб, определяемом временем ее работы между

двумя ремонтами. Во втором случае скважина может полностью выполнять

свою функцию, но

н

ее

остановка

связана

с

необходимостью ремонта

технической системы.

Время работы тех ической системы между двумя ремонтами любого из

ее элементов называется

аработкой на отказ — То. При этом определенные

элементы тех ической системы при ремонте (замене) не требуют остановки

скважины.

р

С целью выявлениян

наиболее слабых элементов технической системы

учет на аботки на отказ следует вести поэлементно (например,

колонна штанг,

т

насоса, канатная подвеска и т.п. при эксплуатации

клапаны глубинногоо

скважин ус ановками СШН).

л

е

к

Э

11

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

1.4. Расчет допустимого давления на эксплуатационную колонну в

процессе ремонта скважины

Г

Важным моментом проведения работ на скважине является проведение

ремонта при давлениях на колонну исключающее ее разрушение. При этом

необходим учет многих параметров одним из которых является возрастНИ

скважины. Рассмотрим определение максимального рабочего и испытательного

давлений эксплуатационных колонн прослуживших 10 и более лет без

нарушений целостности.

Определяют ослабленные участки эксплуатационной колонныА

путём

проведения комплекса ГИС (СГДТ-2, АМИД-42, МАК-2).

Минимальную толщину стенки колонны принимаем при расчётах на 20 %

меньше исследованной (рекомендация Даутова Ф.И.).

т

Воспользуемся

формулой

Барлоу для

опр д ленияка

избыточного

внутреннего давления, при котором напряжения в

ле рубы в сечении Z по

стволу скважины достигают предела текучести

о

е

PTZ

= 0,875× 0,8

2δисZ ×σ Т

= 1,4

δисZ ×σТ

,

л

(1.4.1)

Д

Д

б

отклонение толщины стенки

где 0,875 – коэффициент, учитывающийи

трубы;

и

Ф.И;

0,8 – поправочный коэффициент учитывающие рекомендации Даутова

δисZ – минимальная толщ на стенки обсадной колонны в сечении Z по

данным исследования скважины, м;

σТ - предел текучести материала труб, МПа;

ая

Д – наружный диаметр обсаднойб

колонны, м.

давление

испытания

Максимальное

избыточное

внутреннее

эксплуатационной колонны в сечении Z определяем по формуле из;

н

(1.4.2.)

Ропиz max = РTZ / 1,05n,

где n – коэффициент запаса прочности.

Максималь ое в

утреннее давление на устье скважины для испытания на

р

герметичн сть э/к нл нны в один прием без пакера определяем из выражения;

Ропу max =оРопиz max + 10-6(ргс – рж )g Z,

(1.4.3.)

к

жидкости,

2

при расчете

наружного

е

где ргс - плотность

принимаемой

давлениятв интервале подъема цементного раствора, кг/м3 ;

л

рж

– плотность опрессовочной жидкости, кг/м3 ;

12

Э

g - ускорение свободного падения, м/с .

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

давление на устье не допускалось выше Рраб.max , вычисленного по формуле из;

Рраб.max = Ропу max / 1,1 .

(1.4.4)

НИ

Если при исследовании скважины за обсадной колонной ниже башмака

кондуктора

выявлены участки

отсутствия контакта

Г

цемента с колонной

(породой) или снижение плотности цемента достигает 1500 кг/м3 и менее, то по

А

рекомендации Даутова Ф.И. максимальное рабочее и испыт тельное давления

для эксплуатационной колонны снижаются на 20-30 %.

Определение максимального рабочего и испытательного давлений

эксплуатационных колонн, прослуживших менее 10 лет, но подвергнутым

капремонтам с целью восстановления герметичности.

ка

Определение максимальных давлений в э ом случае производим двумя

расчётами:

е

- расчётом на прочность эксплуатационн й к лтнны аналогично ;

- расчётом на прочность места ремонта.

и

о

Расчет на прочность места ремонта

Если герметизация места нарушения была осуществлена закачкой

тампонажного раствора (цемент, смолы и т.п.), то рассчитываем прочность

л

тампонажного камня на разрыв от внутреннего давления

РР = 0,875 × 2δц

× σ

р

,

и

б

(1.4.5.)

Дк

где δ ц - номинальная толщинаб тампонажного кольца в интервале ремонта

колонны после исследования, м;

σ р -

предел прочности

на разрыв тампонажного материала,

использованного при ликвид ции нарушения в колонне, МПа.

Д к- наруж ый диаметраятампонажного кольца в исследуемом интервале,

м.

н

Если герметизация осуществлена установкой пластыря (профильного

перекрывателя), то давление прорыва по контакту между пластырем и трубой,

н

на основании данных разработчика технологии, принимают равным 30 МПа.

Оп еделяем избыточное внутреннее давление, при котором напряжения в

о

теле плас ы я в интервале нарушения колонны достигают предела текучести

р

× σ

РТП = 0,875× 2δП

ТП

,

(1.4.6)

т

л

е

к

ДВ

Э

где δП – толщина стенки пластыря в интервале нарушения колонны, м;

13

σТП – предел текучести материала пластыря, МПа;

НИ

ДВ – внутренний диаметр обсадной колонны, м.

Если герметизация места нарушения произведена спуском летучки или

Г

дополнительной колонны с последующим цементированием, то рассчитываем

прочность на разрыв от внутреннего давления летучки или дополнительной

колонны, аналогично расчету для колонны без нарушений

А

Определяем максимальное избыточное внутреннее давление испытания

э/колонны в интервале ремонта и максимальное внутреннее давление на устье

для испытания на герметичность аналогично расчету для колонны без

нарушений

По

наименьшему

расчетному значению

максим льного

внутреннего

давления на устье скважины для испытания

е

на герметичность

эксплуатационной колонны определяем максимальное рабочее давление на

устье аналогично..

ка

Пример расчета

и

Рассчитать максимальное рабочее и испытательноет

давление

эксплуатационной колонны в нефтяной скважине.

о

л

Исходные данные по исследуемой скваж не:

Эксплуатационная

колонна

диаметром

146

х7,7 мм, марка

стали Д,

спущена на глубину 1560 м;

б

δисZ - минимальная толщина стенки о садной колонны в сечении Z и на

глубине 1050 м по данным исследования скважины составила 6 мм;

коэффициент запаса прочности n = 1,15;

σ Т = 379 МПа для труб с маркой стали Д.

ргс = 1100 кг/м3 плотность жидкостии

, принимаемой при расчёте наружного

давления в интервале подъёма цементного раствора;

ая

жидкости;

рж = 1000 кг/м3 плотность опрессовочнойб

g = 9,8 м/с2 ускорение свободного падения;

Глубина герметиз ции эксплуатационной колонны установкой пластыря

ТП

н

(профильного перекрыв теля) – 1000 м;

δП = 5 мм, толщи а стенки пластыря в интервале нарушения колонны

(1000 м);

σ = 210 МПа, предел текучести материала пластыря.

о

максимальное

рабочее

и

испытательное

давления

Определяем

р

эксплуатаци нн йнколонны прослужившей 10 и более лет без нарушения

целостности.

Воспользуемся

формулой

Барлоу

для

определения

избыточного

к

внутреннего давления, при котором напряжения в теле трубы в сечении Z по

стволу с важины достигают предела текучести

е

т

2δ исz ×σТ

δ исz ×σТ

PTZ

= 0,875× 0,8

= 1,4

,

л

Д

Д

Э

РTZ

14

= 0,875 × 0,8 × 2×0,006 × 379 = 1,4×0,006 × 379 = 21,8 МПа.

0,146

0,146

Максимальное

избыточное

внутреннее

давление

испытания

эксплуатационной колонны на глубине 1050 м определяем по формуле из

НИ

Ропиz max = РTZ / 1,05n,

Ропиz max = 21,8 / 1,05×1,15 = 18,0 МПа

Максимальное внутреннее давление на устье скважины для испытания на

Г

герметичность эксплуат. колонны в один прием без пакера определяем по

формуле.

-6

А

Ропу max = Ропиz max + 10 (ргс – рж )g Z,

Ропу max = 18,0 + 10-6 (1100 – 1000) × 9,8 ×1050 = 19,0 МПа.

После испытания колонны на герметичность все работыка

в скважине, а

также её эксплуатация должны производиться таким образом, чтобы рабочее

е

давление на устье не допускалось выше Рраб.max , вычисленного по формуле.

Рраб.max = Ропу max / 1,1 ,

о

т

Рраб.max = 19,0 / 1,1 = 17,3 МПа.

Определяем

максимальное

рабочее

спытательное давление

эксплуатационной

колонны, прослужившей

менее

10 лет, но

подвергнутой

и

капремонту с целью восстановления герметичности, например, установкой

пластыря (профильного перекрывателя).

л

Определяем избыточное внутреннее давление, при котором напряжения в

теле пластыря в интервале нарушен я колонны достигают предела текучести по

формуле Барлоу

и

б

Ртn =

0,875× 2 × 0,005× 210

0,1307

= 14,06 МПа

Максимальное избыточное внутреннееб

давление испытания э/колонны на

глубине 1000 м после установки пластыря определяем по формуле

Ропип

z = Ртп /1,05п =

14,06

= 11,6 МПа

1,05×1,15

Максимальное в

утре нее давление на устье скважины для испытания на

ая

герметичность эксплуатационной колонны после установки пластыря в один

приём без пакера определяем по формуле .

Ропуn

н

× 9,8 ×1000 = 12,6 МПа

max

= 11,6 +10-6 (1100 -1000)

н

Восп льзуемся расчётом эксплуатационной колонны

Так как оР

опуn

max

< Ропу max

(12,6 < 19,0), то после испытания колонны

на герме ичностьр

все работы в скважине, а также её эксплуатация должны

производиться таким образом, чтобы рабочее давление на устье не допускалось

т

выше Рраб. mах, вычисленного по формуле

л

е

к

Р

опуn

max

= 12,6 /1,1 = 11,4 МПа

15

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

Тема 2.Основные технологические операции и направления их

развития

НИ

Практическое занятие №1 (1ч)

2.1. Подъемные механизмы

К основному оборудованию, с помощью которого проводятГ

спускоподъемные операции, относят подъемные лебедки, монтируемые на

самоходной транспортной базе-автомобиле или тракторе. ЛебедкаА

может

монтироваться совместно с вышкой (мачтой), талевой системой и другим

оборудованием. В этом случае оборудование в целом называется подъемной

установкой, а при более полной комплектации (насосом, ротором, вертлюгом

и др.) – комплексом подъемного оборудования. Если на тракторе монтируется

только лебедка, такой механизм называется подъемником.

ка

Выбор оборудования для проведения спуско-еподъемных операций

зависит от глубины скважины,

характера и степени сл жности производимых

работ

и

о

т

л

б

и

б

ая

о

н

н

Рис. 2.1.1. Принципиальная схема расстановки и обвязки технологического

е

к

т

р

оборудования бригады ремонта скважины

л

16

PDF created with pdfFactory Pro trial version www.pdffactory.com

Э

Кронблок

НИ

ка

А

Г

Стальной канат талевой системы

(осн стка)

е

т

лебедка

Крюкоблок (крюк)

о

л

и

б

Номер по

Наименован е оборудования

Расстояние от устья

рисунку

б

скв., м

1

Подъемный агрегат

и

2

Гидравлический ключ с моментомером

3

Силовой ротор

4

Рабочая площадка

ая