1)Кислотная обработка скважин включает солянокислотную, пенокислотную, термокислотную и обработку скважин грязевой кислотой.

а)При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т. п. Для очистки ее стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают ее без продавки в пласт. Через несколько часов путем обратной промывки вымывают («кислотная ванна») отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции.

б)При пенокислотной обработке скважины в призабойную зону пласта вводится аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены.

в)При термокислотной обработке на забой скважины с помощью специального устройства (реакционного наконечника) опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся большим выделением тепла. Таким веществом может быть магний, едкий натрий и другие металлы. Цель термо-кислотной обработки — улучшение действия кислоты после расплавления парафина или смолы, отложившихся на забое скважины.

2)Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин после создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращения смыкания образованных трещин или расширившихся старых в пласт вводится крупнозернистый песок (с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм).

3)При гидропескоструйной перфорации разрушение колонны или цементного кольца (с образованием канала или щели) осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффектов песчано-жидкостных струй, выбрасываемых с высокой скоростью из насадок глубинного устройства – гидроперфораторов.

4)Сущность процесса торпедирования заключается в том, что заряженную взрывчатым веществом торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного горизонта. При взрыве торпеды образуются каверна и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

5)Тепловую обработку призабойных зон применяют в том случае, если добываемая нефть содержит парафин или смолы, которые осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве призабойной зоны отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели, горячую нефть, нефтепродукты, воду, пар и т. п.

6)Сущность обработки призабойной зоны поверхностно-активными веществами заключается в том, что в призабойную зону через насосно-компрессорные трубы при помощи насосного агрегата закачивают концентрированный раствор ПАВ, а за ним — слабоконцентрированный раствор, растворителем которого является нефть. Через 2—3 суток эксплуатация скважины возобновляется.

7)В скважину на проволоке при помощи лебедки спускают стеклянный баллон, в котором поддерживается вакуум. Баллон устанавливают против горизонта, намечаемого для обработки. Насосным агрегатом (типа ЧАН-700) создают давление жидкости в скважине, в результате чего баллон разрушается и жидкость окружающей среды (пласта и колонны) стремится заполнить вакуумное пространство. При этом призабойная зона очищается от глинистых частиц и происходит гидродинамический удар столба жидкости в скважине, благодаря чему создается большое давление. В результате в породе образуются трещины.

8)В скважину на бронированном кабеле спускают на заданную глубину аппарат, заполненный порохом, и затем по кабелю подается электрический импульс. В результате срабатывает электрозапал и происходит быстрое сгорание пороха. Это приводит к созданию давления пороховых газов, что и обеспечивает разрыв пласта. Давление пороховых газов больше давления, создаваемого при гидравлическом разрыве пластов. Газы действуют на поверхность трещин подобно клину.

2. Станции управления УЭЦН (назначение, контролируемые параметры, основные защиты)

Ответ:

1. Станции управления является частью УЭЦН и предназначен для защиты от аномальных режимов и управления установками погружных электроцентробежных насосов добычи нефти.

2. Станция управления обеспечивает следующие режимы работы УЭЦН:

ручной;

автоматический;

автоматический по временной программе;

автоматический по давлению на приеме насоса (при наличии погружной системы измерения давления и температуры).

3. «Мозговой центр» станции управления - это контроллер. В Когалымском регионе применяются станции управления с контроллерами «Вортекс», «Редалерт», «Кельтроник», БРГ.

4. Станция управления измеряет и выдает на дисплей следующие текущие параметры:

сила тока каждой фазы,

напряжение

5. Контроллер защищает двигатель от следующих проблем с нагрузкой:

перегрузка по току,

недогрузка по току (срыв подачи насоса),

дисбаланс токов.

6. Контролируются следующие проблемы, связанные с электропитанием:

повышенное напряжение,

пониженное напряжение,

дисбаланс напряжений.

При наличии дополнительных датчиков возможно контролировать другие неисправности или обеспечить другие способы управления установкой ЭЦН:

высокое давление на устье скважины,

низкое давление на выкидной линии,

обратное вращение насоса,

дистанционное управление.

При наличии погружной системы измерения давления и температуры станция управления обеспечивает следующие защиты при работе УЭЦН:

от снижения давления на приеме насоса ниже заданной величины,

от повышения температуры статора ПЭД выше заданной величины,

от снижения сопротивления изоляции системы «ПЭД-токопровод» ниже ЗОКОм.

7. Станция управления приводов погружных насосов (СУПН-ВД «РИТЭКС») выполнена в виде шкафа с установленными в нем блоками управления и защиты, имеющего две панели: внешнюю со световой индикацией работы, неисправности и технологической паузы и внутреннюю - с индикацией причин отказов.

Работать может как в автоматическом, так и в ручном режиме.

Технологический пульт управления (ТПУ) выполнен на базе портативного компьютера. С помощью ТПУ можно изменять настройку уровней защит, установить или отменить блокировку защит, получить информацию о текущем состоянии параметров агрегатов установки, просмотреть временные графики изменения параметров (температуру двигателя, давление на приеме насоса и вибрацию двигателя по трем координатам).

3. Техника и технология глушения скважин

Ответ:

Перед началом ремонтных работ скважина должна быть заглушена.Глушению подлежат все скважины с Рпл. выше гидростатического и скважины, в которых (согласно выполненным расчетам) сохраняются условия фонтанирования или ГНВП при пластовых давлениях ниже гидростатического. Проведение Т и КРС без их предварительного глушения допускаются на месторождениях с горно-геологическими условиями, исключающими возможность самопроизвольного поступления пластовых флюидов к устью скважины. Перечень таких месторождений (или их отдельных участков) согласовывается с территориальными органами Госгортехнадзора России.

Плотность бурового раствора в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчета создания столбом бурового раствора гидростатического давления в скважине, превышающее пластовое (поровое) давление на величину :

10-15% для скважины глубиной до 1200м (инт. От 0 до

1200м) но не более 15 КГС/см2 (1.5 Мпа)

5-10% для скважины глубиной до 2500м (инт. От 1200

до 2500м) но не более 25кгс/см2 (2,5Мпа)

4-7% для скважины глубиной более 2500м (инт. От

2500 до проектной глубины) но не более 35 кгс/см2 (3,5Мпа)

Удельный вес жидкости глушения рассчитывается по формуле:

(Рпл.+(0,1- 0,25)Рпл.)Х10;

Y =

Н - L

где Рпл. - пластовое давление, кгс/см2;

Н - длина ствола скважины, м

L - удлинение ствола скважины, м

(0,1 - 0,25) Рпл. - величина противодавления на пласт, кгс/см2,

Фонтанные скважины и скважины оборудованные УЭЦН глушатся прямой промывкой, а скважины оборудованные ШГН, а также фонтанные и УЭЦН не имеющие циркуляции (прохода) по НКТ - обратной. В процессе глушения скважины с колонной Ду 168мм запрещается превышать давление 8 Мпа (80атм.), а для колонны Ду 146мм - 10МПА (100атм) на устье скважины. (СТП 5804465-055-02 п.4.2 – 4.4)

Объем жидкости глушения должен быть не менее величины полного объема э/к до глубины спуска насоса или хвостовика для каждого цикла глушения. Без наличия этого объема на скважине начинать глушение запрещается.

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервалов перфорации - 1, для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации -2, для скважины с глубиной спуска насоса, , хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола до интервала перфорации - 3 цикла.

В общем спуске количество циклов определяется по формуле :

Н2

П = ---

Н1

где Н2 - длина ствола от насоса, конца хвостовика, НКТ до интервала

перфорации,м

Н1 - длина ствола до насоса, хвостовика, НКТ ,м.

Количество циклов определяется до целого числа в сторону увеличения.

Сигналом для прекращения первого и последующего цикла служит появления жидкости глушения совместно со скважинной жидкостью , а для прекращения последнего цикла - выход из скважины только жидкости глушения. При глушении скважины поддерживать противодавление на линии выхода жидкости из скважины в пределах 2-3 Мпа (20-30 атм.).

Перерыв между циклами глушения должны составлять :

для колоны Ду 168мм - 8часов

для колоны Ду 146мм - 12 часов

Прокачивание необходимого объема жидкости глушения должно быть непрерывным. При интенсивнов поглащении жидкости глушения пластом необходимо уменьшить противодавление на пласт, либо прокачать призабойную зону 1-2м3 вязкого водного раствора КМЦ. При глушении скважины рекомендуется применять ПАВ (из расчета 0,1-0,2% на 1м3 раствора).