Автор работы: Пользователь скрыл имя, 09 Апреля 2012 в 20:12, курсовая работа
Наиболее широкое применение вторичного вскрытия пласта в нашей стране получили ударно-взрывные способы: пулевая и кумулятивная перфорации. При этих способах обсадная колонна и цементный камень могут разрушаться не только в интервале перфорации, но и в интервалах перемычек, отделяющих продуктивные пласты от водоносных.
Бригадами по капитальному ремонту скважин в 2002г. выполнено 1342 ремонтов, при плане 1274.За счет применения установок «Кенворт» с гибкой трубой (ГТ) выработка на одну бригаду по Сургутскому УПНП и КРС составила 32.8 скв./рем. При средней 24.4 в целом по НГДУ «Комсомольскнефть» и 27.4 скв./рем. В целом по ОАО «Сургутнефтегаз». Всего в 1999г. выполнено установкой с гибкой трубой 307 скв./рем. (32%). Наиболее эффективно применение установок с «гибкой трубой» при восстановлении циркуляции 128 скв./опер., интенсификации призабойных зон нагнетательных скважин 135 скв./опер., исследование скважин 30 скв./опер., в т.ч. 8 операций в нагнетательных скважинах. Успешность работ 100%.
Аварийность и брак в текущем и капитальном ремонте скважин
№ пп | Наименование | НГДУ | в т. ч ЦПРС | в т. ч. ПКРС | |||
2001 | 2002 | 2001 | 2002 | 2001 | 2002 | ||
1. | Всего аварий | 33 | 14 |
| 8 |
| 8 |
1.1 | в т.ч. при ПРС | 35 | 11 | 18 | 5 | 16 | 7 |
2 | По вине бригад НГДУ | 6 | 1 | 2 | 2 | 2 |
|
3 | Расчленения | 23 | 13 | 14 | 5 | 9 | 8 |
4 | По элементам подвески | 12 | 5 | 3 | 1 | 4 | 5 |
5 | Неисправность оборудования |
|
|
|
|
|
|
6 | При демонтаже |
|
|
|
|
|
|
7 | Количество монтажей | 2251 | 2482 |
|
|
|
|
8 | Количество монтажей на одну аварию | 68.2 | 177.2 |
|
|
|
|
9 | Средний эксплуатационный фонд ЭПУ | 1891 | 1870 |
|
|
|
|
10 | Количество аварий на 100 скважин экспл. фонда | 1,75 | 0,83 |
|
|
|
|
В 2002 году при работе бригад было допущено 14 осложнений на фонде с ЭПУ. При работе бригад ПРС, КРС НГДУ на фонде ЭПУ было допущено 12 осложнений. Сведения по аварийности приведены в таблице.
Уменьшилась доля осложнений по НКТ и технологическим элементам, такие осложнения составляют 12,5% от общего количества осложнений на фонде ЭПУ (2001 год – 32, 35%)
3.1. история эксплуатации скважины
Скважина № 1104 куста №23 Конитлорского месторождения:
- Начало бурения: 30.01.1984. Конец бурения: 08.02.1984
- Дата ввода в эксплуатацию: 12.03.1984
- Способ эксплуатации: ЭЦН
- Проводимые ремонты за последние пять лет: 25.10.02 г., 16.05.03 г., 3.02.04 г., 10. 04. 06 г. – смена ЭЦН; 3.02.04 г. – полёт ЭЦН на НКТ Ø89, ловильные работы; 9.05.05 г. – РИР в инт-ле 1951-1958; 13.04.07 г. - изоляция интервалов перфорации пл. АС5-8, разбуривание ц/моста до гл. 2450 м.; шаблонирование э/к до гл. 2450 м.; опрессовка э/к на 150 атм.
4. Специальная часть
Таблица 13. - Геолого-технической данные по скважине № 1104
Конитлорского месторождения
№ п/п | Данные по скважине №1104 на Конитлорском месторождении. | Показатели, ед. изм. | |
1 | радиус скважины по долоту, м | rс =0,2159 | |
2 | диаметр эксплуатационной колонны, м | dэ = 0,146 | |
3 | отметка искусственного забоя по стволу скважины, м | hиз= 2450 | |
4 | средний угол наклона (от вертикали) по стволу скважины, град. | = | |
5 | отметка спуска насосно-компрессорных труб (НКТ) , м | hтр = 503 | |
6 | диаметр НКТ, м | dтр = 0,0889 | |
7 | средняя проницаемость пласта, м2 | k = 0,5* 10-12 | |
8 | пористость пласта , % | m = 25 | |
9 | модуль упругости пласта, Па | Е =16,07 | |
10 | коэффициент Пуасона | v =0,3 | |
11 | коэффициент продуктивности скважины, м3/сут/атм | 0,215 | |
12 | интервал перфорации, м | 2303-2313 (БС10) | |
13 | тип перфоратора; | АП 4М | |
14 | радиус перфорационного канала, м | rо = 0,02 | |
15 | длина перфорационного канала от стенки скважины, м | lо = 0,112 | |
16 | плотность перфорации, отв/м | n = 8 | |
17 | газосодержание продукции, м3/м3 | 1,275 | |
18 | обводненность продукции (доля воды в нефтегазовой смеси), % | b = 10 | |
19 | плотность пластовой воды, кг/м3 | в = 1014 | |
20 | альтитуда скважины, м | А =77,39 | |
21 | пластовое давление, МПа | Рпл =25,3 | |
22 | коэффициент безопасности | П = 0,05 | |
23 | температура на поверхности при производстве работ, С0 | t = 10 | |
24 | температура на забое, С0 | t = 74,6 | |
25 | среднегодовая температура на устье, С0 | t = - 3,1 | |
26 | ускорение свободного падения, м/с2 | g = 9,81 | |
Для вторичного скрытия пласта БС10 в скважине №1104 Конитлорского месторождения я выбрал гидропескоструйную перфорацию, т.к. :
1) месторождение находится в состоянии падающей добычи, поэтому для увеличения конечного КИН необходимо применять технологии позволяющие наиболее качественно вскрыть продуктивные пласты;
2) скважина пробурена в 1984 г. и на данный момент срок её эксплуатации составляет 23 года, следовательно прочностные свойства эксплуатационной колонны и цементного камня ухудшились, и могут не выдержать кумулятивную перфорацию.
Поэтому более рационально проведение ГПП, которое:
1) обеспечит более высокое гидродинамическое совершенство по качеству вскрытия пласта;
2) не создаёт ударного воздействия на эксплуатационную колонну во время перфорации.