1817

Ремонт скважин с применением колюбинговой техники и совершенствование технологического инструмента-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 182885
Дата закачки: 30 Августа 2017
Продавец: nakonechnyy.1992@list.ru (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word

Описание:
Текст на Украинском языке-Ремонт скважин с применением колюбинговой техники и совершенствование технологического инструмента-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа
Уважаемые члены комиссии, вашему вниманию предлагается дипломный проект на тему «Ремонт скважин с применением колюбінгової техники и совершенствования технологического инструмента».
Пояснительная записка содержит 101 стр. 28 рис., 7 табл.
За последние годы в капитальном ремонте скважин (особенно газовых) достигнут огромный прогресс за счет применения колтюбинговой техники с принципиально новой составляющей – безмуфтовими длинномерными трубами.
На плакате № 1 показан общий вид такой установки. Основными составными частями ее являются рама установлена на шасси грузового автомобиля, кабины управления, барабана с намотанной гибкой безмуфтовою трубой, которая может иметь наружные диаметры от 27 до 60 мм., инжектора, системы гибких шлангов рассчитанных на большое давление, уплотнителя блока превенторів, гуся, консольного подъемного крана.
С помощью колтюбинговой установки можно выполнять около двух десятков различных технологических операций без глушения скважины. Например, размыв различных по своей природе образования пробок, соляно-кислотные обработки, гидроразрыва пласта, гідропіскоструйної перфорации, вынос пластовой воды из призабойной зоны, забуривания второго ствола, и тому подобное.
За счет того, что скважина не глушится достигается резкое сокращение проведения ремонтных работ, а самое главное, улучшение качества продуктивных горизонтов, которые не загрязнились и не разбухли.
Единственным недостатком колтюбінгових технологий является невозможность вращать колонну БДТ вокруг своей оси. То есть все работы связанные с розбурюванням, или необходимостью вращать какие-нибудь инструменты можно выполнять только с помощью специальных малогабаритных небольшого внешнего диаметра гидравлических двигателей.
Ведущими странами по изготовлению колтюбінгових установок являются США, Канада, Российская Федерация, Белоруссия.
В Белоруссии известная фирма «Фиде», которая разработала большое количество различных конструкций установок и наладила их серийный выпуск.
Рассмотрим состав и принцип работы одной из самых популярных установок МК20-Т10.
В состав этой установки входят наиболее сложные и ответственные узлы. На плакате 2 показан инжектор. Назначение этого механизма принудительно заталкивать или вытаскивать колонну БДТ. Рабочим органом инжектора являются 2 специальные цепи, которые вращаются или на встречу друг другу вниз – происходит сталкивание трубы, или навстречу друг другу вверх – извлечения трубы. Специальными приспособами эти цепи прижимаются к внешней поверхности БДТ и за счет большого трения перемещают трубы.
На плакате 3 показан герметизатор, который обеспечивает герметичность при манипуляциями с БДТ в газовых скважинах.
На плакате 4 показан блок превенторів (4 корпуса соединены между собой), которые при возникновении аварийных ситуаций могут герметизировать межтрубное пространство, или могут перерезать при необходимости БДТ, или при отсутствии в скважине БДТ перекрыть проходное отверстие в скважине.
Безмуфтова довгомірна труба для установок Белорусского производства поставляется Российскими металлургическими заводами. Назвать эти изделия качественными невозможно. После 3-4 –х намоток и змотувань довольно часто происходят обрывы этих труб. Поэтому нами разработана технология и оснастка для сварки этих труб в полевых условиях. Эти приспособи показаны на плакате 6.
Большой проблемой при эксплуатации колтюбінгових установок является отсутствие поставок различных вспомогательных инструментов, которые довольно часто выходят из строя. Поэтому, проблема разработки таких новых инструментов является своевременной и важной.
В надежной работе любого сложного оборудования или механизма огромную роль играет наличие запасных частей или специнструмента для проведения различных технологических операций. Не секрет, что большинство иностранных фирм на поставке запчастей и инструмента зарабатывают большие
средства. Поэтому, очень важной проблемой является создание отечественных аналогов подобного оборудования.
Рассмотрим технологию проведения одной из колтюбінгових операций – от вымывания песка в полости насосно-компрессорных труб и выбоины и инструмент, который при этом применяется.
Вымывание забоя скважины от песка. Во время выбора обородования для удаления песка нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубины забоя скважины.
У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для накопления промывочной жидкости, поднимающейся из скважины.
Технология ремонта предусматривает осуществление следующих видов работ: а) определение технического состояния скважины (исследование с отбором проб на различных режимах, отражение глубины текущего забоя); б) опускание гибкой трубы до верха песчаной пробки; в) промывки песчаной пробки путем подачи в гибкие трубы промывочной жидкости (для профилактики гидратообразования в случае необходимости добавляется метанол); г) продувки газовой скважины на факельный отвод с целью удаления пластового песка из ствола скважины и извлечения гибких труб; д) исследования скважины после проведения ремонта Основным требованием к промывочной жидкости является ее способность выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и в процессе бурения, и в ходе подземного ремонта скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса. В качестве промывочных используют два типа жидкостей - ньютонівські и неньютонівські.
К первой группе относятся вода, солевые растворы на водной основе, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т.п.). Все они имеют постоянную вязкость. Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий их движения, они имеют ярко выраженные релаксационные свойства, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейная.
Кроме названных используют газ и пены. В качестве жидкости для образования пены используют воду или нефть, в качестве газа - азот. Для образования устойчивой пены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5-6 %).
В условиях низких температур в качестве дисперсионной среды можно использовать 20-30 % водометанольний раствор.
Использование пин в качестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическое давление на пласт в ходе выполнения технологических операций. Важным свойством пены является ее способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы, что свойственно другим типам промывочных жидкостей. Для промывки скважин, имеющих угол наклона более 30°, применения пин нежелательно, потому что во время их распадение в процессе подъема по колонне лифтовых труб происходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких труб примыкает к внутренней поверхности лифтовых труб. В ряде случаев может образовываться нисходящий поток жидкости, направленный сверху вниз, который переносит частицы песка обратно на забой. В качестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев - это азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, незначительное растворение в воде и углеводородных жидкостях.
Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.
Скорость восходящего потока в ходе работы с КГТ, как и при любой промывке, должна превышать скорость осаждения в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков скважины с отклонением от вертикали до 45°. Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка осаждаются, хотя средняя скорость движения является достаточным. Для предотвращения этого явления или сведения его негативного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.
Для оценки возможности выноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившейся скорости осаждения частиц. Анализ показывает, что стала скорость осаждения для частиц песка размером 0,84 мм составляет 0,128 м/с, а для 2 мм – 0,274 м/сек. Поскольку гранулометрический состав песка в пробке достаточно разнообразен, то расчеты проводят с учетом максимальных размеров песчинок, выносимых на поверхность. Считается, что для обеспечения подъема песка в вертикальной скважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюся скорость осаждения в 1,5-2 раза, а в горизонтальных участках – в 10 раз. Если ньютонівська жидкость не обеспечивает вынос песка, необходимо использовать пену или газ.
Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери давления на трение в КГТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, ограничивается только прочностью труб. В большинстве случаев основная часть гидродинамических потерь давления в внутренне-свердловинному оборудовании приходится на колонну гибких труб.
Гидравлическое сопротивление кольцевого пространства, примерно, на порядок меньше этих потерь. Стоит иметь в виду, что при концентрации твердых частиц в жидкости до 360 кг/м3, вязкость последней практически не изменяется и в расчетах ее можно рассматривать как чистую жидкость. Более указанную границу необходимо учитывать свойства жидкости меняются.
Наличие твердых частиц в промывной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забое, их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в КГТ. В случае использования для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости выбрана недостаточно точно и присутствует опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть следующая ситуация. В случае увеличения гидростатического давления технологическая жидкость будет уходить в пласт. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последней будет все время расти, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихоплення песком колонны гибких труб. Поэтому в процессе планирования операций по промывке глино-песчаных пробок необходимо предусматривать возможность оттока рабочей жидкости в пласт и иметь ее запас.
Специалисты американских и канадских фирм, выполняющих подобные работы, рекомендуют ограничивать скорость опускания КГТ до 9-12 м/мин, если местонахождение пробки неизвестно. Если оно установлено, то скорость может быть увеличена до 18 м/мин. В процессе опускания КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости. Не желательно также покидать КГТ неподвижно в течение длительного времени.
После размывания пробки или ее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь песок. Во время дальнейшего опускания колонны следует контролировать нагрузки на транспортер - оно должно монотонно увеличиваться пропорционально глубине опускания. Периодически через каждые 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъема колонны.
В процессе разрушения плотной пробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ее перемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показаниях индикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, которое развивается помпой: показания первого прибора уменьшаются, а второго - увеличивается. После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на 3-5 м и увеличивают подачу промывочной помпы до расчетной величины. Скорость перемещения колонны в процессе разрушения подобной пробки составляет 1-3 см/сек. Если этот интервал достаточен для образования объема, в котором песок находится во взвешенном состоянии за счет турбулизации жидкости потоком вытекает из КГТ, то на входе в колонну лифтовых труб скорость подъема резко возрастает и процесс выноса песчаных частиц идет нормально. Если это условие не соблюдается, то верхняя граница расположения взвешенных частиц находится ниже башмака лифтовой колонны. В этом случае песок не будет выноситься на поверхность. Для обеспечения эффективного выноса песка используют пены или полимерные гели, которые готовятся на водной основе, имеют повышенные опоры сдвига и низкую вязкость.
Во время опускания КГТ для достижения башмака лифтовой колонны и подхода к вероятного местонахождения песка скорость опускания уменьшают до средней величины. Момент соприкосновения наконечника гибкой трубы с песчаной пробкой определяют по индикатору нагрузки – величина усилия в месте подвешивания трубы резко уменьшается, а давление, развиваемое производится полная заправка картриджей промывочной помпой, растет.
Для повышения эффективности процесса разрушения пробки используют насадки на КГТ различных конструкций. Все они базируются на гідромоніторному эффекте, а отличаются количеством отверстий и направлением. Потери давления на подобных насадках могут достигать 17 МПа.
Нами, с учетом отечественных металлообрабатывающих возможностей, разработана конструкция некоторых нужных при проведении промывочных операций насадок для колтюбінгових труб.
На рисунке 4.2 показан штуцер необходим для соединения между собой конца БДТ и любого необходимого для проведения той или иной операции инструмента. На конце штуцера нарезана резьба Ш22 по ГОСТ 13877-80. Это штангова резьба, которая конструктивно выполнена так, что за счет соответствующего натяжения практически исключается самоотвинчивания. На другой стороне штуцера выполнены специальные канавки, которые позволяют завальцевал натянутый отрезок БДТ специальным инструментом.
Нами применены металлы, которые по своим качествам соответствуют скважинным условиям. В основном это стали 12Х18Н9Т и 40Х13.
Большой и сложной проблемой при эксплуатации БДТ является необходимость достаточно частого сварки оборванных или обрезанных частей трубы.
Как мы говорили выше, трубы имеют малый диаметр и малую толщину стенки. Увеличение внешнего диаметра невозможно из-за того, что цепь инжектора изготовлен для захвата расчетного диаметра трубы, а уменьшение внутреннего диаметра резко увеличивает гидравлические потери давления. Поэтому пришлось учитывать десятые доли миллиметра и спроектировать конструкцию и технологию сварки приведены ниже (рис. 4.6 и 4.7).


Рисунок 4.6 – Підкладне кольцо

Рисунок 4.7 – Схема сварного соединения на підкладному кольце
В данном случае нами рекомендуется применение ручной дуговой сварки плавящимся электродом. Это сварка выполняется постоянным током. Используются электроды УОНИ 13/55 для труб марки 10ГМФ, УОНИ 13/45 для труб марки стали 10. Электроды должны быть тщательно просушены.
Сварки поперечного стыка проводится на підкладному кольце, которое вставляется в торец концов. Концы труб закрепляют в специальное устройство для сварки, так чтобы совместить профиль и продольные швы. Оставляют зазор 3-5 мм по ширине проточки на кольце
Сварку выполняют тремя швами. Сначала сваривают торцы с підкладним кольцом, после этого накладывают средний (третий) шов. После наложения каждого шва выполняют их обработку под условия аргоно - дуговой сварки.

Комментарии: В дипломном проекте на тему «Ремонт скважин с применением колтюбинговой техники и усовершенствованием технологического инструмента».
1. Проведен детальный анализ новой технологии ремонта скважин без глушения с применением колтюбинговой техники.
2. Показаны технические возможности и инструмент для ремонтных работ в скважинах.
3. Перечислены и проанализированы виды работ, которые выполняются с помощью колтюбинговых установок.
4. Приведены технические характеристики существующих импортных колтюбинговых установок и их основных технологических узлов.
5. Предложена более популярная для капитального ремонта скважин колтюбинговая установка МК- 20Т и проведён анализ её работы, а также состав и особенности главных агрегатов.
6. Сформулировано техническое предложение и описание инструментов спроектированных автором, показано их общий вид.
7. Произведены расчеты трудоспособности инструментов.
8. В разделе организационно – технические мероприятия произведены необходимые для правильной эксплуатации и ремонта операций.
9. Раздел охраны труда содержит анализ потенциальных опасных и вредных факторов возникающих при проведении ремонта скважин с применением колтюбинговой техники.
10. В экономической части рассчитан экономический эффект от внедрения технологических инструментов.


3 ТЕХНИКО—ЭКОНОМИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ

Создание современной передовой технологии – применение колтюбінгових установок при проведении ремонтных работ на газовых и нефтяных скважинах и внедрении работ по интенсификации добычи появились очень значительным шагом в добывающей отрасли и имеют прекрасные перспективы.
Самым главным преимуществом над традиционными технологиями ремонта скважин применение для этого колтюбінгових установок является возможность проводить ремонтные работы без глушения скважин.
Результаты работ выполненных колтюбінговою установкой по данным Полтавского газопромышленного управления приведены в таблице 3.1.
Анализ работы этой установкой показывает, что стоимость ремонта одной скважины в среднем составила 15000 – 16000 грн. за сутки, при этом в среднем ремонт длился 7 – 8 суток.
Данные Полтавского ГПУ 7 показывают, что при стандартном ремонте (то есть применении серийной техники и технологии) при стоимости работы 12000-13000 гривен за сутки ремонт в среднем длился 14-16 суток. При этом надо учитывать, что дебит скважин после колтюбінгового ремонта на 10 - 15% увеличивался, в то время как при обычном ремонте дебит не увеличивался а скважина часто целыми неделями продолжалась очищаться после глушения.
Наши усовершенствования , которые касаются создания отечественных аналогов импортного вспомогательного оборудования (глубинного инструмента) позволяют повысить качество ремонта и ускорить его качественное выполнение.
Продолжительность межремонтного цикла установки, согласно СОУ 11.2–30019775–016:2004 составляет 25920 (ч), продолжительность межремонтного цикла модернизированной установки, составляет величину, на 10% большую за базовый, то есть 25920·1,1=28512 (ч).
Определив экономическую эффективность внедрения колтюбинговой установки на производстве в нефтегазовой отрасли путем расчета суммы годового экономического эффекта, будем иметь экономический эффект в размере более 790 000 (грн.) за весь период использования в расчете на единицу внедряемой техники.
Наличие экономического эффекта и большое количество преимуществ четко указывают, что воплощение предложенного внедрение колтюбинговой установки является вполне целесообразным.

Размер файла: 55,7 Мбайт
Фаил: (.rar)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено в корзину

        Коментариев: 0

Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.