Выбор технических средств и технологии для бурения скважин малого диаметра. Колтюбинговая установка МК-40-Дипломная работа-Оборудование для капитального ремонта, обработки пласта, бурения и цементирования нефтяных и газовых скважин

В настоящее время характерно значительное сокращение объемов финансирования буровых работ, и поэтому уровень развития технико-технологических разработок в области строительства разведочных скважин продолжает оставаться сравнительно невысоким, а стоимость строительства скважин возрастает, в частности в результате применения необоснованных вариантов «тяжелых» конструкций. Вследствие того, что финансирование бурения разведочных скважин осуществляется по «остаточному» принципу, возникает необходимость поиска путей снижения финансовых затрат на различных этапах строительства скважин.
Наибольшие возможности в этом направлении следует связывать в первую очередь с упрощением («облегчением») конструкций разведочных скважин.

Плакат 1.Обзорные сведения о скважинах малого диаметра.
В дипломном проекте был проанализирован отечественный и зарубежный опыт строительства скважин малого диаметра. Результаты Вы можете увидеть на данном плакате. Результаты строительства скважин ПМД показывают, что эта технология обеспечивает значительную экономию средств, поскольку на традиционное бурение часто приходится более половины затрат на разведку и разработку месторождения и влечет за собой сокращения:
• габаритов и веса буровой установки;
• размера буровой площадки;
• размера обсадных труб;
• объема бурового раствора;
• объема цементного раствора;
•расходов на транспорт.
По сравнению с традиционным бурением, скважины малого диаметра позволяют экономить средства в размере от 25 до 40 %. Более того, эта технология сопряжена с рядом экологических преимуществ, поскольку при бурении скважин малого диаметра производится меньше отработанного раствора и выносится на поверхность меньше бурового шлама.
Однако экономия может достигаться лишь в случае проектного планирования таких работ и проработки всех возможных проблем, появление которых возможно при строительстве скважины ПМД.
К числу серьёзных технологических проблем следует отнести ограниченность технической оснащенности буровых предприятий России, а также изменение гидродинамических условий бурения, связанных с сужением живого сечения кольцевого и трубного пространств при промывке скважины и цементировании обсадных колонн. В настоящее время появилось ряд новинок по рецептуре буровых и цементных растворов, позволяющие значительно сократить гидравлические сопротивления движению раствора. Разработаны методы гидроимпульсной изоляции поглощающих интервалов, показавшие неплохие результаты на скважинах Сибирской платформы.
Опровергнуто мнение о существенном снижении дебита в скважинах МД. Проведенные исследования и расчеты показали /2/, что при переходе от колонны диаметром 168 мм к колонне диаметром 80 мм (т. е. при уменьшении диаметра почти в 2 раза) дебит скважины может снизиться не более, чем на 10 %.

Плакат 2. Гидродинамика промывки скважины типовой скважины ПМД.
Для условий Красноярского края можно рекомендовать следующую типовую конструкцию с. ПМД (см. на плакат 1, сравнить со старой конструкцией)
Для того, чтобы приступить к выбору технических средств, были проведены необходимые гидродинамические расчеты. Результаты вы можете увидеть на плакате 2, основное условие проведенного гидродинамического расчета- предотвращение гидроразрыва пластов.
На основании проведенного расчета был подобран буровой насос (НТП-175, тех. Характеристики см. на плакате 2), на данном плакате вы можете увидеть график работы насоса на различных этапах строительства скважины.

Плакат 3. Мобильная колтюбинговая установка М40.
Классические техника и технология бурения составной колонной подошли к своему пределу, после которого невозможно дальнейшее совершенствование старых комплексов. Наиболее прогрессивным методом в настоящее время является колтюбинг, бурение с использованием гибкой безмуфтовой трубы.
При этом применяются длинномерные (до 3000-5000 м) безмуфтовые гибкие ( стальные, Ст 08Г20Ф6) трубы, наматываемые на барабан и многократно спускаемых в скважину. Колтюбинг позволяет удешевить и ускорить бурение скважин, за счет исключения операций по свинчиванию/ развинчиванию бурильных труб и укладка их на мостки, а также улучшить условия труда на скважине.
К настоящему времени создано множество типов колтюбинговых установок, в том числе и на территории СНГ. В настоящее время актуален вопрос о комбинировании колтюбинговых установок с традиционными. В последнее время проектируются т.н. гибридные колтюбинговые установки, Гибридная установка предусматривает возможность объединения буровых работ с применением бурильных труб с резьбовыми соединениями с преимуществами использования длинномерной безмуфтовой гибкой трубы. Такие установки представляют собой комбинацию обычной буровой вышки и установки с гибкими трубами. Именно к этому классу относится создаваемая сегодня группой компаний ФИД установка М50.
Традиционная колтюбинговая установка, например, М-40 с тяговым усилием инжектора 40т, гибкой трубой диаметром 60,3 мм и длиной до 3500м или диаметром 73 мм и длиной 2200м производства группы компаний ФИД представляет собой комплексную установку, смонтированную на полуприцепе с седельным тягачом повышенной проходимости. Она включает барабан с гибкой трубой, механизм подачи трубы (инжектор), направляющую трубу ("гусак") с изменяющимся радиусом для подачи труб в инжектор, кабину оператора с панелью управления и автономный силовой блок для обеспечения энергией барабана, инжектора и органов управления поста оператора. В состав комплекса входит: устьевое сборное основание под инжектор с самоподъемной вышкой, комплект устьевого противовыбросового оборудования с шлюз-лубрикатором. Вышка и шлюз-лубрикатор предназначены для проведения работ по спуску и подъему компоновки низа бурильной колонны (КНБК) в скважину под давлением.
Выполненные нами расчеты на прочность и выносливость колонны гибких труб, показали, что колонна гибких труб устойчива и выдерживает все возникающие напряжения при бурении типовой скважины ПМД.

Плакат 4. Циркуляционная система закрытого типа.
Новые, прогрессивные способы бурения, такие как колтюбинг, позволяют вскрывать продуктивные пласты на равновесии или в условиях депрессии, когда почти полностью исключается возможность проникновения промывочной жидкости в продуктивный пласт и его кольматация, вследствие чего значительно ухудшается коллекторские свойства пород. Эту задачу позволяет осуществить колтюбинг с циркуляционной системой закрытого типа. Схему такой системы вы можете увидеть на плакате.
Забойное давление (возможность достижения депрессионных условий бурения) регулируется двумя способами: увеличением или уменьшением избыточного давления на устье или обеспечением необходимой плотности ПЖ, которая достигается ее аэрацией инертным газом (азотом).

Плакат 5. Схема обвязки противовыбросового оборудования.
Для работы на скважинах малого диаметра планируются к использованию сдвоенные плашечные превенторы типа ППГ2-180х35 (с глухими и трубными плашками), а также универсальный вращающийся превентор ПВУ 180х35, схема обвязки стандартная- трехпревенторная, с двумя линиями манифольда и одной крестовиной (ГОСТ 13862-80).

Плакат 6. Схема размещения оборудования.
На основе известного состава комплекса для колтюбингового бурения нами составлена схема размещения оборудования на скважине, схема приведена на плакате.

Плакат 7. Патентно-информационный поиск.
В процессе выполнения дипломного проекта был также выполнен обширный патентно-информационный поиск по тематике: ”устройства для спуска и подъёма в скважине длинномерного изделия (гибкой трубы)” Обнаружено достаточное количество патентов и авторских свидетельств, некоторые из которых уже внедрены в серийно выпускаемую технику (компания F.I.D.). результаты вы можете увидеть на плакате.

Плакат 8,9. Инжектор.
Инжектор колтюбинговой установки представляет собой гидроприводное устройство, служащее для подачи гибкой трубы в скважину, удержание ее на весу и подъем трубы наверх с определенной скоростью. Серийно выпускаемые инжекторы компании F.I.D. отличаются сложностью в изготовлении, высокой стоимостью, сложностью в эксплуатации и ремонте, а также низкой приспособленностью к работе в низких температурах в условиях Сибири и крайнего Севера.
В связи с этим было принято решение разработать упрощенную конструкцию инжектора на основе а.с. 1684473 от 21.09.89, применимую к условиям данного дипломного проекта.
На основе данного дипломного проекта выдвигаются следующие технические требования к характеристикам инжектора: максимальное тяговое усилие- 200 кН, максимальное толкающее усилие- 200 кН, диапазон скоростей подачи гибкой трубы- 0.01-0.9 м/с. (описать принцип действия, резина 4326,4327, раб. Температура от -55 до +100).
При разработке инжектора выполнены необходимые гидравлические и прочностные расчеты.

Плакат 10. Экономический лист.
Проведенный экономический расчет показал, что при реализации технических предложений данного дипломного проекта ожидаемый экономический эффект от строительства одной скважины составит 9 135 848 руб. (расписать по пунктам), срок окупаемости новых агрегатов (М40 и АРБ-100) 1.46 года.
Заключение.
Таким образом
1. В результате анализа достижений научно-технического прогресса и практики бурения на нефть и газ и геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые, а также зарубежного опыта, доказана актуальность и возможность использования существующей техники и технологии для бурения скважин параметрических, поисковых и другого назначения предельно малым диаметром (95 мм) на глубину 3000-5000 м.
2. Доказаны технико- экономическая обоснованность бурения скважин ПМД с использованием гибкой безмуфтовой трубы.
3. Предложена карта размещения ряда параметрических скважин на территории Восточной Сибири, которые могут быть спроектированы в варианте ПМД.
4. Дана оценка применимости для бурения скважин ПМД ряда технологий: гидродинамические методы (импульсный) предупреждения и ликвидации осложнений, цементирования обсадных колонн, режимов промывки скважин.
5. Даны предварительные варианты конструкций скважин. 
6 Даны предварительные рекомендации по техническим и технологическим требованиям к подбору типов буровых растворов для промывки скважин ПМД на завершающем этапе строительства.
7 На основании проведенных расчетов сформулированы требования к техническим средствам, и, на основании эти требований, подобран комплект наземного оборудования и технических средств для бурения скважин ПМД.
8 Проведен патентно-информационный поиск по теме бурение с помощью гибкой безмуфтовой трубы.
9 Разработана конструкция инжектора для колтюбинговой установки.
Результаты работы представляют практический интерес для дальнейшего развития буровых предприятий Красноярского края к более прогрессивным, а следовательно, и более экономичным и экологичным способам бурения.

Требования к показателям буровых растворов, рекомендуемых к проходке интервалов скважин с минимальным кольцевыми зазорами, то есть предельно малого диаметра, более жестки, чем при бурении обычных скважин. Ограничения по показателям касаются: плотности, структурной вязкости и динамического напряжения сдвига и условной вязкости, толщины и плотности корки.
Основные требования к растворам для бурения скважин ПМД в отличие от требований к растворам для бурения обычных скважин состоит в том, чтобы они могли обладать достаточной подъемной при движении и удерживающей в покое способностью по отношению к шламу, не сужать кольцевое пространство отлагающейся на стенках скважины коркой, не создавать высоких гидравлических сопротивлений потоку во время промывки. Такими свойствами обладают в достаточной степени структурированные буровые растворы, с минимальной твердой фазой или без неё. В первую очередь, заслуживают внимания растворы на полимерной основе, глинистые растворы, за исключением илоглинистых, исключаются из рассмотрения как не отвечающие вышеперечисленным требованиям. Это (таблица 5.1) ингибированный буровой раствор (ИБР) и медноакриловый буровой раствор (МАР).
Для геологического разреза, например Сибирской платформы, сложенного преимущественно карбонатами, заслуживает внимания полимерный хлоркальциевый раствор (ПХКР), имеющий некоторую структуру и минимальную корочку (0,2 мм). Этот раствор замечателен тем, что обладает высокой ингибирующей способностью, позволяющей разбуривать неустойчивые аргиллитовые толщи без значительного кавернообразования. Однако этот раствор дорогостоящий, поскольку для его приготовления и обработки применяются дорогостоящие химические реагенты.
Наиболее дешевым является раствор структуированный асбестом (РСА). Раствор прошел практическую проверку на скважинах Красноярского края и практически удовлетворяет всем технологическим требованиям.
Учитывая многообразие геолого-физических условий рассмотрено ещё несколько наиболее доступных в организационном отношении буровых растворов, в том числе гельгуматный буровой раствор.
Поэтому, при выборе бурового раствора для бурения скважины ПМД необходимо придерживаться следующего:
- лучшим выбором бурового раствора является тот, который может быть использован на всех стадиях строительства скважины ПМД;
- наиболее важными при выборе типа бурового раствора следует считать
требования на стадии строительства скважины малым (менее 190 мм) и предельно малым (менее 120 мм) диаметром; если этим требованиям не отвечает буровой раствор, применяемый для разбуривания верхней части разреза, то должен быть выбран специальный тип бурового раствора;
- при выборе бурового раствора для разбуривания интервалов малым и
предельно малым диаметром, они должны быть проверены на реологические показатели, толщину и плотность глинистой корки; остальные показатели должны быть в пределах, предъявляемых для обычных растворов (плотность, ингибирующая способность, липкость корки, стоимость т.д.);
Влияние реологических показателей иллюстрируется графиками, приведен¬ными на рис.5.1.-5.3.: при некотором повышении плотности, структурной вязкости и динамического сопротивления сдвигу возникает необходимость ограничения расхода, поскольку давление на насосах и особенно на забой и открытые стенки скважины возрастают и выходят за пределы допустимого, вызывая порошения, гидроразрыв пород, превышение допустимого давления на насосах.
В заключении можно привести выводы, предложения и подвести итоги, полученные в результате работы над темой.
1. В результате анализа достижений научно-технического прогресса и практики бурения на нефть и газ и геологоразведочных скважин на твердые полезные ископаемые, а также зарубежного опыта, доказана актуальность и возможность использования существующей техники и технологии для бурения скважин параметрических, поисковых и другого назначения предельно малым диаметром (95 мм) на глубину 3000-5000 м.
2. Доказаны технико- экономическая обоснованность бурения скважин ПМД с использованием гибкой безмуфтовой трубы.
3. На основе источника /1/ дана карта размещения ряда параметрических скважин на территории Восточной Сибири, которые могут быть спроектированы в варианте ПМД.
4. Дана оценка применимости для бурения скважин ПМД ряда технологий: гидродинамические методы (импульсный и струйный /1/) предупреждения и ликвидации осложнений, цементирования обсадных колонн, режимов промывки скважин.
5. Даны предварительные варианты конструкций скважин. 
7. Даны предварительные рекомендации по техническим и технологическим требованиям к подбору типов буровых растворов для промывки скважин ПМД на завершающем этапе строительства /1/.
8. На основании проведенных расчетов сформулированы требования к техническим средствам, и, на основании эти требований, подобран комплект наземного оборудования и технических средств для бурения скважин ПМД.
9. Проведен патентно-информационный поиск по теме бурение с помощью гибкой безмуфтовой трубы.
10. При реализации технических предложений данного дипломного проекта ожидаемый экономический эффект от строительства одной скважины составит 9 135 848 руб., срок окупаемости новых агрегатов (М40 и АРБ-100) 1.46 года.