Технология проведения ловильных работ по скважинам Уренгойского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазод

Технология проведения ловильных работ по скважинам Уренгойского месторождения-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
Доклад

Авария – это событие, не предусмотренное планом работ, произошедшее или выявленное в процессе ремонта скважины, приведшее к остановке ремонта или к увеличению продолжительности ремонта. Аварии делятся на две основные категории:
- связанные с эксплуатационным оборудованием скважин;
- связанные с технологическим оборудованием сервисных подрядных организаций по текущему и капитальному ремонту скважин, гидроразрыву пластов и сопутствующих операций.
Ловильные работы обычно проводятся в три стадии. В первой попытке используют кабель или трос. При необходимости спускают овершот, а ловильные яссы применяют для извлечения упавших на забой предметов. В случае неудачи спускают на тросе инструменты для проведения операций по срезу и извлечению из скважины. Затем монтируют установку для спуска колонны гибких труб (ГТ) и пытаются с ее помощью извлечь упавшие на забой предметы. Если и эта попытка окажется неудачной, то на скважину доставляют установку для капитального ремонта скважины с целью завершения ловильных работ.
По сравнению с установками для капитального ремонта скважин ГТ имеют ряд недостатков. Сравнительно низкая прочность при растяжении ограничивает предельные усилия при подъеме, а отсутствие возможности обеспечить вращательное движение не позволяет использовать скважинные кривые переводники, крюки и освобождающие механизмы некоторых типов, включаемые в обычные овершоты и другие инструменты.
Операции с ГТ гораздо дороже, чем при использовании бронированного кабеля, и не позволяют эффективно спускать ловильные яссы из-за ограниченной скорости их перемещения в скважине.
Ловильный инструмент. Спускаемый на гибкой трубе инструмент имеет конструкцию, схожую с известными, и включает ту же номенклатуру: фрезеры, крюки, овершоты, захваты и т.п.
Показываю чертеж Оборудование, применяемое при ловильных работах

Извлекатель скважинного прибора ИСП предназначен для:
- ликвидации аварии, связанной с прихватом в стволе скважины геофизического кабеля или скважинного прибора.
Колокола КС предназначены для захвата путем навинчивания на наружную поверхность муфт и последующего извлечения бурильных, насосно-компрессорных или обсадных колонн при проведении ловильных работ в скважинах.
Труболовки внутренние освобождающиеся ТВМ предназначены для извлечения из скважины целиком или по частям аварийной колонны насосно-компрессорных, бурильных или обсадных труб.
Метчики ЛМ ловильные предназначены для захвата путем ввинчивания во внутреннюю поверхность и последующего извлечения трубчатых элементов колонн.
Колонный магнит служит для очистки ствола скважины от металлического шлама, металлической стружки при фрезеровании или после него.
Штопор предназначен для извлечения кабеля.
Показываю чертеж Ловильный инструмент


Результаты ловильных работ изображены на рисунке.
Показываю чертеж Результаты ловильных работ

В результате проведения ловильных работ при капитальном ремонте газоконденсатных скважин произошло увеличение дебита скважины на 138 тыс м3. Рост дебита скважины привел к повышению объема добычи газа на 46958,63 тыс. м3
Увеличение объема добычи газа привело к экономии себестоимости 1000м3 на 674,38 руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономической целесообразности проведения ловильных работ.
Показываю чертеж Технико-экономические показатели





































Вопрос 1. Какие бывают виды аварий?
Основные виды аварий, подлежащих расследованию:
1. Прихваты колонны НКТ.
2. Прихваты колонны труб при капитальном ремонте скважин, в том числе при зарезке и бурении второго ствола.
3. Падение, обрыв УЭЦН, ШГН, эксплуатационных и технологических НКТ.
4. Поломка бурильных труб при капитальном ремонте скважин.
5. Прихват технологического инструмента.
6. Аварии с геофизическими приборами для исследования скважин (проволока, канат, кабель).
7. Слом устья скважины.
8. Аварии, произошедшие по причине падения или деформации подъемных агрегатов.

Вопрос 2. Преимущества при проведении ловильных работ гибкими трубами?
Преимущества:
• работа при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины;
• ускорение спуска инструментов по сравнению с применением традиционных технологий выполнения спускоподъемных операций;
• более быстрое развертывание и свертывание по сравнению с традиционными установками;
• сокращение расхода трубы, потребляемых материалов и трудовых ресурсов;
• значительное сокращение затрат.

Вопрос 3. Что предусматривается в плане проведения ловильных работ?
. В плане предусматривают:
o  меры, предупреждающие возникновение проявлений и открытых фонтанов;
o меры по безопасности персонала, а также меры по охране недр и окружающей среды;
o работы по ликвидации аварий, в соответствии с утвержденным главным инженером предприятия планом, производят под руководством мастера по сложным работам при участии мастера по ремонту скважин;
o доставляют на скважину, в зависимости от вида аварии, комплект ловильного инструмента, печатей, спецдолот, фрезеров и т.п;
o при спуске ловильного инструмента все соединения бурильных труб должны закрепляться машинными или автоматическими ключами.

Вопрос 4. Что такое коэффициент продуктивности?
Это отношение дебита к депрессии на пласт, единица измерения т/(сут·МПа)
ВВЕДЕНИЕ

Доминирующим энергоносителем наступающего XXI в., вне всяких со-мнений, будет природный газ. Есть все основания полагать, что тенденция опережающего роста использования природного газа в XXI столетии уси-лится, и газовая промышленность явится стержнем дальнейшего струк-турного совершенствования мирового энергетического баланса.
Свойства природного газа — теплоэнерготехнологические, экономиче-ские и экологические — превращают его в идеальный продукт для энерго-снабжения в современном мире.
Особо важное значение имеют очень благоприятные экологические свойства природного газа. Совокупный выброс загрязняющих и "парнико-вых" веществ на единицу полезного использования энергии у природного га-за существенно ниже, чем у всех других видов органического топлива.
Газовая индустрия в этой связи не просто позволяет покрывать неко-торую часть потребности в энергии, но выступает как мощный фактор соци-ального прогресса, технических преобразований и роста производительно-сти общественного труда.
По оценкам международных экспертов, объем производства природ-ного газа в мире возрос от 1,9 в 1990 г. до 2,3 трлн. м3 в 1996 г. и в перспек-тиве до 3,6 в 2020 г. и 5 трлн. м3 в 2050г.
Важной задачей, стоящей перед мировым сообществом в перспективе, является формирование устойчивой, общественно приемлемой энергетики, отвечающей триединому критерию — высокой энергетической, экономиче-ской и экологической эффективности. При этом речь идет не о частных изме-нениях, а о выборе и реализации нового пути развития энергетики. Ускорен-ное развитие газовой индустрии, превращение ее в доминанту энергетиче-ского роста являются необходимым условием решения этой задачи.
Сегодня природный газ в топливно-энергетическом балансе нашей страны составляет более 52 %, т.е. является основным ресурсом, определя-ющим энергетическую жизнеобеспеченность России и в обозримом будущем его роль будет непрерывно возрастать. В связи с этим повышение надежно-сти добычи и степени извлечения газа и конденсата становится одной из важ-ных проблем в отрасли.
Для России, имеющей 33 % разведанных запасов и свыше 40 % про-гнозных ресурсов газа планеты, газ является не просто очередным эффек-тивным энергоресурсом, а важнейшим средством решения многих сложных социальных и экономических проблем.
Признаваемая всеми особая роль газа в национальном хозяйстве Рос-сии обусловливает необходимость разработки стратегии развития газовой промышленности как средства эффективного решения многих народнохозяй-ственных проблем. Главная цель разработки стратегии развития газовой промышленности формулируется как использование богатых ресурсов эко-логически наиболее чистого топлива — природного газа и уникального про-изводственного комплекса — Единой системы газоснабжения для преодоле-ния кризиса и последующего социально-экономического возрождения Рос-сии.
В России открыты 755 газовых, газонефтяных, газо-конденсатных ме-сторождений. В 1997 г. запасы газа категорий A + B + Q составили 47,3 трлн. м3, категории С2 — 13,4 трлн. м3. Из них около 77,4 % приходится на Западную Сибирь, главным образом на Ямало-Ненецкий автономный округ. Крупные запасы газа разведаны также в Оренбургской, Астраханской, Ир-кутской областях, Красноярском крае.
В современных условиях и в будущем от газовой промышленности зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осу-ществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надежность подачи газа на всем пути его движения от пласта до потребителя. Раньше, когда роль газа в топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) страны была меньше, вопросы надежности добычи не стояли так остро, как сейчас, и у нас нет права оставить без тепла и электроэнергии население и промышленность даже на короткий срок.
Наиболее эффективный путь решения проблем надежности, увеличения газо- и конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического про-гресса.
Надежность добычи газа и конденсата требует широкого применения энергосберегающих дебитов, создания автоматизированного контроля и управления эксплуатацией скважин, совершенствования методики и регуляр-ного проведения гидродинамических и акустико-гидродинамических иссле-дований скважин, а также создания системы эффективной диагностики сква-жин и газопромыслового оборудования. Из анализа разработки вырабо-танных месторождений России следует, что средний коэффициент га-зоотдачи по ним составляет 70 %. Как показывают теоретические разра-ботки, подтвержденные промысловым опытом, вначале более интенсивно вы рабатываются высокопроницаемые прослои, за ними вступают обычные, ме-нее проницаемые коллекторы и, наконец, на завершающей стадии разра-ботки низкопроницаемые плотные коллекторы или прослои с низкой га-зонасыщенностью.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1. Состояние разработки месторождения

Проектирование разработки Уренгойского месторождения велось в не-сколько этапов в связи с расширением изученности и пересмотром запасов газа залежи, изменением заданий на проектирование, отставанием бурения скважин и обустройства промысла.
На месторождении, уникальном по запасам газа и расположенном в труднодоступной местности, уже в первых проектах рассмотрена принципи-ально новая система разработки и обустройства: кустовое размещение верти-кальных эксплуатационных скважин увеличенного диаметра в наиболее про-дуктивных зонах; дебиты, в несколько раз превышающие ранее полученные на газовых промыслах страны; дифференцированная система вскрытия про-дуктивного горизонта; установки комплексной подготовки газа (УКПГ) по-вышенной производительности и др. Особое внимание было уделено (в усло-виях ограниченной информации) определению продуктивной характеристи-ки скважин, технико-экономическому обоснованию оптимального дебита и конструкции скважин, количеству скважин в кусте и суммарной производи-тельности куста скважин и др.
Результаты анализа фактического состояния разработки месторожде-ния, проводимого в порядке авторского надзора в течение всего периода эксплуатации, подтвердили обоснованность принятых решений. Вместе с тем отставание сроков ввода УКПГ, эксплуатационного и наблюдательного фон-да скважин, ДКС, значительное превышение годовых отборов из сеноман-ской залежи Уренгойской площади приводило к необходимости внесения корректив в проектные показатели. Хронология такова:
1973, 1974, 1975 гг. - проекты разработки залежи Уренгойской площа-ди составлены до ввода в эксплуатацию месторождения на запасы 1970 г.; годовой отбор на период постоянной добычи соответственно 30 (ОПЭ), 60, 100 млрд. м3;
1978 г. - месторождение введено в эксплуатацию;
1979 г. - проект разработки залежи Уренгойской и Ен-Яхинской пло-щадей на запасы 1970 г.; годовой отбор 160 млрд. м3 (соответственно 130 и 30 млрд. м3);
1981 г. - проект разработки Уренгойского месторождения (без Песцо-вой площади) на объем годовой добычи 250 млрд. м3 (в том числе Северо-Уренгойское месторождение - 15 млрд. м3; запасы 1974 г.) составлен в связи с увеличением ГКЗ в 1979 г. запасов газа; планировалось в 1984-1985 гг. за-вершить бурение и ввод эксплуатационных, наблюдательных скважин и обу-стройство месторождений (ввод ДКС проектировался с 1986 г.);
1983 г. - дополнения к проекту (показатели разработки Таб-Яхинского участка; годовой отбор 10 млрд. м3);
1985 г. - коррективы проектных показателей разработки в связи с уве-личением планируемой годовой добычи и отставанием ввода в эксплуатацию Ен-Яхинской площади и Северо-Уренгойского месторождения (годовой от-бор 250 млрд. м3 осуществлялся только из залежи Уренгойской площади);
1991 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректи-ровка показателей разработки Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский учас-ток) и Ен-Яхинской площадей в связи с неподтверждаемостью запасов газа ГКЗ 1989 г. по фактическим данным разработки, отставанием обустройства (Таб-Яхинский участок) и сроков ввода ДКС;
1991 г. - проект разработки залежи Песцовой площади на объем годо-вой добычи 27,5 млрд. м3; запасы ГКЗ 1989 г.;
1996 г. - проект разработки Уренгойского месторождения - корректи-ровка уровней добычи Уренгойской (в том числе Таб-Яхинский участок) и Ен-Яхинской площадей в связи с рассмотрением ЦКЗ б. РАО "Газпром" за-пасов газа, оцененных по фактическим данным разработки (и рекомендацией принять их для расчета прогнозных показателей), и отставанием сроков вво-да ДКС;
1996 г.-принят проект разработки Северо-Уренгойского месторожде-ния, составленный в 1994 г. в связи с увеличением ГКЗ в 1991 г. запасов газа.

5.2 Выводы и предложения

Экономическая эффективность внедрения мероприятий научно – тех-нического прогресса определяется как превышение стоимости оценки ре-зультатов над затратами по внедрению данного мероприятия.
В результате применения технологии очистки газа от сероводорода произошло увеличение дебита скважины на 90 тыс. м3.Рост дебита скважи-ны привел к повышению объема добычи газа на 31184 тыс. м3.
Увеличение объема добычи газа привело к экономии себестоимости 1000 м3 на 308,2 руб.
Экономия затрат на добычу газа позволила получить условно – годо-вую экономию от применения технологии очистки газа от сероводорода в сумме 15,1 млн. руб. Фактическая сумма прибыли составила 48,3 млн. руб. и превысила сумму прибыли получаемую до внедрения мероприятия на 36,28 млн. руб.
На основании вышеизложенного, можно сделать вывод о экономиче-ской целесообразности применения ловильных работ.







ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Для предупреждения снижения аварий выработаны определенные ме-роприятия по снижению аварийности:
1. Введено в действие «Положение о порядке расследования аварий произошедших при производстве текущих и капитальных ремонтов сква-жин».
2. Введен в действие «Регламент по ликвидации гидрато-парафиновых пробок при производстве текущих и капитальных ремонтов скважин».
3. Разработан «Регламент по промывке забоев при производстве те-кущих и капитальных ремонтов скважин».
4. Ужесточив контроль за работой сервисных предприятий, обеспе-чить уменьшение случаев использования оборудования и инструмента с большим сроком работы.
5. Для улучшения работы на сложных аварийных скважинах, рас-смотрен вопрос о привлечении сервисного предприятия, применяющего в своих технологиях импортный фрезерующий и ловильный инструмент.
6. С целью улучшения работы по сложным аварийным скважинам, необходимо увеличение технической оснащенности и численности аварийной службы сервисных предприятий.
7. Рассмотреть вопрос о применении безопасных переводников в процессе проведения сложных технологических операций на скважинах.
8. Перейти на фиксированную систему оплаты по аварийным сква-жинам.
9. Рассмотреть вопрос по привлечению стороннего более высоко-технологичного подрядчика по ремонту НКТ.
10. Подрядчикам по ТКРС разработать и согласовать мероприятия по снижению аварийности.
11. Сервисным предприятиям разработать перспективные планы своего технического и технологического развития.