Применение колтюбинговых технологий на Уренгойском месторождении-Проведение подземных ремонтов скважин с применением гибких труб на га-зовых месторождениях-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторо

Применение колтюбинговых технологий на Уренгойском месторождении-Проведение подземных ремонтов скважин с применением гибких труб на га-зовых месторождениях-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объектов нефтегазодобычи
ВВЕДЕНИЕ

Приоритет в области конструирования, изготовления и промышленной эксплуатации установок с колонной гибких труб (КГТ) принадлежит фирмам США и Канады.
Основной особенностью описываемого оборудования является работа гибкой трубы при наличии пластических деформаций, что требует создания труб с принципиально иными свойствами, чем изготавливаются в настоящее время. Достаточно интенсивные работы в этом направлении наши специали-сты ведут под эгидой ООО "ЛУКОЙЛ–Западная Сибирь" НК "ЛУКОЙЛ".
Бурное развитие техники и технологии с использованием колонны гиб-ких труб обусловлено следующими их преимуществами:
• при исследовании скважин:
– обеспечение возможности доставки приборов в любую точку гори-зонтальной скважины;
– высокая надежность линии связи со спускаемыми приборами;
• при выполнении подземных ремонтов:
– отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из след-ствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны продуктив-ного пласта;
– сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб;
– уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата;
– исключается загрязнение окружающей среды технологической и пла-стовой жидкостями;
• при проведении буровых работ:
– исключается возникновение ситуаций, связанных с внезапными вы-бросами, открытым фонтанированием;
– обеспечивается возможность бурения с использованием в качестве бурового раствора нефти или продуктов ее переработки. Это позволяет осуществлять вскрытие продуктивного пласта оптимальным образом и сов-мещать процесс бурения с отбором пластовой жидкости;
– становится возможным выполнять разрушение породы в условиях депресии;
– обеспечивается эффективное бурение горизонтальных участков сква-жин;
– становится возможным применять устройства, информирующие бу-рильщика о режимах бурения и оперативного управления процессом про-водки скважины. При работе с подобным оборудованием реализуется "эф-фект присутствия" оператора установки на забое скважины.
Весьма важным при проведении любых работ в скважине является ре-шение социальной задачи – исключается значительный объем операций, вы-полняемых под открытым небом в любое время года при любой погоде. Хо-тя наиболее трудоемкие операции по свинчиванию и развинчиванию труб в настоящее время механизированы, объем ручного труда остается значитель-ным. К ним относятся управление ключом, выброс труб на мостки и т.д.
В ряде случаев, это касается, прежде всего, работ в горизонтальных скважинах, применение КГТ является необходимым условием проведения операций. К таким случаям относится выполнение любых работ в горизон-тальных участках большой длины.
При разбуривании и эксплуатации морских месторождений использо-вание КГТ особенно эффективно.
В нашей стране до сих пор не сформировалась и не устоялась терми-нология этой новой области нефтепромысловой техники и технологии. Ос-новным применяемым термином у нас для обозначения этого направления является русифицированная транскрипция "coiled tubing" – колтюбинг, что означает трубу, наматываемую на катушку.
Следует отметить и недостатки, присущие рассматриваемой технике. К ним, в частности, относятся:
• самопроизвольное и неконтролируемое скручивание КГТ;
• невозможность принудительного проворота КГТ;
• ограниченная длина труб, намотанных на барабан;
• сложность ремонта КГТ в промысловых условиях.
В то же время новые технологии не являются панацеей от всех бед и полностью не заменяют существующих традиционных технологий, а в ряде областей не могут быть ими заменены. Наличие оборудования для работы с колонной гибких труб не исключает применения агрегатов ПРС, подъемни-ков и другого существующего нефтепромыслового оборудования. Оно до-полняет его и в ряде случаев приумножает до сих пор не реализованные возможности.
В то же время область применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работающих над созданием и совер-шенствованием оборудования, существует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применить КГТ. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Конструкция типовой скважины

На Уренгойском месторождении конструкцией скважины предусмотрен спуск направления диаметром 324 мм. На глубину 40 м. С цементированием до устья для перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Кондуктор диаметром 245 мм. спускается на глубину 700 метров обеспечивая перекрытие слабосцементированного песчанника в верхней части разреза. Кондуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением "Б". Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см3.
Хвостовик диаметром 168 мм. опускается в интервале 390-1800 метров. Хвостовик изготавливается из обсадных труб с треугольной резьбой. Цементируется на всю длину тем же тампонажным раствором, как и кондуктор.
Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диаметром 139,7; 146 или 168 мм. Спускается на глубину на 50 метров ниже проектного горизонта. Цементируется на 100 метров выше башмака кондуктора. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см3 приготовлен из портландцемента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581-85.
Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засыпан осадком, засорен аварийным оборудованием, посторонними предметами. В этом случае глубина верха аварийного оборудования или осадка является текущим забоем скважины.
Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования - для различных способов эксплуатации скважин.
Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:
-механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
-эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;
-возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;
-возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
-возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

5.2 Выводы и предложения

Из таблицы технико-экономических показателей видно, что работы по промывке песчаной пробки являются экономически целесообразны, т.к. они позволяют увеличить производительность скважины на 22523 тыс. м3 в год снижают себестоимость 1000 м3 на 82,7 руб. и дают дополнительную при-быль в год 45291,3 тыс. руб.














ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе на основе комплексного изучения состояния эксплуа-тационного фонда газовых скважин и гидравлического анализа циркуляци-онной системы колтюбинговой установки выработаны и реализованы на практике технологические решения вопросов восстановления продуктивно-сти газовых скважин без глушения в условиях аномально-низких пластовых давлений на заключительной стадии разработки, защищенные патентом и свидетельствами.
Таким образом, решается важная для отрасли и экономики России за-дача поддержания объемов добычи углеводородного сырья, охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин.
1. Изучена гидравлика циркуляционной системы колтюбинговой уста-новки, сформулированы условия неразрывности потока в БДТ и обеспечения её усталостной прочности.
2. Разработана и внедрена технология промывки песчаных пробок с применением колтюбинговых установок на основе использования пластовой энергии газа для удаления песка из ствола скважины.
3. Впервые для условий газовых месторождений разработана колтю-бинговая технология селективной водоизоляции методом кольматации порового пространства в результате осадкообразования. Селективность во-доизоляции обеспечивается тем, что в сеноманских продуктивных пластах большой мощности с хорошей вертикальной проницаемостью законтурная вода внедряется преимущественно в нижнюю часть пласта вдоль подошвы.
4. Разработана и внедрена методика исследования состояния скважины и определения комплекса работ по восстановлению продуктивности газовых скважин с использованием колтюбинговых установок, которая основана на детальном анализе причин снижения дебитных возможностей скважин, изу-чении конструктивных и геологических особенностей строения скважины и ПЗП.
Для дальнейшего совершенствования КРС на газовых месторождениях со сходными геологическими условиями рекомендовано спускать эксплуата-ционную колонну до кровли продуктивного пласта с последующим разбу-риванием до проектной глубины и спуском забойных фильтров, а в проекты разработки газовых месторождений ввести раздел по капитальному ремонту, интенсификации и ликвидации скважин.
На основе системного анализа технического состояния эксплуатацион-ного фонда газовых скважин установлены структура, динамика и механизм развития осложнений при добыче, выработаны и реализованы на практике новые технологические и технические решения по борьбе с осложнениями, внедрены принципиально новые установки, а на их основе новые формы ор-ганизации работ по ремонту скважин.