Проведение подземных ремонтов скважин с применением гибких труб на газовых месторождениях-Курсовая работа-Дипломная работа-Специальность-Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений РЭНГМ-Нефтегазовое дело-Эксплуатация и обслуживание объекто

Проведение подземных ремонтов скважин с применением гибких труб на газовых 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 Состояние разработки месторождения

На Ямсовейском месторождении добыча газа на собственные нужды началась в 1994 году из разведочной скважины 15-р, эксплуатация которой продолжалась вплоть до августа 1997 г. За этот период для газоснабжения котельной и ПАЭС- 2500 было отобрано 63,58 млн.м3.
Промышленная эксплуатация газовой залежи началась 30 августа 1997 г., в соответствии с Проектом разработки, выполненным ТюменНИИгипро-газом в 1989 г. Показатели разработки были рассчитаны на запасы газа, утвержденные ГКЗ в объеме 428,6 млрд.м3. Проектом предусматривался го-довой отбор газа в период постоянной добычи 20 млрд.м3 при фонде экс-плуатационных скважин 92 ед, сгруппированных в 24 куста со средним де-битом 659 тыс.м3/сут.
Опыт первых лет эксплуатации месторождения и новые данные о гео-логическом строении газовой залежи, полученные в результате эксплуатаци-онного разбуривания, существенно изменили представления о геологической модели и величине начальных запасов газа. В связи с этим в 1999 г. ГКЗ РФ переутвердила запасы газа в объеме 552,4 млрд.м3 по категории В+С1, в том числе 530,4 млрд.м3 по Ямсовейской и 22 млрд.м3 по Ярейской площадям. Данное обстоятельство явилось основанием для корректировки ранее приня-тых проектных решений. В настоящее время действующим проектным доку-ментом, по которому ведется эксплуатация месторождения, является «Проект разработки сеноманской залежи Ямсовейского месторождения», составлен-ный ТюменНИИгипрогазом в 2000 г. на утвержденные запасы газа в объеме 552,4 млрд.м3. Годовой отбор газа в период постоянной добычи принят на уровне 21 млрд.м3 при эксплуатации 104 скважин, средний рабочий дебит которых составляет 569 тыс.м3/cут.
Бескомпрессорная эксплуатация промысла продолжалась до 2003 г. включительно, т.е. в течение шести лет. За этот период из залежи отобрано 111,46 млрд.м3 газа, что на 2% больше проектного. При этом пластовое дав-ление снизилось до 7,81 МПа или практически соответствует проектной ве-личине. Фонд действующих эксплуатационных скважин отстает от проектно-го на 4 ед. и составляет 100 ед.
Первая очередь ДКС на Ямсовейском месторождении введена в экс-плуатацию в апреле 2004 г. и обеспечивает плановую добычу газа в объеме 21 млрд.м3 в год.
В последнем проектном документе по разработке сеноманской газовой залежи (Протокол № 14-р/2000 г. от 05.04.2000 г.) была рассмотрена воз-можность увеличения уровня годовой добычи до 23-25 млрд.м3, но в связи с недостатком промысловой информации этот вариант не был принят. Анализ динамики показателей разработки, приведенный в настоящей работе показы-вает, что потенциальные возможности залежи могут обеспечить увеличение объемов годовой добычи.
Проведенная модернизация УКПГ также позволяет увеличить произ-водительность на 15-20 %.
Таким образом, с учетом вывода cкважин из бездействующего фонда производительность промысла можно увеличить на 2-2,5 млрд.м3/год без нарушения технологических режимов.
Таблица 2.1
Показатели разработки
Годы Эксплуатац. фонд скважин Годовая добы-ча, млрд. м3 Отбор с нача-ла разработки, млрд., м3 Средний де-бит 1 скважи-ны, тыс. м3/сут Пластовое давление, МПа
1997 75 4,09 4,26 288 96,09
1998 82 16,67 20,98 832 93,75
1999 92 21,20 42,21 768 90,52
2000 104 21,89 64,11 705 86,55
2001 104 20,57 84,70 623 83,23
2002 104 21,12 105,82 579 79,97
2003 104 22,15 127,97 629 77,29
2004 104 21,35 149,32 581 76,32
2005 104 21,88 171,20 598 75,04


На Ямсовейской площади пробурены 12 разведочных скважин на се-номанскую газовую залежь, из которых 8 вскрыли газонасыщенную часть разреза. Три скважины №№ 18, 19 и 23, расположенные за контуром газо-носности, испытанные в открытом стволе испытателем пластов и давшие во-ду, ликвидированы по первой категории, как выполнившие геологическое назначение.
Семь разведочных скважин (№№ 85, 83, 81, 82, 86, 88, 84), пробурен-ные на нижележащие горизонты, в сеноманском разрезе не опробывались.
В восьми разведочных скважинах в процессе разведки выполнены стандартные газодинамические исследования на 6-8 режимах прямого и од-ном-двух режимах обратного хода.
Распределение разведочных скважин по площади газоносности и осве-щенность результатами газодинамических исследований не равномерны. Наиболее полно изучены добывные возможности приконтурной части зале-жи, где расположены шесть скважин из восьми испытанных (скв.13, 14, 17, 20, 16, 10). В сводовой части в пределах изопахит 120 - 50 метров пробуре-ны и исследованы две разведочные скважины 15 и 22. Из них лучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладает скв.15, где получен макси-мальный дебит 707 тыс.м3/сут при депрессии на пласт 0,96 МПа. Несколько хуже фильтрационные характеристики скв. 22. Здесь при сопоставимом со скважиной 15 максимальном дебите 767 тыс.м3/сут, депрессия на пласт соста-вила 1,15 МПа.
Из скважин, пробуренных в периферийной части залежи, наиболее вы-сокими добывными возможностями обладает скв.20. При ее исследовании получен дебит 824 тыс.м3/сут при минимальной депрессии на пласт 0,21 МПа и значениях фильтрационных коэффициентов «а» и «в» соответственно 0,16 х 10-2 (МПа)2 сут/тыс.м3 и 0,00025 х 10-2 (МПа сут/тыс.м3)2. Одной из причин отмеченного является хорошая очистка призабойной зоны этой скважины в процессе 72-х часовой отработки на факел. По всем остальным разведочным скважинам время на продувку не превышало 24-40 часов. Относительно низ-кими фильтрационно-емкостными свойствами характеризуются скв. 10, 14, 16 и 17, где максимальные дебиты колебались от 378 тыс.м3/сут (скв.10) до 679 тыс.м3/сут (скв. 17) при депрессиях на пласт от 0,20 до 0,59 МПа. Низ-кую продуктивность имеет скв. 13, по которой при максимальном дебите 943 тыс.м3/сут депрессия на пласт возросла до 1,50 МПа, что в 2 и более раза выше, чем по другим разведочным скважинам.
В целом результаты исследований разведочных скважин Ямсовейской площади свидетельствуют о значительной дифференциации по продуктивно-сти. Так абсолютно свободные дебиты колеблются от 1634 тыс.м3/сут (скв.15) до 5858 тыс.м3/сут (скв.20), а значения фильтрационных коэффициентов «а» и «в», соответственно от 0,16 х 10-2 (скв.20) до 1,2 х 10-2 (МПа)2 сут/тыс.м3 (скв. 13) и от 0,00025 х 10-2 (скв.20) до 0,00348 х 10 -2(МПа сут/тыс.м3)2 (скв.15).
Все разведочные скважины гидродинамически несовершенны по степе-ни и характеру вскрытия. Перфорированные толщины достигают 10-20 м. Процент вскрытия изменяется от 8,0% по скв.15 до 92,6% по скв.14, состав-ляя в среднем 38,6%. Тем не менее продуктивность газонасыщенных отложе-ний является достаточно высокой. В частности расчетный дебит скважин при депрессии на пласт 0,196 МПа изменяется от 242 тыс.м3/сут (скв.13) до 963 тыс.м3/сут (скв. 20) при среднем значении 432 тыс.м3/сут.
Исследования разведочных скважин отличались небольшой продолжи-тельностью. Время на продувку перед началом испытаний колебалось от од-них до трех суток, а на рабочих режимах составляло от 45-ти минут до двух часов. В результате устьевые температуры оставались невысокими. По этой причине практически во всех скважинах на режимах отмечалось образование гидратов (рисунок 3.4), а в трех скважинах 13, 14, 20 наличие на забое жид-кости, фиксируемой по характеру индикаторных кривых.
На Ярейской площади, из семи разведочных скважин, пробуренных в контуре газоносности сеноманской залежи, испытано шесть скважин (№№ 483, 489, 490, 495, 496, 497). Дебиты газа при испытании изменялись от 87 тыс.м3/сут (скв. 490) до 235 тыс.м3/сут (скв. 497) при диаметрах штуцера 8 – 14 мм. Перфорированные толщины максимально достигали 12 м (скв. 490).
В 1997 г. на момент пуска месторождения в эксплуатацию фонд дей-ствующих скважин уже значительно превышал проектный, средний дебит также был выше проектного на (183 тыс.м3/сут). Однако проектный годовой отбор достигнут не был, т.к. эксплуатация месторождения началась только в третьем квартале. За третий квартал было отобрано 0,087 млрд.м3. В 1998 г. было добыто уже 16,72 млрд.м3 газа против 18 млрд.м3, предусмотренных проектом 1999г. Причиной недостижения проектного уровня годовой добы-чи явилась практически полная остановка промысла в летние месяцы.
Высокие добывные возможности эксплуатационных скважин даже при неполном фонде обеспечили в 1999 и 2000 годах превышение фактических отборов газа над проектными на 1,23 и 0,9 млрд.м3, соответственно. Фонд скважин составил соответственно 91 и 100 шт., при проекте 92 и 104 шт. За 1999 г. было добыто 21,23 млрд.м3, за 2000 г. – 21,9 млрд.м3. В 2001 г. про-ектный отбор газа достигнут не был (20,57 млрд.м3 против 21 млрд.м3), по-скольку в третьем и четвертом кварталах фактические отборы составляли 85,5 и 97,1 % от проектного уровня. Снижение отборов связано с отсутстви-ем ДКС, ввод которой по проекту предусматривался в конце 2001 г.
Поддержание среднего значения давления в коллекторе подключения в 2002 г. на уровне 6,85 МПа позволило отобрать 21,12 млрд.м3 газа, т.е. на 0,6% выше проектного.
За три квартала 2003 г. добыто 16,92 млрд.м3 газа. Суммарный отбор газа составил 122,73 млрд.м3, или 22,2% от начальных утвержденных за-пасов газа (552,4 млрд.м3) и превышает проектный уровень на 3,34 млрд.м3 (2,8%).
Разновременный ввод в эксплуатацию кустов в совокупности с различ-ными конструкциями скважин и фильтрационными характеристиками обу-словил различный уровень накопленной добычи по ним. Наибольший сум-марный отбор газа – 7,731 млрд.м3 отмечается по кусту 11. Наименьший от 1,833 до 1,976 млрд.м3 характерен для кустов 26, 24 и 29, скважины кото-рых оснащены 114-миллиметровой лифтовой колонной.
За 2004 г. пластовое давление в зоне отбора снизилось на 0,32 МПа и составило 7,84 МПа или 80% от начального. Cогласно проекта пластовое давление должно составлять 7,95 МПа. Превышение фактического суммар-ного отбора над проектным с 2000 года обусловило пониженное текущее пластовое давление относительно проекта.
По состоянию на 01.10.2005 г. среднее пластовое давление в зоне от-бора снизилось на 2,1 МПа от начального и равняется 7,70 МПа. По отдель-ным кустам пластовое давление изменяется от 7,58 до 8,07 МПа.





2.2 Характеристика фонда скважин

Разбуривание сеноманской залежи Ямсовейского месторождения ве-лось буровыми бригадами предприятия Тюменбургаз с 1993 г., в соответ-ствии с утвержденными проектными решениями и протоколом заседания секции по разработке месторождений и эксплуатации ПХГ РАО «Газпром» № 48 р/97 от 21.11.1997 г.
Согласно первому проектному документу на месторождении преду-сматривалось бурение 92 эксплуатационных, 15 наблюдательных и двух по-глощающих скважин. Эксплуатационные скважины сгруппированы в 24 ку-ста. В 1996 г. принято решение о бурении 23 дополнительных скважин (6 ку-стов) и увеличении эксплуатационного фонда до 115 единиц. Однако в 1997 г. на основании анализа продуктивности скважин ТюменНИИгипрогазом было предложено ограничить эксплуатационный фонд 104 скважинами и ис-ключить из плана бурения 11 скважин ( кусты 37, 38 и 39).

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 прибыль в год 45291,3 тыс. руб.














ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В данной работе на основе комплексного изучения состояния эксплуатационного фонда газовых скважин и гидравлического анализа циркуляционной системы колтюбинговой установки выработаны и реализованы на практике технологические решения вопросов восстановления продуктивности 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 задача поддержания объемов добычи углеводородного сырья, охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин.
1. Изучена гидравлика циркуляционной системы колтюбинговой установки, 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 колтюбинговая технология селективной водоизоляции методом кольматации порового пространства в результате осадкообразования. Селективность водоизоляции 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, изучении конструктивных и геологических особенностей строения скважины и ПЗП.
Для дальнейшего совершенствования КРС на газовых месторождениях со сходными геологическими условиями рекомендовано спускать эксплуатационную колонну до кровли продуктивного пласта с последующим разбуриванием 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 эксплуатационного 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 организации работ по ремонту скважин.