Техника и технология проведения ПРС с применением гибких труб

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефте- и газодобывающие компании постоянно развивают новые технологии в своем нескончаемом стремлении к оптимизации скорости отбора нефти из скважин и общей добычи нефти и газа при одновременном сдерживании затрат и минимизации нежелательных воздействий на окружающую среду.

Некоторые из этих новых технологий на самом деле вовсе не новы, а просто являются новыми областями применения или улучшениями уже существующих технологий.

Гибкие трубы - это одна из тех технологий, известных на протяжении десятилетий и имевшая ограниченное применение до недавнего времени, когда интерес к ней резко возрос благодаря существенным техническим достижениям. Данная технология является одной из самых динамично развивающихся в мире. Но приоритет в области конструирования, изготовления и промышленной эксплуатации установок с колонной гибких труб принадлежит фирмам США и Канады.

Существует достаточно много терминов, означающих технологию применения длинномерной колонны труб, не имеющих резьбовых соединений и наматываемых на барабан. Это и «гибкие трубы», и «непрерывные трубы», и «безмуфтовая колонна», и «гибкие НКТ». Основным применяемым термином у нас для обозначения этого направления является русифицированная транскрипция сочетания английских слов «coiled tubing» - колтюбинг, что означает наматываемые трубы.

Роль колтюбинга как совокупности новой техники, реализующей новые технологии, трудно переоценить. Если при традиционных технологиях технические возможности машин, в основном, определяли режимы работ, то колтюбинг позволяет обеспечить условия рациональной эксплуатации месторождения, оптимальные режимы вскрытия, освоения, эксплуатации и ремонта скважин. Подобные задачи ставились и частично решались в бурении и КРС с использованием традиционных конструкций колонн, но в полном объеме они могут быть решены только сейчас.

Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление интенсивно развивается в настоящее время. Гибкие трубы позволяют проводить бурение на депрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение гибких труб для бурения дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и малодебитных скважин. Бурение гибкими трубами позволяет уже сегодня вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе - практически все забалансовые запасы углеводородов и добывать дополнительно в России до 50 млн. тонн нефти и до 30 млрд. м³ газа ежегодно.

Особенно эффективно применение гибких труб при разбуривании и эксплуатации морских месторождений.

Весьма важным при проведении любых работ в скважине является решение социальной задачи - исключается значительный объем операций, выполняемых под открытым небом в любое время года при любой погоде.

Сегодня из 50-60 известных операций, проводимых с использованием гибких труб, в России наиболее широко распространены следующие:

- ликвидация отложений парафина, гидратных и песчаных пробок в НКТ;

- обработка призабойной зоны, подача технологических растворов, специальных жидкостей (в том числе щелочных и кислотных растворов) и газов;

- спуск оборудования для проведения геофизических исследований, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах;

- установка цементных мостов;

- выполнение работ по изоляции пластов.

Область применения описываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работающих над созданием и совершенствованием оборудования, существует мнение, что нет таких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применять колонны гибких труб. Предполагают, что в ближайшее время с помощью таких установок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.

Последнее время все больше внимания уделяется экологическим вопросам. Компании при использовании колтюбинговой технологии получают возможность соблюдать более высокие требования в области экологии при проведении всех операций по ремонту скважин. В частности, это происходит за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными. Еще следует подчеркнуть, что компании в результате применения колонн гибких труб, как при ремонте, так и при проведении буровых работ получают существенный экономический эффект. С одной стороны, по стоимости работ использование колтюбинговых установок иногда оказывается более дорогим, чем применение обычных установок КРС. Но экономические преимущества обуславливаются объемами нефти, которые можно добывать за счет разницы в сроках проведения работ. Если у обычных бригад КРС уходит до 7 дней на проведение довольно простых операций, то с использованием колтюбинга это вполне удается сделать за три дня. Ориентировочно можно сказать, что эффективность применения колтюбинга оказывается на 15-20% выше стандартных методов.

Проблемы, которым посвящена эта работа, в равной степени относятся и к подземному ремонту, и к бурению, и к исследованию скважин. Общим для всех этих различных по назначению, применяемой технике и технологии операций является использование колонны гибких непрерывных металлических труб.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Уренгойское нефтегазоконденсатное месторождение по физико-географическому районированию расположено в северной части Западносибирской низменности. В административном отношении оно входит в состав Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.

Граница полярного круга проходит между УКПГ 9 и УКПГ 10. Район малонаселен. Ближайшие к г. Новый Уренгой населенные пункты: пос. Тарко-Сале, Старый Уренгой, Самбург, Тазовск, Коротчаево, Надым, Пангоды.

Территория Уренгойского месторождения представляет собой сильно заболоченную, слабовсхолмленную равнину. Характерной гидрогеологической особенностью является обилие рек, ручьев, озер, при этом судоходство возможно только по реке Пур. Реки и озера покрываются льдом в начале октября, вскрываются ото льда в середине-конце мая. Около 50% территории занимают болота, что делает ее труднопроходимой, а местами и вовсе непроходимой.

Климат резко континентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Среднезимняя температура составляет -17 С. Самые холодные месяцы года - декабрь, январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают (-45… - 55)С и часто сопровождаются сильными ветрами. Безморозный период - с середины июня до середины сентября. Самый теплый месяц - июль. Его средняя температура колеблется от +6 до +15^оС, а максимальная может достигать 40^оС. Среднегодовая температура района - (-7,5… - 8.5)^оС. Амплитуда колебаний температуры между наиболее холодными и теплыми месяцами составляет 80^оС. Мощность снежного покрова на всех рассматриваемых площадях достигает 1-2 м в понижениях рельефа. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм.

Район работ находится в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП), температура которых понижается с юга на север примерно на 1С на 100 км. На водораздельных участках температуры ММП выше в среднем на 2С и имеют величину в пределах от -2…+1,5С и до 0…+0,5С, в то время как на участках с малой мощностью снега могут быть низкие температуры (до -5С и ниже). На водоразделах образуются и существуют многочисленные надмерзлотные талики, мерзлота несливающего типа, на подошве слоя годовых теплооборотов формируются талые породы с температурой 0…+0,5С.

Криогенный фактор представляет собой сложность при освоении северных месторождений. Нарушение температурного равновесия приповерхностного слоя четвертичных отложений в результате хозяйственной деятельности сопровождается рядом негативных явлений - термокарста, криогенного пучения, выводящих из строя несущие фундаменты сооружений, свайные опоры, трубопроводы.

Возможны осложнения в процессе бурения, например, замерзание промывочной жидкости в скважине, а также протаивание и потеря связности в рыхлых породах с образованием значительных по объему каверн. В процессе эксплуатации скважин отмечается образование гидратных пробок, забивающих скважинное оборудование.

Таким образом, территория Уренгойского месторождения характеризуется неустойчивостью термодинамического равновесия геологической среды, обусловленной существованием многолетнемерзлых пород.

Сообщение с участком работ осуществляется дорожным, воздушным и водным путем (из Салехарда через Обскую губу суда поднимаются вверх по течению реки Пур). По территории проложены автомобильная и железная дорога (пассажирское и грузовое движение от г. Тюмени до г. Новый Уренгой и п. Ямбург). Автомобильная дорога между п. Коротчаево и п. Пурпе находится на стадии строительства, зимой на этом участке широко используется зимник.

Непосредственно на Уренгойском месторождении ведется добыча газа, конденсата и нефти из сеноманских и валанжинских отложений.

Район работ приравнивается к 4 категории трудности.

1.2 Стратиграфия

Геологическое строение Уренгойского месторождения представлено породами палеозойского складчатого фрагмента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенного мезозойского кайнозойского осадочного комплекса.

Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений приводится по материалам региональной стратиграфической схемы мезозойских отложений Западносибирской равнины

В разрезе платформенных отложений прослеживаются все ярусы от юры до палеогена.

Палеозойский фундамент

На Уренгойской площади сверхглубокой скважиной СГ-6 отложения палеозойского фундамента вскрыты на глубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизованными аргиллитами и алевролитами.

Юрская система представлена тремя отделами: нижним, средним, верхним. Тюменская свита представляет собой мощную толщу прибрежно-континентальных отложений литологически состоящих из крайне неравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.

Абаланская свита литологически делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита толщиной от 49 до 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов, верхняя - аргиллитами.

Баженовская свита толщиной от 9 до 26 м представлена аргиллитами.

Меловая система

Отложения меловой системы представлены всеми ярусами нижнего и верхнего отделов. Объединяются в три надгоризонта:

- зареченский (берриас, валанжин, готерив, баррем, нижняя часть апта);

- покурский (верхняя часть апта, альб, сеноман);

- дербышинский (турон, коньяк, сантон, кампан, маастрихт).

В основании меловых отложений залегает сортымская свита (ранее мегионская) (K₁br-v), которая включает в себя в нижней части ачимовскую толщу, выше мощную (до 700 м) преимущественно глинистую толщу, ранее называемую очимкинской и песчано-алевролитово-глинистую (ранее южно-балыкская).

Ачимовская толща содержит в своем составе песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, часто известковистые, с прослоями песчано-алевролитовых и глинистых пород. По текстуре песчаники однородные или горизонтально-слоистые за счет прослоек глинистого материала и углистого детрита. Аргиллиты темно-серые, слюдистые, крепкие, горизонтально-слоистые. Общая толщина ачимовской толщи составляет 43 - 167 м. К отложениям ачимовской толщи на Восточно- и Ново-Уренгойском месторождениях приурочены продуктивные пласты Ач₁ - Ач₆, имеющие локальное распространение и содержащие газ, конденсат и нефть.

Для вышележащей толщи характерны глины аргиллитоподобные, серые, темно-серые, тонко отмученные и алевритовые, с разнообразными типами слоистости, с невыдержанными прослоями песчаников.

Из песчаных пластов, залегающих в этой части разреза, на рассматриваемой площади продуктивны БУ₁₆ и БУ₁₇.

Верхняя часть сортымской свиты сложена песчаниками серыми, с прослоями глин аргиллитоподобных, серых, темно-серых, тонко отмученных и алевритовых, разнообразно слоистых. Характерен обугленный растительный детрит, скопление криноидей. Толщина этой части свиты достигает 100 м.

На собственно Уренгойском месторождении в разрезе верхней части свиты выделяются основные продуктивные пласты - БУ₁₀ и БУ₁₁.

В кровле сортымской свиты залегает глинистая чеускинская пачка, представленная глинами аргиллитоподобными серыми, темно-серыми, тонкоотмученными и алевритовыми, с единичными пластами песчаников. Толщина чеускинской пачки составляет 19 - 47 м.

Тангаловская свита, известная ранее под именем вартовской, (K₁h+K₁b+K₁a) делится на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижнетангаловская подсвита состоит из глин серых, иногда аргиллитоподобных, чередующихся с песчаниками и алевролитами. Характерен обугленный растительный детрит, обрывки растений, корневидные растительные остатки. К этой подсвите на собственно Уренгойском месторождении приурочены продуктивные пласты БУ₈ - БУ₉. Толщина подсвиты составляет 131 - 215 м.

Перекрывается нижнетангаловская подсвита хорошо выдержанной по всей площади месторождения пачкой «шоколадных» глин. Глины с прослоями серых и темно-серых разностей, оскольчатые. Толщина 8-15 м.

Среднетангаловская подсвита представлена песчаниками серыми, с прослоями серых глин, иногда слабо комковатых. Толщина 181 - 336 м.

Заканчивается среднетангаловская подсвита пимской пачкой глин серых, аргиллитоподобных, с прослоями песчаников толщиной 27 - 67 м.

Верхнетангаловская подсвита представлена песчаниками и алевролитами серыми, иногда зеленовато-серыми, изредка комковатыми, с единичными зеркалами скольжения. Отмечаются редкие прослои аргиллитоподобных глин. Характерен обугленный растительный детрит, остатки флоры, единичные фораминиферы. В составе подсвиты выделяются шесть песчаных пластов. Толщина подсвиты 250 - 400 м.

Покурская свита (K₁a+K₁al+K₁s) условно разделяются на 3 части в соответствии с ярусами.

В пределах аптского яруса она представлена песчаниками светло-серыми, реже серыми, в отдельных прослоях с зеленоватым оттенком, часто каолинизированными, которые чередуются в сочетании с глинами, алевролитами темно-серыми. Толщина до 200 м.

Альбский ярус нижнего мела представлен крупными пачками глин, глинистых алевролитов, иногда углистых, преимущественно темно-серого цвета в единичных прослоях с зеленоватым, буроватым оттенком, чередующимися в сложном сочетании с песчаниками серыми и светло-серыми, иногда каолинизированными, с окатышами глин в основании отдельных пластов. Породы преимущественно горизонтально-слоистые. Характерен растительный детрит, остатки растений, сидерит, единичные пласты бурых углей. Толщина достигает 380 м.

В пределах сеноманского яруса верхнего мела в составе покурской свиты распространены пески уплотненные, песчаники серые, мелко зернистые, слабо сцементированные, глины алевритистые, темно-серые до серых, нередко углистые. Характерен растительный детрит, обрывки растений. Толщина 300 - 350 м.

Туронский ярус верхнемелового отдела представлен отложениями кузнецовской свиты (K₂t), которая сложена глинами темно-серыми до черных, слабо битуминозными, алевритистыми, мощностью 20 - 40 м.

Коньякский, сантонский и кампанский ярусы объединяются в березовскую свиту (K₂k+K₂st+K₂km), в подошве которой залегают песчано-алевролитовые породы, встречаются кремнистые разности. Верхняя часть березовской свиты сложена преимущественно глинистыми породами. Толщина свиты составляет 150-250 м.

В пределах маастрихтского яруса верхнего мела и датского яруса палеогеновой системы выделяется ганькинская свита (K₂m+P₁d), сложенная глинами и песчано-алевритовыми породами с преобладанием глин в подошве свиты. Толщина свиты 250 - 350 м.

Палеогеновая система

В разрезе палеогена выделяются отложения тибейсалинской, люлинворской, юрковской свит и корликовской толщи.

В нижней части тибейсалинская свита (Р₁) сложена глинами серыми и темно-серыми, слюдистыми с маломощными прослоями песчаников и алевролитов, а в верхней - преимущественно алеврито-песчаными породами. Толщина свиты изменяется от 180 до 320 м. Люлинворская свита (Р₂) подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты и сложена глинами опоковидными, алевритистыми с прослоями диатомитовых глин. Толщина свиты 150 - 200 м.

Юрковская свита (Р₂ - Р₃) (ранее чеганская) представлена песками светло-серыми разнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Встречаются прослои бурого угля. Общая толщина юрковской свиты достигает 100 м.

Корликовская толща (Р₃) (ранее атлымская) объединяет песчаные отложения континентального генезиса. Породы представлены песками белыми и светло-серыми, плохо отсортированными с линзами гравелитов. Характерно обилие каолина в виде заполнителя гнезд, линзообразных прослоев и окатышей. Толщина достигает 100 м.

Четвертичные отложения (Q)

Разрез четвертичных отложений представлен песками, глинами, супесями с включениями гравия и галек, а также древесно-растительных остатков. В верхнем деятельном слое установлены отложения торфяных болот. Толщина четвертичных отложений варьируется от 18 до 50 м.

1.3 Тектоника

Западносибирская плита является частью молодой платформы и характеризуется трехъярусным строением: кристаллический фундамент промежуточный комплекс осадочный чехол.

Нижний этап сформировался в допалеозойское и палеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной платформы. Отложения этого возраста составляют складчатый фундамент, тектоническое строение которого в северной части плиты изучено в настоящее время достаточно подробно.

Средний структурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся в парагеосинклинальных условиях в пермо-триасовое время. От отложений фундамента эти отложения отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. В пределах Уренгойского месторождения пермо-триасовый комплекс не вскрыт.

Верхний структурно-тектонический этаж типичный платформенный, сформировавшийся в условиях длительного погружения территории.

Уренгойское месторождение приурочено к структуре первого порядка Нижне-Пурскому мегавалу. На севере мегавал граничит с Хадуттейской впадиной, на востоке - с Нижне-Пурским мегапрогибом, на западе - с Песцовой мегаседловиной и Нерутинской впадиной, на юге - Средне-Пурским и Пякупурским мегапрогибами. К Нижне-Пурскому мегавалу приурочены структуры второго порядка: Пырейное куполовидное поднятие, Центрально-Уренгойский вал.

Центральный Уренгойский вал осложнен следующими локальными поднятиями, принятыми при подсчете запасов структурным зонам:

- Северо-Уренгойское Северному куполу (СК),

- Центрально-Уренгойское I и II поднятия Центральной приподнятой зоне (ЦПЗ),

- Уренгойское локальное поднятие Южному куполу (ЮК).

Северо-Уренгойское локальное поднятие (СК) имеет изометрическую форму, северо-северо-западное простирание, размеры по изогипсе - 2050 м составляют 26,0*9,0 км с амплитудой 80 м. Углы наклона крыльев не превышают 130'. Это поднятие является наиболее приподнятой частью Уренгойского вала.

Центрально-Уренгойскому поднятию I (север ЦПЗ) соответствует участок скважин 104-108-120 с размерами по изогипсе - 2600 м, 9,5*7,0 км с амплитудой 35 м.

Центрально-Уренгойскому поднятию II (юг ЦПЗ) соответствует участок, прилегающий к скважине 58, по изогипсе - 2600 м размеры составляют 12,0*4,7 км с амплитудой 30 м. Оба поднятия имеют меридиональное простирание.

Уренгойское локальное поднятие (ЮК) вытянуто в региональном направлении, по форме оно близко к овальной, по изогипсе - 2625 м размеры составляют 19,0*9,0 км и амплитуду 60 м.

На структурных картах по кровлям коллекторов пластов БУ₈ БУ₁₄ сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте - по отражающему сейсмическому горизонту Б₂ и кровле пласта БУ₈⁰, что подтверждает унаследованный характер структурного плана.

Формирование современного структурного плана тесно связано с предшествующим мезозойским этапом платформенного тектогенеза и является непосредственным продолжением последнего.

По сейсмическому отражающему горизонту «Б» (верхняя юра) в наиболее изученной части рассматриваемой территории, т.е. Уренгойского вала выделяется трахиантиклинальная складка платформенного типа, которая в контуре замыкающей изогипсы» - 3950 м» и состоит из двух крупных поднятий: Центрально-Уренгойского вала и Уренгойского куполовидного поднятия. Центрально-Уренгойский вал замыкается изогипсой» - 3900 м» и представляет собой систему из трех кулисообразно сочленяющихся структур третьего порядка: северной Северо-Уренгойской, средней Ен-Яхинской, южной Центрально-Уренгойской. Ось Центрально-Уренгойской структуры отклоняется в юго-восточном направлении. Размеры Северо-Уренгойского поднятия 10*5 км, амплитуда - 50 м, Ен-Яхинского 18*13 км, амплитуда - 125 м, Центрально-Уренгойского 27*10 км, амплитуда - 135 м. Размеры Уренгойского куполовидного поднятия по замыкающей изогипсе » - 3830 м» 19*10 км, амплитуда - 100 м.

Ен-Яхинское поднятие по сейсмическому отражающему горизонту «В» замыкается изогипсой» - 3000 м». В контуре этой изогипсы поднятие осложнено несколькими небольшими куполами, структурными носами и заливами. Размер куполов от 5*5 км до 7*9 км. Свод поднятия смещен к западу, где пробурены скважины 51, 141, 143. Поэтому же горизонту совместно с Ен-Яхинским куполовидным поднятием изогипсой» - 3100 м» оконтуривается Песцовое куполовидное поднятие (изогипсой» - 3000 м»). Песцовое поднятие представляет собой антиклинальную складку размером 22*15 км, амплитудой более 100 м.

По сейсмическому отражающему горизонту «С» (сеноман) Уренгойское куполовидное поднятие, Центрально-Уренгойский вал, Ен-Яхинское куполовидное поднятие, Песцовое куполовидное поднятие оконтуривается единой сейсмоизогипсой «-1040 м». Сейсмоизогипса» - 1040 м» как бы смыкается севернее Центрально-Уренгойского вала, оставляя небольшой, шириной около 4 км, перешеек для сочленения с Ен-Яхинским поднятием, расположенным севернее скв. 54 и 59.

В пределах сейсмоизогипсы «- 1040 м» Ен-Яхинское поднятие имеет размеры 40*57 км. Оно имеет более пологое строение, осложнено большим количеством куполов, наиболее высокие из которых замыкаются сейсмоизогипсой» - 940 м». Конфигурация поднятия по изогипсе» - 1040 м» имеет очень изрезанный рельеф, с большим количеством структурных осложнений. Углы падения пластов на всех бортах Ен-Яхинского поднятия изменяются от 40' до 1°12'. На западном склоне Ен-Яхинского поднятия сейсмоизогипсы «-1040 м» размыкается в сторону Песцового поднятия. Имеющийся фактический материал позволяет говорить о том, что Песцовое поднятие также оконтуривается сейсмоизогипсой» - 1040 м».

Замыкающая изогипса для Уренгойского месторождения проходит на отметке «-1200 м». В пределах этой изогипсы длина залежи 180 км при ширине от 15 до 37 км. Изменение крутизны крыльев возрастает в северном направлении. Углы падения меняются на западном крыле от 1° до 3°48' и на восточном - от 1° до 1°36'. В этом же направлении возрастают и амплитуды локальных поднятий.

В тектоническом отношении залежи углеводородов в неокоме приурочены к структуре I порядка Нижнепуровского мегавала. Анализ временных сейсмических разрезов отложений осадочного чехла на территории Уренгойского месторождения предполагает наличие разрывных тектонических нарушений в пределах поля нефтегазоносности. В качестве сейсмической основы использована структурная карта по отражающему горизонту В₂, который условно сопоставляется с кровлей пласта БУ₈⁰. По кровле БУ₈⁰ Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размером по изогипсе - 2650 м 92,3 на 10,5 км с амплитудой 108 м. Размеры южного купола по замыкающей изогипсе - 2625 м составляет 19 на 9 км, амплитуда - 60 м. На структурных картах по кровле БУ₈ - БУ₁₄ сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте по отражающему горизонту В₂ и кровле пласта БУ₈⁰.

1.4 Нефтегазоносность

Под 400-метровым слоем вечной мерзлоты располагаются три этажа нефтегазоносности:

Первый - сеноманский газовый горизонт, который является наиболее крупным и играет более важную роль в экономике России. Так, из всего фонда 2400 скважин УНГКМ 1400 пробурены на сеноман для добычи газа.

По контуру охватывает три структуры: Уренгойский вал, Песцовое и Ен-Яхинское поднятия. Эту залежь отделяет от поверхности Земли немногим более тысячи метров. Начальное пластовое давление газа 122 атмосферы, а температура +31 С. В составе пластового газа преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайне малы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа. Отложения характеризуются исключительно благоприятными условиями для накопления и сохранения крупных залежей газа. Песчано-алевролитовые коллекторы сеномана отличаются высокими емкостными свойствами: открытая пористость их 26-34%, проницаемость нередко достигает 3000-6000 мД, составляя в среднем 1000-1500 мД. Это и обусловливает очень высокие дебиты газа из сеноманских отложений.

Второй - нефтегазоконденсатные залежи нижнего мела, залегают на Уренгойской, Ен-Яхинской, Песцовой, Северо-Уренгойской площадях на глубинах 1700-3340 метров. В нем выделяют до 17 нефтегазоконденсатных пластов. Газа тут уже не так много, как в верхнем ярусе, зато очень много жидких углеводородов - нефти и конденсата. B нижнемеловых отложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в том числе 7 c нефтяными оторочками. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов c резкой литологической изменчивостью.

При этом на долю коллекторов приходится 50-70%, на долю глин - 25-50%. Глинистые прослои не выдержаны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовых коллекторов являются гидродинамически взаимосвязанными. Они отличаются высокими емкостными свойствами.

Давление не в пример «первому» этажу достаточно высокое - около 300 атмосфер, да и температура до +97 С. На одной из скважин в этих отложениях получен необычный результат: суточный дебит составил около полумиллиона кубометров газа и более 200 тонн конденсата. Он содержит этан, пропан, бутан. Эффективная мощность коллекторов 1,6-69,2 м, мощность глинистых прослоев 2-45 м. Высота залежей до 160 м.

Перспективы третьего этажа (нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры) растут по мере его дальнейшего изучения. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему, четвертому, этажу газоносности - триас-полеозойскому.

1.5 Физико-химические свойства флюидов, насыщающих продуктивные горизонты

Газы сеноманских залежей всех известных месторождений однотипного состава. Они почти нацело состоят из метана (98-99,6%) и отличаются ничтожным содержанием тяжелых углеводородов (0,1-0,3%). Из неуглеводородных компонентов отмечены углекислота (0,5-1,2%) и азот (0,1-0,4%). По большинству месторождений конденсат практически отсутствует.

Газы валанжинской залежи характеризуются, наоборот, значительным количеством тяжелых углеводородов (до 9,5%) и содержанием метана до 88,5%. Нефть месторождения легкая, ее плотность 766-799 кг/м³. Содержание серы до 0,06%, парафина 2,87%, смол 0,88%.

1.6 Конструкция скважины

Колонна	Диаметр колонны, мм	Интервал спуска колонны, м	Подъём цемента за колонной, м
Направление	426	0 - 105	до устья
Кондуктор	324	0 - 570	до устья
Э/колонна	219	0 - 1248	до устья

2. Расчетно-техническая часть

2.1 Техника для проведения подземного ремонта скважин с применением гибких труб

К настоящему времени сформировалось несколько определенных и отличающихся друг от друга направлений в проектировании и изготовлении комплексов оборудования для работы с использованием колонны гибких труб. Под термином «комплекс» в дальнейшем будем подразумевать набор оборудования, позволяющий выполнять все технологические операции при подземном ремонте скважин с применением КГТ. К ним относятся:

транспортные операции по доставке оборудования на место проведения работ;

спуск и подъем колонны гибких труб;

подготовка технологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, - доставка жидкости, ее подогрев и т.д.;

собственно подземный ремонт - промывка пробок, сбивка клапана. К этой же группе операций относится и закачка жидкости в скважину;

операции по восстановлению свойств технологической жидкости, использованной в процессе подземного ремонта, - дегазация, очистка и подогрев. При определенной организации работ эта группа операций может не выполняться.

В строгом смысле слова термину «комплекс» удовлетворяет не все оборудование. Например, машины, поставленные фирмами «Hydra Rig», «Dreco», «Stewart & Stevenson», а также в достаточной степени, отечественная установка «Скорпион» представляют собой комплексы, поскольку они обеспечивают проведение операций и с гибкой трубой, и с технологической жидкостью. А установки, выпускаемые заводом «Рудгормаш», фирмой «Коннас», и другие позволяют осуществлять работу только с колонной гибких труб. Поэтому при использовании их во время подземного ремонта скважин необходимо дополнительно иметь насосный агрегат для технологической жидкости, передвижные парогенераторные установки для подачи тепла в емкость для хранения, нагрева и дегазации жидкости.

Несмотря на сложность и значительные габариты оборудования для обеспечения подачи технологической жидкости, его основные компоненты не являются принципиально новыми, и поэтому не требуется поиска иных конструктивных решений. Основные проблемы при создании комплекса агрегатов связаны с разработкой оборудования для использования колонны гибких труб.

Все элементы, входящие в комплекс рассматриваемого оборудования, выполняются мобильными. Отличаются они лишь количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспортных средств, используемых для их перемещения, и компоновками основных узлов на последних. Столь пристальное внимание к средствам транспортирования обусловлено тем, что именно они в значительной степени определяют общую компоновку машин и их основные показатели.

Рассмотрим наиболее характерные и достаточно хорошо отработанные в настоящее время конструктивные решения.

2.2 Агрегаты капитального и подземного ремонта скважин с применением гибких труб

2.2.1 Комплекс оборудования, размещенный на двух специализированных транспортных средствах

Наиболее типичным из описываемых комплексов является оборудование фирмы «Dreco». Оно представляет собой два агрегата, один из которых осуществляет операции с трубой, второй обеспечивает подачу технологической жидкости.

Агрегат, обеспечивающий работу с КГТ (рис. 1), смонтирован на специализированном шасси с формулой «10 10». Оно включает два передних и три задних моста, которые все являются ведущими. В конструкции используют серийно изготавливаемые мосты, установленные на раму, специально спроектированную для данного агрегата. Для перемещения последнего и привода его механизмов во время работы служит дизельный двигатель, расположенный за кабиной водителя. Крутящий момент от двигателя передается карданным валом к раздаточной коробке, находящейся в средней части рамы, а от нее - к группе передних и задних мостов. Над двигателем смонтирована кабина управления агрегатом, которая может перемещаться вертикально по специальным направляющим на высоту около 1 м.

Рис. 1. Агрегат для работы с колонной гибких труб фирмы «Dreco»: 1 - кабина водителя; 2 - силовой агрегат; 3 - кабина оператора; 4 - барабан с КГТ; 5 - катушки с гибкими шлангами; 6 - направляющая дуга; 7 - транспортер; 8 - монтажное устройство; 9 - задняя тележка шасси; 10 - раздаточная коробка шасси; 11 - передняя тележка шасси

В средней части рамы агрегата находится барабан с колонной гибких труб, на нем смонтирован укладчик трубы. В кормовой части агрегата установлен гидроприводной манипулятор, предусмотрено место для перевозки транспортера, превентора и инструментов. Рядом с ними располагается катушка с гибкими трубопроводами, служащими для соединения транспортера с агрегатом. Последний в рабочем положении на скважине опирается на четыре гидравлических домкрата. Для обслуживания оборудования агрегат имеет удобные лестницы и трапы, позволяющие безопасно перемещаться и работать на нем.

Агрегат, обеспечивающий нагрев и закачивание технологической жидкости, показан на рис. 2. Его оборудование смонтировано на специализированном автошасси с формулой «6 4», конструкция кабины управления которого аналогична применяемой в агрегате для работы с колонной гибких труб. И так же за кабиной водителя расположен двигатель. Кабина для обслуживающего персонала здесь отсутствует, а управление узлами агрегата осуществляется со специального пульта, расположенного в средней части установки. На агрегате имеется печь для нагрева технологической жидкости, насос для закачивания ее в колонну гибких труб, емкость для хранения, топливные баки и контрольно-измерительная аппаратура.

Рис. 2. Агрегат для подготовки и закачки технологической жидкости фирмы «Dreco»: 1 - кабина водителя; 2 - силовой агрегат; 3 - нагреватель; 4 - плунжерный насос для нагнетания технологической жидкости; 5 - емкость для технологической жидкости

Нагретая жидкость подается от насоса к агрегату с КГТ по металлическому трубопроводу, снабженному быстроразъемными соединениями.

Необходимо отметить, что кабины управления транспортными базами не только описанного оборудования, но и всех других импортных агрегатов хорошо спроектированы. Они удобны при управлении машинами в дорожных условиях и обеспечивают достаточный обзор в рабочем положении при установке их на скважинах. Основным недостатком рассматриваемого комплекса является ограниченная проходимость, обусловленная, прежде всего малым диаметром колес шасси. Для полноты обзора конструкций агрегатов следует отметить, что существуют различные варианты размещения комплекса оборудования на транспортном средстве и его прицепе, один из которых представлен на рис. 3.

Они интересны тем, что кабина оператора располагается в кормовой части за барабаном. При этом оператор имеет хороший обзор устьевого оборудования, однако наблюдение за процессом намотки трубы на барабан затруднено.

Рис. 3. Размещение комплекса оборудования на автомобильном шасси и прицепе: 1 - кабина водителя; 2 - барабан с колонной гибких труб; 3 - укладчик КГТ; 4 - кабина оператора; 5 - рама агрегата; 6 - направляющая дуга; 7 - транспортер; 8 - механизм установки транспортера в рабочее положение; 9 - насос для нагнетания технологической жидкости

2.2.2 Агрегаты, смонтированные на серийных автомобильных шасси

Использование оригинальных либо изготавливаемых малыми сериями шасси приводит к существенному удорожанию агрегата и оправдано лишь в тех случаях, когда стандартное серийное шасси не обеспечивает заданных требований по грузоподъемности или габаритам. В то же время применение серийных образцов, хотя и приводит к удешевлению транспортной базы в 5 - 7 раз по сравнению с оригинальными конструкциями, создает ряд трудностей при проектировании агрегата. В первую очередь к ним относится обеспечение необходимых транспортных габаритов установки и распределения нагрузки на колеса. Кроме того, приходится планировать мощности, потребляемые отдельными узлами, и режимы их работы в соответствии с мощностью, которую можно отбирать от ходового двигателя.

Как правило, для описываемых агрегатов используют автомобильные шасси «КамАЗ» и «УралАЗ», обладающие грузоподъемностью не менее 12 т и имеющие достаточно длинную раму. Достаточно широко для монтажа нефтепромыслового оборудования применяются автошасси «КрАЗ». Однако к их отдельным недостаткам в настоящее время прибавилась и сложность поставки машин и запасных частей к ним, поскольку завод-изготовитель находится в ближнем зарубежье.

Наиболее характерными конструкциями с использованием различных решений являются следующие агрегаты: КПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш», и «Скорпион», выпускаемый заводом «Брянский Арсенал».

Агрегат КПРС имеет традиционную компоновку. Кабина оператора расположена за кабиной водителя, барабан с колонной гибких труб - в средней части шасси, а в кормовой его части - транспортер и устройство для монтажа-демонтажа.



Рис. 4. Агрегат КПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш», в транспортном положении: 1 - кабина оператора; 2 - укладчик гибкой трубы; 3 - барабан с КГТ; 4 - механизм установки транспортера в рабочее положение; 5 - направляющая дуга; 6 - транспортер; 7 - автомобильное шасси; 8 - рама агрегата

В этой конструкции манипулятор для проведения монтажных работ выполнен в виде рычажного механизма, несущего транспортер.

Кабина управления агрегатом жестко закреплена на раме шасси. Ниже нее располагаются коробка отбора мощности от ходового двигателя и гидропривод.

В рабочем положении агрегата на скважине рессоры задней тележки автошасси разгружаются посредством двух гидравлических домкратов.

Компоновка агрегата «Скорпион» отличается от традиционной. В этой конструкции ось барабана для колонны гибких труб расположена вдоль оси автомобильного шасси, кабина оператора в транспортном положении размещена за кабиной водителя, но в рабочем положении она поворачивается на кронштейне относительно вертикальной оси. При этом справа от оператора находится устье.



Рис. 5. Агрегат «Скорпион» в транспортном положении: 1 - герметизатор устья; 2 - транспортер; 3 - монтажное устройство; 4 - барабан; 5 - укладчик КГТ; 6 - направляющая дуга; 7 - колонна гибких труб; 8 - кабина оператора в транспортном положении; 9 - автомобильное шасси; 10 - раздаточный редуктор насосов гидропривода; 11 - винтовые насосы для подачи технологической жидкости; 12 - рама агрегата

Для монтажа транспортера на устье скважины используют мачту, в верхней части которой расположена направляющая для гибкой трубы. Транспортер с герметизатором устья в транспортном положении располагается на мачте.

В кормовой части агрегата имеется емкость для хранения технологической жидкости с теплообменником для подачи пара, а вдоль левого борта (по ходу автомобиля) размещены два винтовых насоса для нагнетания жидкости. Два последних узла позволяют говорить о данном агрегате как о комплексе, обеспечивающем не только перемещение колонны гибких труб, но и закачивание технологической жидкости. В обоих рассмотренных агрегатах ходовой двигатель используют в качестве приводного при работе на скважине. Для более полного представления на рис. 6 показаны возможные компоновки агрегатов, смонтированных на автомобильных шасси.

Рис. 6. Компоновки агрегатов на автомобильном шасси: Местоположение кабины оператора: а - за кабиной водителя, б - на корме агрегата, в-между барабаном для КГТ и транспортером; 1 - кабина водителя; 2 - кабина оператора; 3 - барабан с КГТ; 4 - укладчик трубы; 5 - транспортер; 6 - механизм установки транспортера в рабочее положение

Следует сказать и о колтюбинговой установке подземного и капитального ремонта скважин УРАН-20.1. Тяговое усилие инжектора установки 15 т, емкость барабана для БДТ 38,1 мм - до 2600 м, допустимое давление в скважине до 35 МПа.

Техника заслужила высокие оценки специалистов, зарекомендовав себя как надежный высокотехнологичный комплекс оборудования. Установки «УРАН» могут работать на скважинах всех типов: условно-вертикальных, наклоннонаправленных, горизонтальных.

Рис. 7. Агрегат «Уран 20.1» в транспортном положении: 1 - кабина водителя; 2 - блок гидросистемы; 3 - кабина оператора; 4 - барабан с КГТ; 5 - транспортер КГТ; 6 - дуга направляющая; 7 - гидроманипулятор

Хорошие эксплуатационные показатели и технические характеристики позволили заводу ОАО «Первомайскхиммаш» стать официальным поставщиком колтюбинговых установок для ОАО «Роснефть», ОАО «Газпром».

В настоящее время разработаны колтюбинговые установки нового поколения «УРАН-20.2», «УРАН-20.21» с тяговым усилием инжектора до 30 т, и емкостью барабана для ДБТ 38,1 мм - до 5 000 м. Данные установки рассчитаны для работы на скважине с давлением до 70 МПа.

Монтаж с установкой ПВО и механизма подачи, или демонтаж установки занимают не более двух часов. Рациональная компоновка оборудования позволяет проводить спускоподъемные операции без непосредственного контакта с фонтанной арматурой. Разгрузка устья скважин от веса монтируемого оборудования на четыре опорные стойки, регулируемые по высоте.

Применена импортная гидроаппаратура. Применение высокомоментных импортных гидромоторов «Danfos» упрощает конструкцию редукторов, приводов. Разводка гидросистемы выполнена в виде стальных трубопроводов, что повышает ее надежность. Большой объем гидробака (700 л) обеспечивает стабильную температуру масла в системе. Применено раздельное питание гидролиний, основных систем установки, каждой от своего насоса насосной станции.

Конструкция герметизатора позволяет вести присоединение различного инструмента (насадки, наконечники), обратных клапанов без разборки герметизатора; производить замену сальника, не вынимая БДТ из инжектора (разъемный сальник), и вести визуальное наблюдение за БДТ между инжектором и фонтанной арматурой.

Комплектуется вспомогательным оборудованием: насадками размывочными, втулками для ремонта трубы, приспособлениями для ремонта и фиксации БДТ.

Большой запас по производительности насосов насосной установки, применены аксиально-поршневые насосы отечественного производства. Применена электронная система контроля параметров техпроцесса с возможностью фиксации параметров в запоминающем устройстве и наличие дублирующего механического счетчика метража трубы. Мощная система освещения обеспечивает возможность выполнения работ в ночное время суток и позволяет освещать установку, устье скважины и дополнительное оборудование.

Наличие лестниц и площадок с ограждениями позволяет безопасно проводить работы по монтажу и демонтажу оборудования при высоте фонтанной арматуры до 5 м.

2.2.3 Агрегаты, смонтированные на прицепах (полуприцепах)

Монтаж оборудования агрегата на прицепе (типа трейлера) позволяет значительно сократить долю стоимости транспортной базы в общем балансе стоимости агрегата, значительно упростить компоновку последнего, обеспечить реализацию необходимых параметров при меньших весовых и габаритных ограничениях. Такие фирмы, как «Dowell», «Newco Well Service Ltd.», применяют подобные решения. В этом случае привод агрегата осуществляют от палубного двигателя.

2.3 Оборудование устья скважины

Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колонны гибких труб содержит (рис. 9) эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважине. Это может быть фонтанная арматура, эксплуатационная арматура установки электроцентробежного насоса, арматура нагнетательной скважины, штанговая скважинная установка с эксцентричной шайбой.

В первых трех случаях на фланце верхней стволовой задвижки монтируют четырехсекционный превентор, входящий в состав комплекса оборудования. Превентор должен обеспечивать свободный пропуск колонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийной ситуации он либо герметизирует полость колон-

В рассматриваемых комплексах оборудования используют плашечные превенторы с механическим или гидравлическим приводом. При этом конструкции исполнительной части превенторов - корпуса и плашки - практически идентичны. Предпочтительнее применять превенторы с гидравлическим приводом, поскольку ручное управление штурвалами бывает затруднено при высокой эксплуатационной устьевой верхний фланец последней арматуре. Нередки случаи, когда для нефтяной скважины находится на высоте 1,5-2 м, а газовой - на высоте 3-4 м. Однако использование комбинированных приводов - ручного и гидравлического - повышает комфортность управления агрегатом.

На верхнем фланце превентора монтируют герметизатор. Основное назначение герметизатора - это изоляция внутренней полости скважины и колонны лифтовых труб от внешней среды, исключение утечек в зазоре между его корпусом и поверхностью гибких труб. Он должен обеспечивать герметичность, как в штатном режиме работы агрегата, так и при отказе или остановки каких-либо систем.

Герметизатор выполняют в виде контактного уплотнения с использованием в качестве уплотнительного элемента 6 втулки из эластомера. Материалом для создания герметизатора служит маслобензоизносостойкая резина или полиуретан. Уплотнение осуществляют с принудительным поджимом к уплотняемой поверхности, для чего используют гидравлический привод, которым управляют из кабины оператора агрегата. В процессе работы в зависимости от положения штока цилиндра гидропривода уплотнительный элемент может обеспечивать гарантированный зазор или плотное прижатие к поверхности гибкой трубы. Уплотнительный элемент является специфическим узлом, применяемым только для агрегатов ПРС. Поэтому расчет его основных элементов в технической литературе практически не освещен.

Над герметизатором устанавливают устройство, обеспечивающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх или вниз. В отечественной технической литературе это устройство называют транспортером, а в англоязычной - инжектором или инжекционной головкой.

Он должен обеспечивать надежное перемещение колонны гибких труб в заданном диапазоне без проскальзывания рабочих элементов и повреждений наружной поверхности трубы и ее геометрии.

К настоящему времени сложились два направления в конструировании транспортеров - с одной и двумя тяговыми цепями, снабженными плашками, взаимодействующими с колонной гибких труб. Плашки прижимаются к гибкой трубе с помощью гидравлических цилиндров. Кроме того, из патентной и технической литературы известны и другие конструкции транспортеров, однако они представляют интерес только как образцы развития технической мысли конструкторов.

При наличии каких-либо дефектов гибкой трубы (например, местное смятие, вспучивание, нарушение правильной геометрии) отклоняется от своего нормального положения плашка, контактирующая с поверхностью трубы в этой зоне.

Необходимый закон изменения тягового усилия по длине контакта плашек с трубой устанавливается регуляторами давления 6 и изменениями диаметров цилиндров 10.

В агрегатах для работы с колонной гибких труб реализуют обычно два направления оформления узлов крепления транспортера в рабочем положении.

Как правило, эту опору снабжают растяжками, которые крепят к установленным в грунте якорям. В ряде конструкций агрегатов транспортер дополнительно удерживается в верхней части посредством монтажного устройства, обеспечивающего его установку. И дополнительное крепление в верхней части, и растяжки служат для восприятия горизонтальных составляющих усилий при перемещении трубы в периоды спуска или подъема.

Опора транспортера должна иметь достаточную высоту, чтобы обеспечить установку этого узла над фонтанной арматурой, превентором и уплотнительным элементом устья.

Преимущество подобной системы заключается в практически полной разгрузке устья скважины от поперечных усилий, возникающих при операциях монтажа-демонтажа оборудования и действии агрегата. Это особенно важно при работе с «высокими» устьями, на которых даже незначительные поперечные усилия приводят к появлению больших изгибающих моментов, воздействующих на элементы устьевого оборудования.

Использование опоры транспортера позволяет разгрузить устье от вертикальных сил, обусловленных собственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб, спущенных в скважину.

Второе решение предусматривает монтаж транспортера непосредственно на герметизатор устья (рис. 13).Использование опоры транспортера позволяет разгрузить устье от вертикальных сил, обусловленных собственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб, спущенных в скважину.

К недостаткам следует отнести необходимость хотя и в простом, но дополнительном узле - опоре, которую нужно собирать и устанавливать на устье скважины перед монтажом транспортера. В данной конструкции агрегата монтаж-демонтаж осуществляют с помощью манипулятора, к которому жестко присоединен транспортер. При работе агрегата штоки гидроцилиндров, перемещающих манипулятора, фиксируются, что обеспечивает жесткую связь транспортера с установкой.

Преимуществом данного технического решения является комплексное использование манипулятора, а недостатком - неизбежность возникновения поперечных сил, воздействующих на устье как при монтаже-демонтаже, так и при работе агрегата. Последнее обусловлено неизбежной просадкой домкратов, на которые опирается рама агрегата, и низкой жесткостью самого манипулятора. Кроме того, на устье скважины передаются усилия веса транспортера и колонны гибких труб. На газовых скважинах работа с подобным оборудованием из-за возможности разрушения фонтанной арматуры запрещена Росгостехнадзором.

Колонна гибких труб или ее часть, не находящаяся в скважине, располагается на барабане, конструкция которого имеет вид цилиндрической бочки, как правило, подкрепленной изнутри ребрами и снабженной по бокам ребордами или радиально расположенными стержнями. Барабан вращается на валу, установленном на подшипниках качения. Для фиксации «мертвого» конца гибкой трубы, намотанной на барабан, его бочка имеет зажимы. Диаметр последней в зависимости от диаметра гибкой трубы изменяется от 1,6 до 2 м, а ширина составляет в среднем 1,8 - 2,5 м. «Мертвый» конец гибкой трубы соединяется через задвижку, а в ряде случаев и через обратный клапан с каналом, просверленным в валу барабана. У выхода из отверстия на торце вала размещают вертлюг, обеспечивающий подачу технологической жидкости от насосов в полость вала и далее в колонну гибких труб.