Техника и технология проведения ПРС с применением гибких труб

Общие сведения об Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении, особенности его положения по физико-географическому районированию. Техника для проведения подземного ремонта скважин с применением гибких труб. Общий обзор колтюбинговых технологий.

Рубрика Производство и технологии
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 14.05.2011
Размер файла 3,2 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Необходимость установки задвижки обусловлена требованиями безопасности - в случае потери герметичности вертлюга или трубопроводов манифольда она обеспечивает герметичность внутренней полости колонны гибких труб, находящихся в скважине, и исключает неконтролируемое истечение жидкости в окружающее пространство. Наиболее предпочтительной является конструкция узла с задвижкой, а не с обратным клапаном, поскольку с ее помощью при возникновении аварийной ситуации можно оперативно управлять процессом и уменьшать гидравлические потери при течении технологической жидкости.

Узел крепления «мертвого» конца трубы, соединительные элементы и задвижку располагают во внутренней полости бочки барабана. В некоторых конструкциях там же размещают и привод барабана - гидромотор и редуктор.

В комплект барабана для гибкой трубы входит и ее укладчик - устройство для обеспечения ровной укладки витков трубы при ее разматывании и наматывании. В настоящее время общепринято монтировать укладчик в виде двухзаходного винта, перемещающего каретку по направляющим. Через нее пропускается гибкая труба, наматываемая на барабан. Винт приводится в действие от вала барабана посредством цепной передачи. Ролики каретки, направляющие гибкую трубу, соединяются гибким тросом со счетчиком, регистрирующим глубину ее спуска. Специалисты некоторых фирм считают необходимым дублирование счетчиков, устанавливая один непосредственно на каретке, а второй - в кабине оператора.

Узел, в который входит барабан, может быть неподвижно закреплен на раме агрегата или иметь вертикальную ось, позволяющую ему поворачиваться с небольшими отклонениями (15-20), что приводит к снижению нагрузки на элементы агрегата при разматывании или наматывании витков трубы, находящихся на краях барабана. Однако в этом случае усложняются конструкции и рамы, и узла барабана.

Для обеспечения смазки поверхности трубы, направляемой в скважину, и защиты ее от коррозии после извлечения на поверхность проводят орошение (смачивание) трубы, намотанной на барабан. Для этого вдоль нижней части барабана устанавливают распылители, а под ним самим - сборник. В некоторых случаях смазка трубы осуществляется вручную.

Осуществление управления агрегатом производится из кабины оператора, в которой располагаются пульты управления основным и вспомогательным оборудованием, а также весь комплекс контрольно-измерительных приборов. Также кабина оператора должна отвечать требованиям конструктивной гармоничности агрегата, быть удобным и комфортным рабочим местом, допускать хороший обзор рабочей зоны.

2.4 Гидравлический расчет промывки песчаной пробки

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствами продуктивного пласта.

Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя. Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.

При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубины забоя скважины.

Очистку эксплуатационной колонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования, схема которого для выполнения данной операции показана на рис. 16. У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости.

Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

В качестве промывочных используют два типа жидкостей - ньютоновские и неньютоновские. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть). Все они имеют постоянную вязкость.

Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейна. Помимо описанных используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, с определенной условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляют собой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пен используют воду или нефть, в качестве газа - азот. Для образования устойчивой пены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5 - 6%). Использование пен в качестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическое давление на пласт при выполнении технологических операций.

Важным свойством пены является ее способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердые частицы, что не удается другим типам промывочных жидкостей. При промывке скважин, имеющих угол наклона более 30, применение пен нежелательно, так как при их распаде в процессе подъема по колонне лифтовых труб происходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких труб соприкасается с внутренней поверхностью лифтовых труб. В ряде случаев может образовываться поток жидкости, направленный сверху вниз, который переносит частицы песка обратно на забой. Предотвратить это явление можно, если обеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости по всему поперечному сечению лифтовой колонны. Этому способствует подача в промывочную жидкость азота.

Жидкости, содержащие газ и пены, требуют более сложных режимов работы оборудования. При их использовании, как правило, необходимо обеспечивать дросселирование поднимающегося потока на выходе из устьевой арматуры. В качестве промывочного агента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев - это азот. К положительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохое растворение в воде и углеводородных жидкостях.

Использование газа позволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.

Основными показателями процесса промывки скважины являются величины скоростей в колонне гибких труб vг и затрубном пространстве vз.

Скорость восходящего потока при работе с КГТ, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45. Для более пологих и тем более горизонтальных участков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В таких случаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы со стенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы песка оседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для предотвращения этого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Для оценки возможности выноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившейся скорости оседания частиц.

Установившаяся скорость оседания vу сферических твердых частиц малого размера может быть определена из эмпирического уравнения

vу = Re (0,001)/Dчч,

где Re - число Рейнольдса для сферических песчинок (для условий промывки песка в скважинах оно может принимать значения до 500); - вязкость жидкости; Dч - диаметр частиц; ч - плотность твердых частиц.

Анализ показывает, что установившаяся скорость оседания для частиц песка размером 0,84 мм составляет 0,128 м/с, а для 2 мм - 0,274 м/с. Поскольку гранулометрический состав песка в пробке достаточно разнообразен, то расчеты следует проводить с учетом максимальных размеров песчинок, выносимых на поверхность. Считается, что для обеспечения подъема песка в вертикальной скважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюся скорость оседания в 1,5 - 2 раза, а в горизонтальных участках - в 10 раз.

Если ньютоновская жидкость не обеспечивает выноса песка, необходимо использовать пену или газ.

Основным фактором, ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке, являются гидродинамические потери на трение в КГТ. Для их преодоления нужно развивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностью труб.

В большинстве случаев основная доля гидродинамических потерь во внутрискважинном оборудовании приходится на колонну гибких труб. Гидравлическое сопротивление кольцевого пространства примерно на порядок меньше этих потерь. Следует иметь в виду, что при концентрации твердых частиц в жидкости до 360 кг/м3 вязкость последней практически не изменяется и при расчетах ее можно рассматривать как чистую жидкость. Свыше указанного предела необходимо учитывать изменяющиеся свойства жидкости.

Наличие твердых частиц в промывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит к повышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливает увеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в КГТ. При использовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой, рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметен оператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно и имеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть следующая ситуация. При увеличении гидростатического давления технологическая жидкость будет уходить в пласт. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, а плотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собой дальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти до тех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится по кольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны гибких труб. Подобная ситуация и ее развитие имеют прямые аналоги при проведении буровых работ.

Поэтому при планировании операций по удалению песчаных пробок необходимо предусматривать возможность утечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас. Концентрация твердых частиц, слагающих пробку, в технологической жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, определяется скоростью перемещения КГТ в пробке.

При удалении одиночной рыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала и практически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очистке колонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролировать расход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, если расход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднять колонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.

Специалисты американских и канадских фирм, выполняющих подобные работы, рекомендуют ограничивать скорость спуска КГТ до 9 - 12 м/мин, если положение пробки неизвестно. Если оно установлено, скорость может быть увеличена до 18 м/мин. В процессе спуска КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости. Нежелательно также оставлять КГТ неподвижной в течение длительного времени.

После размыва пробки или ее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. При дальнейшем спуске колонны следует контролировать нагрузку на транспортер - она должна монотонно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодически через 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъема колонны.

При разрушении плотной пробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ее перемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показаниях индикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом, - показания первого прибора уменьшаются, а второго увеличиваются. После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на 3-5 м и увеличивают подачу промывочного насоса до расчетной величины. Скорость перемещения колонны при разрушении подобной пробки составляет 1-3 см/с.

Если этот интервал достаточен для образования объема, в котором песок находится во взвешенном состоянии за счет турбулизации жидкости истекающим из КГТ потоком, то при входе в колонну лифтовых труб скорость подъема резко возрастает и процесс выноса песчаных частиц идет нормально. Если это условие не соблюдается, то верхняя граница расположения взвешенных частиц находится ниже башмака лифтовой колонны. В этом случае песок не будет выноситься на поверхность.

Для обеспечения эффективного выноса песка используют пены или полимерные гели, приготавливаемые на водяной основе и имеющие повышенные сопротивления сдвигу и низкую вязкость.

При достижении башмака лифтовой колонны и подходе к вероятной точке нахождения песка скорость спуска уменьшают до среднего значения. Момент соприкосновения наконечника гибкой трубы с песчаной пробкой определяют по индикатору нагрузки - величина усилия в точке подвеса трубы резко уменьшается, а давление, развиваемое промывочным насосом, возрастает.

Для повышения эффективности процесса разрушения пробки используют насадки на КГТ различной конструкции. Все они основаны на гидромониторном эффекте, а отличаются числом отверстий и направлением. Потери давления на подобных насадках могут достигать 17 МПа.

Для уменьшения гидростатического давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого на двух коаксиально расположенных колоннах гибких труб. При этом проблемы с выносом песка не возникает, так как скорости и нисходящего, и восходящего потоков промывочной жидкости достаточно велики. Положительным свойством данного способа является и то, что гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине и воздействующей на пласт, может быть сведено к минимуму.

Использование данного способа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннем диаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб.

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пробке через колонну гибких труб. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки. Все вопросы о преимуществах и недостатках прямой и обратной схем промывок при удалении пробок достаточно хорошо разработаны для традиционных способов ПРС. В данном случае они остаются справедливыми.

Основным опасением и аргументом против использования схемы обратной промывки является возможность закупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости в кольцевое пространство может произойти потеря устойчивости колонны гибких труб в верхней части и смятие. Практические эксперименты и предварительные расчеты режимов выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологических жидкостей в данном случае можно использовать только несжимаемые. Естественно, что обратные клапаны на КГТ и какие-либо другие устройства, пропускающие жидкость в одном направлении по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться не должны.

Произведем гидравлический расчет прямой промывки скважины для удаления песчаной пробки.

Исходные данные:

Глубина скважины Н = 1248 м,

Наружный диаметр НКТ Dн = 114,3 мм (для расчетов принимаем целые значения, Dн = 114 мм),

Внутренний диаметр НКТ Dв= 100,3 мм (100 мм);

Наружный диаметр промывочных труб dн = 33,5 мм (33 мм);

Внутренний диаметр промывочных труб dв = 27,5 мм (27 мм);

Максимальный размер песчинок, составляющих пробку дч = до 8 мм;

Толщина стенки промывочных труб дс = 3,0 мм;

Для промывки используется насосная установка ЦА-320М:

поршня = 100 мм; производительность агрегата: 1 скорость - 1,4 л/с;

2 скорость - 2,55 л/с; 3 скорость - 4,8 л/с; 4 скорость - 8,65 л/с.

Рекомендуемый расход жидкости (воды) при циркуляции, согласно технологическому регламенту по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок, для выноса частиц размером до 8 мм и плотностью 2600 кг/м3 составляет 2,8 - 4,9 л/с, при соотношении диаметров НКТ и БДТ 114 Ч 33, для условно-вертикальных скважин с максимальным углом наклона не более 25 градусов. Скорость выноса частиц от 0,4 - 0,7 м/с.

Оптимальный расход промывочной жидкости через БДТ диаметром 33 мм должен составлять 10,8 - 14,4 м3/ч (3-4 л/с), давление при закачивании - от 8,0 до 15,0 МПа. Данным условиям удовлетворяет работа агрегата ЦА - 320М на ЙЙЙ скорости при диаметре поршня 100 мм (расход до 4,8 л/с, давление до 160 атмосфер).

1. Основные показатели процесса промывки скважины - скорости восходящего и нисходящего потока. Их рассчитываем из следующих формул.

vг = 1,274Q/d2тр.в м/с (1);

vз = 1,274Q/(Dв2 - d2тр.н) м/с (2),

где dтр.н, dтр.в, Dв - наружный и внутренний диаметры гибкой трубы, внутренний диаметр труб в которые спущена КГТ, Q - подача технологической жидкости, в м3/с.

Скорость нисходящего потока при работе на ЙЙЙ скорости:

vг = 1,274 ? 0,0048/0,0272 = 8,4 м/с

Скорость восходящего потока при работе на ЙЙЙ скорости:

vз = 1,274 ? 0,0048/(0,1002 - 0,0332) = 0,69 м/с

2. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах.

м (3);

где л - коэффициент трения при движении воды в трубах, для диаметра 33 мм, берем примерное значение 0,041; vн - скорость нисходящего потока жидкости, м/с,

Потери напора при работе на ЙЙЙ скорости:

h1 = 0,041 ? (1248/0,027) ? [8,42 / (2 ? 9,81)] = 6815,05 м

3. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины:

м (4);

ц - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости (колеблется в пределах 1,1 - 1,2); vв - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с.

Потери напора в кольцевом пространстве при работе на ЙЙЙ скорости:

h2= 1,2 ? 0,041 ? [1248/(0,1 - 0,033)] ? [0,692 / (2 ? 9,81)] = 21,99 м

4. Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в затрубном пространстве:

м (5);

где m - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения НКТ; Lп - высота пробки промытой за один прием (принимаем 14 м), f - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между НКТ и БДТ; сп - плотность зерен песка (сп=2600 кг/м3); сж - плотность промывочной жидкости (сж= 1000 кг/м3); vу - установившаяся скорость оседания песчинок в воде (принимаем vу=0,274 м/с).

Потери напора на уравновешивание столбов жидкости при работе на ЙЙЙ скорости:

h3 = [((1 - 0,3) ? 0,00785 ? 14))/0,000854] ? [(2600/1000) ? (1 - 0,274/0,69) - 1] = 55,13 м

5. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в вертлюге при движении воды.

На четырех скоростях h4 = 25,7 м

6. Находим потери напора на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии (dв=0,062 м) от насоса агрегата до вертлюга. Принимаем длину этой линии Lн=30 м.

м, (6);

где л1=0,035

Потери давления в нагнетательной линии при работе на ЙЙЙ скорости:

h5 = 0,035 ? (30/0,062) ? (0,692 / (2 ? 9,81)) = 8,062 м

7. Определяем давления на выкиде насоса:

Рн = сж•g•(h1 + h2 + h3 +h4 + h5)•10-6 МПа (7);

где сж=1000 кг/м3

Давление на выкиде насоса при работе на ЙЙЙ скорости:

Рн = 1000 ? 9,81 ? (6815,05 + 21,99 + 55,13 + 25,7 + 8,062) ? 10-6 = 67,9 МПа

8. Определяем давление на забое скважины при работе установки:

Рзаб = сж•g•(Н + h2 +h3)•10-6 МПа (8);

Давление на забое при работе на ЙЙЙ скорости:

Рзаб = 1000 ? 9,81 ? (1248 + 21,99 + 55,13) ? 10-6 = 13 МПа

9. Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки:

кВт (9);

где за - общий механический к.п.д. агрегата (принимаем за = 0,65), Q - подача агрегата. Рн подставляем в Па.

Мощность при работе на ЙЙЙ скорости:

N = (67900000 ? 0,0048)/(103 ? 0,65) = 501 кВт

10. Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки, насосная установка ЦА - 320М имеет номинальную полезную мощность Nmax = 108 кВт.

% (10);

Коэффициент использования максимальной мощности при работе на ЙЙЙ скорости: K = (501? 108)/100 = 541%.

11. Определим скорость подъема размытого песка:

vп = vв - vу м/с (11);

Скорость подъема песка при работе на ЙЙЙ скорости:

vп = 0,69 - 0,274 = 0,416 м/с

12. Определяем продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины до появления чистой воды, переводя в минуты:

t = H / vп с, (12),

Продолжительность подъема пробки при работе на ЙЙЙ скорости:

t = 1248/0,416 = 3000 с или 50 мин.

2.5 Общий обзор колтюбинговых технологий

месторождение подземный ремонт скважина

В настоящее время существует достаточное множество внутрискважинных операций, которое может быть выполнено посредством колтюбинговой установки. Практическое применение гибких труб постоянно усовершенствуется и дорабатывается, расширяется новыми технологиями и стремительно движется вперед. В нефтегазовой промышленности России имеет место развитие колтюбинговых технологий, однако, оно не такое прогрессивное как, например, в США или Канаде.

На сегодняшний день довольно хорошо изучены и опробованы около трех-четырех десятков технологий с применением гибких труб. В число этих технологий входят как достаточно простые, так и очень сложные технологические операции, например, бурение скважин.

Диапазон колтюбинговых технологий включает в себя: освоение скважин, очистку скважин от АСПО и песчаных пробок, растепление гидратных пробок, установку цементных мостов, установку гравийных фильтров, различные ремонтно-изоляционные работы, кислотную обработку ПЗП, гидравлический разрыв пласта, ловильные работы, каротажные работы, визуальное обследование ствола скважин и, наконец, бурение боковых стволов и горизонтальных участков скважин, а также бурение новых стволов. Названные технологии являются лишь частью из полного списка возможных для выполнения их колтюбинговыми установками.

В нашей стране зачастую применяются не очень сложные технологии, как правило, это различного рода промывки, водоизоляция, освоение, а приоритет по выполнению сложных технологий остается, всё-таки, за иностранными компаниями, работающими на территории нашей страны, но со временем увеличивается количество непростых технологических операций, выполняемых российскими специалистами.

Сравнительная характеристика традиционного метода ремонта и с применением КГТ

Наименование работ

Продолжительность работ, (бригадо-часы)

Без применения колтюбинга

С применением колтюбинга

Переезд на скважину

11,0

1,9

Глушение скважины

2,9

-

Подготовительные работы

6

2,1

Монтаж установки

6,4

3,1

Подъём глубинонасосного оборудования

12,0

-

Спуск и опрессовка НКТ

11

4,5

Промывка забоя, определение приемистости

4,2

5,7

Закачка растворителя или кислотного раствора

2,7

3,7

Реагирование

8

8

Вымыв продуктов реакции

2,3

4,0

Подъем НКТ

8,4

2,0

Спуск глубинонасосного оборудования

11,6

-

Заключительные работы

9,6

2,0

Итого: Продолжительность

143

36

Стоимость тыс. р

272,2

92,8

Проведение тех или иных операций при помощи колтюбинга позволяет сэкономить не только время, но и получить большие технико-экономические показатели. В начале 2001 года экспертно-аналитическим отделом ОАО «Татнефть» был проведен анализ экономического эффекта от использования гибких труб. Он показал, что продолжительность ремонта скважин в этом случае сокращается в 3-4 раза по сравнению с традиционным подходом КРС, а время пребывания в ремонте в 5-7 раз.

За время использования установок с колонной гибкой трубы были выявлены следующие преимущества:

- ускорение спускоподъемных операций;

- в нагнетательных скважинах исключается подъем колонны НКТ;

- при ОПЗ добывающих скважин по межтрубному пространству исключается подъем ПО;

- возможность проведения неограниченного количества ОПЗ за 1 СПО;

- проведение полного комплекса работ при ремонте горизонтальных скважин;

- возможность проведения работ КРС на депрессии;

- возможность проведения работ КРС без глушения;

- экологическая безопасность при проведении работ;

- высокая культура производства.

Колтюбинговые технологии это специфический и крайне интересный для изучения вектор в нефтегазовой промышленности, за которым стоит её будущее. Каждая технология имеет свои особенности, плюсы и минусы. Для того чтобы рассказать и описать каждую из них даже не внедряясь в технологические расчеты, потребуется создание отдельной большой главы, что ограничено рамками данной работы. Поэтому целесообразнее будет описать преимущества некоторых технологий и указать перспективу развития этого направления. Говоря о некоторых колтюбинговых технологиях, стоит отметить, что некоторые из них аналогичны традиционным, но за счет технических особенностей имеет ряд преимуществ. Например, очистка скважин от парафиновых пробок. Основные преимущества при использовании КГТ обусловлены герметичностью полости скважины и возможностью непрерывного ведения процесса без остановки для наращивания промывочной колонны. Процесс удаления парафиновой пробки в определенном смысле аналогичен промывке песчаной пробки до верхней кромки спуск колонны ведут с повышенной скоростью, затем резко снижают. В процессе удаления парафиновой пробки контролируется температура технологической жидкости, закачиваемой в скважину и поднимающейся из скважины. Также происходит с растеплением гидратных пробок.

Особенно эффективно применение колтюбинговой технологии при аномально низких пластовых давлениях, так как работы могут производится без глушения скважины. Также гибкую трубу целесообразно применять при намыве гравийного фильтра при условиях, когда буровая установка уже демонтирована, дебит скважины мал, использовать агрегаты подземного ремонта стандартного типа экономически нецелесообразно, а глушение пласта нежелательно.

При применении колтюбинга при кислотной обработке призабойной зоны исключается негативное воздействие химреагентов на внутреннюю поверхность НКТ. Практика использования колтюбингового оборудования показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25-30%, кроме того сокращается общее время обработки скважины.

Многообразие колтюбинговых технологий включает использование гидродинамических генераторов, создающих низкочастотные колебания достаточно высокой амплитуды при сравнительно малом расходе прокачиваемой через них жидкости. Эти технологии, называемые колтюбинговыми волновыми технологиями, применяются для очистки забоя и НКТ от отложений, свабирования, для обработки ПЗП, обработки горизонтальных скважин и боковых стволов, а также для ограничения водопоглощения и выравнивания профилей приемистости. Для осуществления виброволнового воздействия применяются гидродинамические генераторы колебаний с оригинальным принципом работы. При относительно малых диаметре и массе они обладают высоким гидравлико-акустическим КПД и способны генерировать низкочастотные колебания достаточно высокой амплитуды при сравнительно малом расходе прокачиваемой через них жидкости. Их параметры настраиваются на рациональный частотно-амплитудный диапазон функционирования в соответствии с конкретными геолого-техническими характеристиками скважин.

Использование гибких труб открывает новые возможности для выполнения каротажных исследований. Спуск приборов в сильно искривленные скважины на кабеле-тросе затруднен, а в горизонтальную скважину и вообще невозможен. Гибкая труба представляет собой идеальное средство доставки оборудования в нужную точку скважины. Использование КГТ существенно повышает качество выполнения работ и достоверность получаемой информации, поскольку отсутствуют продольные колебания инструмента и его прерывистое движение. Это обусловлено более высокой продольной жесткостью гибких труб по сравнению с геофизическим кабелем. Одновременно в процессе проведения исследований через колонну гибких труб можно подавать технологическую жидкость или азот для уменьшения гидростатического давления на исследуемые пласты. Сейчас применяются приборы, не требующие применение кабеля, они заряжаются на определенное время работы, устанавливается таймер на начало работ, монтируются на низ колонны и проводится исследование.

Аналогично каротажным работам проводится визуальное исследование ствола скважины, где вместо геофизического оборудования применяется камера. Применение гибкой трубы позволяет вывести эти работы на более высокий технологический уровень. Так как обеспечивается точность позиционирования камеры, возможность выполнения непрерывной промывки скважины, а также снятие ограничений на профиль скважины, в которой выполняются работы.

Применение гибкой трубы при ловильных работах имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционными методами ремонта скважин.

Например, некоторых из них:

- работа при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины;

- ускорение СПО по сравнению с традиционными технологиями;

- более быстрое развертывание и свертывание техники;

- сокращение расхода трубы, потребляемых материалов и трудовых ресурсов;

- значительное сокращение затрат.

По сравнению с канатными операциями здесь есть плюсы: возможность промывки скважины, возможность вращения инструмента с помощью винтового забойного двигателя и возможность проведения работ в наклонных и горизонтальных скважинах.

Для ловильных работ гибкими трубами (рис. 18) требуется соответствующий специфический набор инструмента. При проведении ловильных работ сначала тщательно контролируют состояние всех элементов компоновки и герметичность соединений. Такие устройства, как гидравлически освобождающиеся овершоты и двигатели, должны быть испытаны с целью получения фактических значений давлений и расходов, при которых они срабатывают.

К недостаткам технологии с использованием гибкой трубы по сравнению с технологией, реализуемой установками капитального ремонта скважин, относятся невозможность вращения колонны, а также не всегда достаточные развиваемые усилия по сравнению с традиционными конструкциями.

Говоря о перспективе применения колтюбинга, следует отметить следующие направления. Во-первых, это бурение: различных плотных пробок из песка, парафина, кристаллогидратов, а также цемента; боковых стволов и горизонтальных участков скважин и, наконец, бурение новых скважин. Преимущества бурения с помощью КГТ заключаются: в исключении операций, связанных с наращиванием колонны, в возможности ведения бурения на депрессии. В результате становится возможным: увеличение скорости проводки скважины; сокращение времени развертывания и свертывания комплекса оборудования для бурения; сократить трудоемкость буровых работ и численность персонала; повысить безопасность ведения работ; существенно улучшить экологические показатели процесса бурения, полностью исключив разлив нефти, химических реагентов и другие виды загрязнения окружающей среды; сократить площадь поверхности, занимаемой буровой установкой; сократить общее время обустройства скважины и ускорить ее введение в эксплуатацию.

Во-вторых, гибкая труба используется при эксплуатации скважин в тех случаях, когда необходимо увеличить скорость восходящего потока пластовой жидкости или газа. Подобные задачи возникают при уменьшении пластового давления и соответственного снижения дебита газовых скважин, приводящего к образованию жидкостных или песочных пробок на забое газовой скважины. При эксплуатации фонтанирующих нефтяных скважин с достаточным газовым фактором переход на колонну лифтовых труб меньшего диаметра обеспечивает возникновение естественного газлифта и переход в режим фонтанирования.

Наиболее предпочтительным является первый вариант, который исключает установку пакера посредством гибкой трубы. Первая предусматривает оснащение нижнего конца посадочным ниппелем, который должен взаимодействовать с ответной деталью, установленной на пакере, предварительно размещенном в скважине. Вариант, предусматривающий спуск пакера на гибкой трубе, требует выполнения традиционного набора операций. Обязательным условием при этом является использование разъединителя, который срабатывал бы без вращения трубы с поверхности.

В-третьих, гибкая труба используется в трубопроводном транспорте, в качестве выкидных линий скважин, трубопроводов для воды. Есть опыт прокладки такого гибкого трубопровода по дну моря со специального трубоукладочного судна.

В-четвертых, наматываемые трубы применяют для обслуживания наземных трубопроводов, водоводов системы поддержания пластового давления.

И, в-пятых, можно сказать о перспективности применения колтюбинговых установок при скважинной добыче твердых полезных ископаемых.

Заключение

Подводя итоги всему вышеобозначенному, можно сказать следующее: в настоящее время во всем мире при бурении, заканчивании, эксплуатации и ремонте скважин все большую популярность приобретает использование непрерывных колонн гибких труб. Благодаря своим высоким эксплуатационным качествам, легкой приспосабливаемости к работе и преимуществам экологического характера, гибкие трубы из обычного инструмента для очистки скважин в прошлом становятся в последние годы эффективным средством решения множества задач при выполнении нефтегазопромысловых операций. Эти достоинства гибкой трубы в свою очередь сказываются на экономических показателях, обеспечивая существенную экономию затрат.

Промысловый опыт показывает, что установки с гибкой трубой во многих случаях способны заменить установки для ремонта скважин и, нередко, буровые установки.

Гибкие трубы, использовавшиеся для выполнения промысловых операций только на суше, уже применяют и в морских промысловых операциях, где экономические факторы имеют первостепенное значение.

Отмечают следующие преимущества использования гибких труб:

- сокращается время проведения операций;

- отпадает необходимость в использовании установок для ремонта скважин;

- отпадает необходимость в глушении скважин;

- отсутствуют соединения, через которые возможны утечки;

- более успешное выполнение различных операций в горизонтальных скважинах;

- не повреждается продуктивный пласт;

- увеличена безопасность проведения операций;

- обеспечивается экономия пространства при монтаже поверхностного оборудования;

- в большей степени обеспечивается охрана окружающей среды.

Недостатками в работе с гибкой трубой считают:

- тенденцию колонн гибких труб к скручиванию;

- ограниченную длину гибких труб, размещаемых на барабане; при проведении операций на большой глубине отдельные плети приходится сваривать;

- трудности с осуществлением ремонта гибких труб в промысловых условиях;

- высокую стоимость аренды;

- недостаточную осведомленность компаний о возможностях гибких труб.

Итак, технологии, базирующиеся на применении гибких труб, несут за собой будущее нефтегазовой промышленности всех добывающих стран и решают важную задачу поддержания объемов добычи углеводородного сырья, охраны недр и окружающей среды путем повышения эффективности работ по ремонту скважин для отрасли и экономики нашего государства.

Литература

1. Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. - 224 с, 2000.

2. Трахтман Г.И. Применение колонн гибких труб при ремонте и бурении скважин (ГАНГ им. И.М. Губкина).

3. Габриэлянц Г.А. Геология нефтяных и газовых месторождений. - М.: Недра, 1978.

4. Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча», 2006.

Размещено на Allbest.ru


Подобные документы

  • Спуск в скважину под давлением сплошной колонны гибких НКТ. Преимущества применения гибких НКТ, расширение применения при капитальном ремонте скважин. Ограничения в применении работ гибких НКТ. Виды ремонтных работ, выполняемых при помощи гибких НКТ.

    реферат [670,1 K], добавлен 21.03.2012

  • Общие сведения о трубах, их виды, размеры и особенности установки. Оборудование для производства современных труб водоснабжения и газоснабжения, основные материалы для их изготовления. Технология и установки для производства полиэтиленовых труб.

    реферат [27,2 K], добавлен 08.04.2012

  • Виды и характеристики пластмассовых труб, обоснование выбора способа их соединения, принципы стыковки. Общие правила стыковой сварки пластиковых и полипропиленовых труб. Технология сварки враструб. Принципы и этапы монтажа полипропиленовых труб.

    курсовая работа [3,7 M], добавлен 09.01.2018

  • Основные понятия и способы сварки трубопроводов. Выбор стали для газопровода. Подготовка кромок труб под сварку. Выбор сварочного материала. Требования к сборке труб. Квалификационные испытания сварщиков. Технология и техника ручной дуговой сварки.

    дипломная работа [2,9 M], добавлен 25.01.2015

  • Устройство, назначение и принцип действия доменной печи. Выбор и расчет гибких строп для капитального ремонта доменной печи. Расчет отводных блоков. Организация технического обслуживания, технология проведения и определение трудоемкости ремонта печи.

    курсовая работа [2,3 M], добавлен 23.05.2013

  • Конструкция и назначение теплообменников. Технология проведения текущего и капитального ремонта и технического обслуживания устройства для обеспечения его нормальной работы. Способ восстановления трубчатого теплообменника, собранного с применением пайки.

    отчет по практике [153,0 K], добавлен 13.03.2015

  • Общие сведения о месторождении, его геологическая характеристика. Анализ работы механизированного фонда скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса на исследуемом месторождении. Экономическое обоснование внедрения в производство.

    дипломная работа [743,5 K], добавлен 18.10.2014

  • Общие сведения и нефтегазоносность Бахметьевского месторождения . Устройство фонтанной арматуры. Преимущества и недостатки газлифта. Эксплуатация скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Бурение, ремонт и исследование скважин.

    отчет по практике [2,0 M], добавлен 28.10.2011

  • Способы разделки труб перед сваркой. Центраторы для сборки и центровки трубопроводов. Технология газовой сварки различных швов. Особенности сварки горизонтальных, вертикальных, потолочных, наклонных швов. Техника безопасности при выполнении огневых работ.

    курсовая работа [3,4 M], добавлен 08.10.2014

  • Оценка склонности стали к образованию холодных трещин. Входной контроль и подготовка труб к сборке. Раскладка труб и сборка стыков. Соединение секций труб в нитку. Технология автоматической сварки в среде защитных газов. Очистка полости и гидроиспытание.

    курсовая работа [577,3 K], добавлен 29.03.2015

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.