курсовая. Курсовая работа 2021 г. Индустриальный институт
 Скачать 0.7 Mb.
|
введение Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответстви с локальными (местными) добычными возможностями. Сущность освоения скважины заключается в создании депрессии, т.е. перепада между пластовым и забойным давлениями, с превышением пластового давления над забойным. Появление котлюбинговой технологии в нефтепромысловой практике, несомненно, стало революцией. На сегодняшний день с ее помощью проводится большой перечень работ как при бурении, так и при ремонте скважин. Так, например, для решения задачи освоения и вывода на режим скважины котлюбинговая установка может использоваться в сочетании с азотной установкой. Последняя является источником рабочего агента, необходимого для лифтирования скважинного флюида. Данная операция зачастую используется после таких мероприятий, как кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта. Начальным узлом технологической цепочки является цистерна с жидким азотом. Далее жидкий азот откачивается насосом из цистерны и подается в печь, в которой переходит в газообразное состояние. Затем газообразный азот поступает в компрессор высокого давления, после которого компримированный азот подается в гибкой трубе в скважину. По кольцевому пространству между гибкой трубой и НКТ поднимается газожидкостная смесь. Целью данной операции является подъем с забоя скважины на дневную поверхность заданного объема флюида (жидкости глушения, отработанного кислотного раствора, жидкости ГРП и.т.д) за рациональный промежуток времени. Показателями эффективности данной работы являются продолжительность освоения и расход рабочего агента (азота). Важными технологическими параметрами также являются давление закачки и диаметр гибкой трубы, так как они влияют на подбор компоновки оборудования. В связи с этим, у добывающих и сервисных компаний, использующих данную технологию, возникают задачи, связанные с оптимизацией вышеперечисленных параметров. 1 технико-технологический раздел 1.1 Описание типовой конструкции скважины. Типовые конструкции скважин позволяют расширить область внедрения прогрессивных способов бурения и применения форсированных режимов с одновременным уменьшением аварийности, связанной с поломками бурильного вала из-за несовершенства конструкции скважин. Типовая конструкция скважин на нефть и газ состоит из следующих колонн обсадных труб: направление ( 3 - 10 м), кондуктор ( 100 - 600 м), промежуточные колонны ( глубина спуска определяется условиями залегания горных пород и назначением каждой промежуточной колонны), эксплуатационная колонна. Номинальным размером обсадных труб является наружный диаметр, который, согласно ГОСТ 632, имеет 19 размеров: от 114 до 508 мм.  При поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят опорные, параметрические, структурные, поисковые разведочные, эксплуатационные, нагнетательные, наблюдательные и другие скважины. 1) Опорные скважины закладываются в районах, не исследованных бурением, и служат для изучения состава и возраста слагающих их пород. 2) Параметрические скважины закладываются в относительно изученных районах с целью уточнения их геологического строения и перспектив нефтегазоносности. 3) Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению. 4) Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа. 5) Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки. 6) Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр. 7) Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.). 8) Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.). Кроме того при поиске, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений бурят картировочные, сейсморазведочные, специальные и другие скважины. 1.2 Классификация методов освоения скважины Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения. Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. 1) Тартание Тартание - извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью лебедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части желонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части - скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости. Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ снижения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными возможностями применения (в скважинах, где не ожидается никаких фонтанных проявлений), т.к. устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды.  Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине. 2) Поршневание Данный способ, который также известен как свабирование, характеризуется опусканием вниз поршня, сделанного из трубы с небольшим обхватом и клапаном, который открывается при спуске на дно. Снаружи трубы в местах примыкания сочленений находятся манжеты из резины с усилением из проволоки. В процессе опускания трубы-поршня жидкость, которая находится в стволе, перетекает на уровень выше, и когда поршень поднимается, его клапан перемещается в закрытое состояние. Таким образом, поршень выталкивает объем жидкости, равный степени его погружения (по закону Архимеда).  а-сваб (1-канат, 2-подвеска; 3-шаровой клапан; 4-патрубок; 5-поршень), б-схема обвязки (1-устьевая арматура; 2-лубрикатор; 3-крюкоблок; 4,6-каротажные ролики; 5-манометр; 7-сваб; 8-груз; 9-колонна НКТ; 10-эксплуатационная колонна; 11-зона перфорации; 12-каротажный подъемник) Чаще всего глубина, на которую опускается поршень, варьируется в пределах 70-150 метров. Поршневание отличается существенной производительностью, однако имеет и минусы: так, из-за каната устье скважины нельзя закрыть полностью. Из-за этого при работе возникает риск внезапного выброса, который нельзя будет предотвратить. 3) Замена скважинной жидкости на более легкую. Проводят смену скважинного раствора прямой или обратной промывкой при спущенных НКТ и герметизированном устье. Глинистый раствор заменяют на пластовую воду, пластовую воду на пресную или нефть, а нефть замещают различными пенными системами.  1-насосный агрегат; колонна НКТ; 2-емкость для облегчения жидкости; 3-емкость для сбора бурового раствора; 4-фонтанная арматура; 5-устье скважины; 6-эксплуатационная колонна. При смене пластовой воды плотностью 1200 кг/м3 на нефть с плотностью 900кг/м3 максимальное снижение давления составит всего (1200-900)/1200 * 100% = 25% от давления создаваемого столбом пластовой воды. Если данным методом вызвать приток нефти из пласта не удается, применяют другие способы освоения. Обычно это свабирование или компрессирование. 4) Компрессорный метод При компрессировании приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом. Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны.  I-при закачке газа в межтрубное пространство; II-при закачке газа в колонну НКТ;1-колонна НКТ; 2-пусковые клапана (муфты); 3-обсадная колонна; 4- скважинная жидкость; 5-пакер; 6-прямой клапан; 7-интервал перфорации Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ. 5) Прокачка газожидкостной смеси Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа* или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3-0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидкости вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Иначе газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы большие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости при умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешного осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8-1 м/с. 6) Откачка глубинными насосами На истощенных месторождениях с просаженным пластовым давлением, где фонтанные выбросы маловероятны, скважины осваиваются откачкой из них жидкости насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рзаб<Рпл, при котором из продуктивного пласта начинает поступать флюид. Принято что данный метод эффективен в тех случаях, когда уже известно, что скважине не требуется глубокая, длительная депрессии для очистки призабойной зоны от раствора глушения. Перед спуском насоса скважина обязательно промывается до забоя водой или нефтью. 1.3 Технология освоения скважины азотом Технология вызова притока нефти и газа из пласта с использованием передвижных азотных газификационных установок (АГУ, ГУ) заключается в том, что газообразный азот нагнетается в скважину (в затрубное или трубное пространство). Проходя через пусковые муфты азот аэрирует и вытесняет жидкость, находящуюся в скважине (в трубном или в затрубном пространстве). При этом происходит постепенное понижение плотности жидкости, которая находится в скважине, достигается понижение забойного давления, что ведет за собой выполнение условия притока из пласта жидкости: Рзаб меньше Рпл. По мере удаления жидкости из скважины противодавление на пласт можно снизить в необходимых пределах и поддерживать на заданном уровне для проведения геофизических исследований (профиль притока, источник обводнения и т.п.) Предельное снижение уровня жидкости при вызове притока путем вытеснения ее из скважины газообразным азотом составляет 2800 м (при плотности жидкости 1000 кг/м). Чтобы снизить уровень жидкости ниже 2800 м, предварительно производят промывку скважины пеной. Эффективно совмещать данную операцию с колтюбинговой установкой. Технология значительно повышает взрывобезопасность проведения работ по освоению скважин.  При данной технологии обеспечиваются надежность и простота регулирования и контроля процесса в широком диапазоне давлений и расходов. Освоение скважин азотом осуществляет скорое опорожнение глубоких скважин, резкое и быстрое (либо плавное и медленное) понижение давления в скважине, а также дренирование пластов с подпиткой сжатым газом, чтобы обеспечить фонтанирование. Использование данной технологии в скважинах с горизонтальным участком способствует эффективной очистке ствола и позволяет исключить проблемы оседания механических примесей при циркуляции.  Ввиду ограниченного запаса жидкого азота в цистернах АГУ при освоении скважин особенно важным стоит вопрос о рациональном расходовании. Поэтому специалисты ООО «НефтеХимПромПоволжье» до начала освоения выполнят определение основных параметров – необходимого объема азота, длительности освоения, давления закачки на устье, предельной глубины спуска лифта, глубину установки пусковых муфт. Для обеспечения бесперебойной работы азотной установки на скважине ООО «НефтеХимПромПоволжье» располагает необходимым парком автоцистерн для доставки жидкого азота до месторождений нефтегазодобывающих предприятий. 1.4 Описание устройства котлюбинговой установки Котлюбинг (от англ. «coiled tubing» – гибкая труба) — это установка с гибкой непрерывной насосно-компрессорной трубой (ГНКТ) для проведения работ по освоению и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. Является перспективным и очень развивающимся направлением в нефтегазодобывающей промышленности. Развитие котлюбинговых технологий находит все большее применение в промышленности. Уже более 35 лет в практике нефте- и газодобычи эти технологии применяются для выполнения различных операций в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в том числе для бурения. При разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений котлюбинговые технологии позволяют производить ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением без нарушения (остановки) их режима эксплуатации (проводить ремонтные и технологические операции без глушения скважин и подъема колонны насосно-компрессорных труб). Помимо этого, применяются котлюбинговые технологические операции в нагнетательных скважинах, при бурильных работах (от бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины до полного технологического цикла построения скважин), при освоении скважин, геофизических в сильно искривленных и горизонтальных участках ствола скважины и других работах. При этом, время на проведение работ котлюбинговыми установками по сравнению с традиционным подходом КРС при помощи А-50М в 2-3 раза меньше, вследствие чего уменьшаются общие затраты на ремонт, сокращаются простои скважин, даётся возможность проводить многие технологические операции, недоступные традиционными методами и, в конечном итоге, увеличивают добычу нефти и газа. Средняя продолжительность ремонта скважины -Нагнетательные скважины -39 часов -Нефтяные скважины -27,9 часа -Газовая скважина - 38,2 часа Средняя продолжительность ремонта КРС традиционным методом (КР-12)-141,2часа Кроме того, применение котлюбинговых установок значительно снижается риск загрязнения окружающей среды в связи с использованием длинномерных безмуфтовых труб. Общая схема котлюбинговых установокРассмотрим общее устройство котлюбинговой установки на примере установки подземного и капитального ремонта скважин «УРАН - 20.2» (Рисунок 1.1) российского производства, компании ООО "Нафта Эко инновационная компания".  1 - шасси БАЗ - 69096, 2 - блок гидросистемы, 3 - кабина оператора, 4 - барабан с БДТ, 5 - инжектор, 6 - ПВО, 7 - дуга направляющая, 8 - гидроманипулятор (установщик оборудования). Котлюбинговая установка «М-20» производства ФИДМАШОсобое внимание обратим на установку «М-20» на которой проходила производственная практика в районе Уренгойского газового промысла. Котлюбинговая установка «М-20» собрана Совместным закрытым акционерным обществом "Фидмаш“ (Белоруссия) на базе полноприводного тягача M3KT-652712(8x8), мощность двигателя которого составляет 300 кВт или 400 л.с. «М - 20» относится к среднему классу Котлюбинговых агрегатов с максимальным тяговым усиление инжектора (механизма подачи трубы) - 27,2 тонн. Установка укомплектована гибкой трубой диаметром 38,1 мм длинной 4000 м (возможно применения БДТ диаметрами 19,05..50,8 мм). Максимальная масса данной установки не более 46 тонн. Вид оборудования ремонтно-технологического агрегата «М - 20» приведен на рисунке 1.2, а перечень основных составных частей, их наименование, количество и назначение приведены в таблице 1.  Рисунок 1.2 Ремонтно-технологический агрегат «М - 20» Таблица 1. Перечень основных составных частей. 1- базовое шасси автомобиль М3ЛТ-652712. Предназначено для монтажа оборудования и транспортировки его на место проведения работ; 2- кабина оператора. Предназначен для подъема кабины оператора в рабочее положение; 3- надрамник. Предназначен для размещения на нем всего оборудования; 4- узел намотки БДТ (барабан). Предназначен для обеспечения смотки-намотки БДТ при СПО и замене бунта, подвода в БДТ рабочей среды, закачиваемой в скважину. 5- гидравлический насос. Предназначен для создания давления в гидросистеме. 6- барабан намотки рукавов. Предназначен для сматывания и разматывания рукавов высокого давления, подвода гидравлической жидкости на привод инжектора, при проведении подготовительных и заключительных работ. 7- установщик оборудования. Предназначен для установки на устье преветора, инжектора с герметизатором. 8- инжектор. Предназначен для спуска и подъема БДТ с инструментом в скважину. 9- манифольд наружный и внутренний, вертлюг. Для подвода технологической жидкости в скважину при проведении технологических операций. 10- противовыбросовое оборудование. Предназначено для герметизации устья скважины при СПО и в аварийных ситуациях в процессе ремонта скважины без ее глушения. 11- выносные опоры. Предназначен для вывешивания задней части машины и удержание ее в этом положении при работе. 12- механизм подъема кабины. Предназначен для подъема кабины оператора в рабочее положение. 13- БДТ. Предназначена для закачки технологических растворов в скважину и закрепления инструмента при проведении ремонтных работ. 15- смывающий обтиратор. Предназначен для равномерной смазки БДТ в момент её подачи в скважину и извлечения из скважины. 16- укладчик. Предназначен для автоматической укладки БДТ на барабане. 17- гидробак. Предназначен для хранения рабочей жидкости гидросистемы. 1.5 Описание технологии освоения скважин колтюбинговой установкой В настоящее время существует достаточное множество внутрискважинных операций, которое может быть выполнено посредством котлюбинговой установки. Практическое применение гибких труб постоянно усовершенствуется и дорабатывается, расширяется новыми технологиями и стремительно движется вперед. В нефтегазовой промышленности России имеет место развитие котлюбинговых 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 котлюбинговых 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. Таблица 2. Сравнительная характеристика традиционного метода ремонта и с применением КГТ.
Продолжение таблицы 2
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. 2 Расчетно–практический раздел 2.1 Расчет основных параметров процесса освоения скважины азотом Физико-химические свойства азота. Газообразный азот бесцветен, не обладает запахом и вкусом, не токсичен. Масса 1 м3 газообразного азота при нормальных условиях составляет 1,25 кг, следовательно, он тяжелее углеводородных газов. При температуре - 195,8°С газообразный азот превращается в бесцветную подвижную жидкость плотностью 808 кг/м3, а при дальнейшем охлаждении - в твёрдую массу с температурой плавления - 209,9°С. Теплота парообразования равна 199,3 Дж/г. При испарении 1 м жидкого азота получают 702,5 м3 газообразного азота при 20°С и давлении 0,1 МПа. При температуре tKp = - 147°С и давлении ркр = 3,35 МПа азот обладает плотностью 311 кг/м и находится в критическом состоянии. Газообразный азот слабо растворим в нефти и воде. Например, при давлении 30 МПа и температуре 50°С растворимость азота в нефти 40,5 м3/м3, а в воде значительно меньше - 2,5 м3/м3. При давлении до 30 МПа сжатие азота происходит практически без отклонения от законов идеальных газов и, поэтому изменение объёма описывается зависимостью:  (1)где  - объём и давление в нормальных условиях;Vt, Р - объём и давление в данных условиях. Если азот объёмом в 1 м3 находится под давлением 20 МПа и температуре 40°С, что примерно соответствует условиям скважины глубиною 2000 м, то его объём в нормальных условиях составит:  Азот, закаченный в скважину, сохраняет газообразное состояние, что обусловлено его критическими параметрами. Необходимый объём газообразного азота для вытеснения жидкости, находящейся в скважине, определяют по следующим зависимостям при условии закачки: - в лифт (насосно-компрессорные трубы)  ;(2)- в затрубное пространство где VHKТ и V3 - объём газообразного азота, м3;  ; (3)Н - глубина спуска лифта, м; Рср среднее давление в полости скважины, МПа; Рср = (Ру + Рб) / 2 ; Рб, и Ру - давление закачиваемого азота соответственно у башмака лифта и на устье, МПа;  ;  ; (4)где рж — плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м3; ра - относительная плотность азота, ра = 0,97. Пример: Определить потребный объём азота для вытеснения жидкости из скважины с внутренним диаметром D — 126 мм, в которую спущен лифт диаметром dHKТ=12>MM (dm = 62 мм ), глубиною Н = 2500 м; плотность жидкости рж = 1000кг/ м3; средняя температура в скважине t = 45° С. Решение:      Предельное снижение уровня при вызове притока путем вытеснения жидкости из скважины газообразным азотом составляет: 2700 м, если скважина заполнена водой; 3300 м, если скважина заполнена нефтью (плотностью 850 кг/м3). Наиболее целесообразная технология освоения скважин глубиной от 2000 до 5000 м - газированными азотом системами (пеной). Заключение В своей курсовой работе я рассмотрел работу по освоению скважин нагнетанием азота с помощью котлюбинговой установки. В процессе выполнения курсовой работы было изучено устройство котлюбинговой установки, технология освоения скважин с помощью котлюбинговой установки, технология освоения скважины азотом. Была рассмотрена типовая конструкция скважины. Также классифицировали методы освоения скважин. Кроме того приобретены навыки расчета основных параметров освоения скважины азотом. Список литературы Арбузов, В. Н. Геология. Технология добычи нефти и газа. Практикум: практическое пособие для среднего профессионального образования / В. Н. Арбузов, Е. В. Курганова. — Москва: Издательство Юрайт, 2019. - 67 с. - ISBN 978-5-534-00819-7. - Текст: электронный. - URL: https://www.biblio-online.ru/bcode/437020 (дата обращения: 19.03.2020). Беляков, Г. И. Охрана труда и техника безопасности: учебник для среднего профессионального образования / Г. И. Беляков. — 3-е изд., перераб. и доп. — Москва: Издательство Юрайт, 2019. — 404 с. — ISBN 978-5-534-00376-5. — Текст: электронный. — URL: https://www.biblio-online.ru/bcode/433759 (дата обращения: 20.03.2020). Булчаев, Н. Д. Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации/ Булчаев Н.Д., Безбородов Ю.Н. - Красноярск: СФУ, 2015. - 138 с.: ISBN 978-5-7638-3263-1. - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/550459 (дата обращения: 20.03.2020) Галикеев, И. А. Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях: учебное пособие / И.А. Галикеев, В.А. Насыров, А.М. Насыров. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2019. - 356 с. - ISBN 978-5-9729-0288-0. - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/1049194 (дата обращения: 20.03.2020) Говорушко, С. М. Экологические последствия добычи, транспортировки и переработки ископаемого топлива / С.М. Говорушко. - Москва: НИЦ ИНФРА-М, 2015. - 208 с. (Научная мысль). - ISBN 978-5-16-103369-2 - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/517112 (дата обращения: 20.03.2020) Кадырбеков, Ю.Д. Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата: учебник для СПО / Ю.Д. Кадырбекова, Ю.Ю. Королева. - Москва: Академия, 2015. - ISBN 978-5-4468-1420-6. Текст непосредственный. Каналин, В. Г. Справочник геолога нефтегазоразведки: нефтегазопромысловая геология и гидрогеология: учебное пособие / В. Г. Каналин. — Вологда: Инфра-Инженерия, 2016. — 416 с. — ISBN 978-5-9729-0067-1. — Текст: электронный . — URL: https://e.lanbook.com/book/80335 (дата обращения: 20.03.2020). Карнаух, Н. Н. Охрана труда: учебник для вузов / Н. Н. Карнаух. — Москва: Издательство Юрайт, 2020. — 380 с. — ISBN 978-5-534-02584-2. — Текст: электронный. — URL: https://www.biblio-online.ru/bcode/449730 (дата обращения: 20.03.2020). Лазарев, В.В. Геология: учебное пособие для СПО/ В.В. Лазарев.– Москва: Альянс, 2020.- 384 с.- ISBN 978-5-91872-126-1. - Текст: непосредственный Мусин, М. М. Разработка нефтяных месторождений: учебное пособие / М.М. Мусин, А.А. Липаев, Р.С. Хисамов ; под ред. А.А. Липаева. - 2-е изд., перераб. и доп. - Москва; Вологда: Инфра-Инженерпя, 2019. - 328 с. - ISBN 978-5-9729-0314-6. - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/1049168 (дата обращения: 20.03.2020) Охрана труда для нефтегазовых колледжей: учебное пособие/ авт. - состав. И.М. Захарова.- Ростов на Дону: Феникс.- 382 с. - ISBN 978-5-222-31158-5. - Текст непосредственный. Покрепин, Б.В. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений учебное пособие / Б.В. Покрепин.- Ростов на Дону: Феникс, 2016.-605 с.- ISBN 978-5-222-26386-0. - Текст непосредственный. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности : - Санкт-Петербург: ДЕАН, 2015.- .- ISBN 978-5-93630-578-8.- Текст непосредственный. Шишмина, Л. В. Практикум по экологии нефтедобывающего комплекса: учебное пособие / Шишмина Л.В., Ельчанинова Е.А., - 2-е изд. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2015. - 144 с. - Текст: электронный. - URL: https://new.znanium.com/catalog/product/701941 (дата обращения: 20.03.2020) Юрчук, А.М., Истомин, А.З. Расчеты в добыче нефти учебник для техникумов / А. М. Юрчук, А. З. Истомин.- 3 издание переработанное и дополненное. – Москва: Альянс, 2020.-272 с.- ISBN 978-5-00106-312-4. - Текст: непосредственный | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
