ТЭНГС Реферат. Технология освоения скважин методом облегчения столба жидкости в скважине
 Скачать 46.72 Kb.
|
|
Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Институт нефти и газа “Уфимский государственный нефтяной технический университет” В г. Октябрьском Кафедра РРНГМ РЕФЕРАТ По дисциплине “Технология эксплуатации нефтяных и газовых скважин” Вариант №26 На тему: «Технология освоения скважин методом облегчения столба жидкости в скважине». Ст. Группы ГРзс 20-12 Д.С.Флигентов Преподаватель Р.И. Сулейманов г. Октябрьский Содержание 1.Общие сведения о рассматриваемой технологии ………………………… 3 2. История развития технологии……………………………………………... 6 3. Современное состояние применения технологического процесса……... 8 4. Предприятия изготовители техники, оборудования и материалов……... 10 5. Предприятия-реализаторы технологии………………………………….. 6. Описание технологического процесса. 7. Подготовительные работы. 8. Порядок выполнения операций технологического процесса 9. Показатели эффективности технологических операций 10. Методика расчета основных технологических параметров. 11. Применяемые техника, оборудование, материалы. 12. Осложнения при выполнении технологического процесса. 13. Список использованной литературы (источников) Общие сведения Освоение скважин - комплекс работ по вызову притока жидкости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее продуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин). Цель освоения - восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемистости нагнетательных скважин. Методы вызова притока и освоения скважин можно классифицировать следующим образом: · Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения). Промывки (прямая, обратная, комбинированная) различными жидкостями. Закачка газообразного агента (газлифт). Закачка газированной жидкости (аэрация). Закачка пенных систем. Тартание желонкой Свабирование. Понижение уровня глубинным насосом. Задавка жидкости глушения в пласт. Прямая промывка - закачка жидкости осуществляется в насосно-компресорную трубу (НКТ), а выход закачиваемой жидкости - из затрубного пространства. Обратная промывка - закачка жидкости осуществляется в затрубное пространство, а выход закачиваемой жидкости из колонны НКТ. Для этого в скважину спускают НКТ, обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опрессовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость. Закачка газообразного агента: Суть данного способа заключается в закачке в скважину сжатого (компримированного) газа, что позволяет изменять плотность образующейся газожидкостной смеси в широких пределах, расширяя, таким образом, возможность вызова притока и освоения скважины. Закачка газированной жидкости (аэрация): Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости и может достигать 300-400 кг/м3. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Закачка пенных систем. Пеной называется двухфазная система, состоящая из раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и газа. В нефтепромысловой практике для вызова притока и освоения скважины используются пены на основе водного раствора ПАВ и газа. Основной особенностью пены является возможность регулирования в широких пределах ее плотности. Получают пену по двум технологиям: 1. Приготовление пены на поверхности с последующей ее закачкой в скважину. 2. Приготовление пены в скважине, для этого закачивают в скважину раздельно растворы ПАВ и газ. Для приготовления пены на поверхности используется специальное устройство, называемое аэратором, на вход которого подаются растворы ПАВ и газ, а на выходе получают пену. Тартание желонкой — не только способ вызова притока и освоения, но и исторический способ эксплуатации скважин с очень низкими пластовыми давлениями. Осуществляется желонкой, представляющей собой отрезок толстостенной трубы (как правило, бурильной), в нижней части которой имеется обратный клапан. Спускается в скважину на тонком (до 16мм) канате с помощью лебедки. Так как объем желонки невелик (за один спуск желонка выносит жидкость объемом не превышающим 0,06 м3), то процесс вызова притока тартанием достаточно медленный. Работа проводится при открытом устье, что представляет определенную опасность, особенно при фонтанных проявлениях. Способ малопроизводительный и трудоемкий, однако, есть возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя. Свабирование (поршневание) — способ понижения уровня в скважине, в которую спущена колонна НКТ. Сваб представляет собой трубу небольшого диаметра (25-37,5 мм), на наружной поверхности которой укреплены эластичные уплотнительные манжеты, наружный диаметр которых соизмерим с внутренним диаметром НКТ. В нижней части сваба имеется обратный клапан. Уплотнительные манжеты, имеющие чашеобразную форму при подъеме сваба, распираются за счет давления столба жидкости над свабом, уплотняя зазор между наружным диаметром манжет и внутренним диаметром НКТ. Сваб спускается внутрь НКТ на лебедке, а глубина его погружения под уровень жидкости определяется прочностью каната и мощностью привода лебедки. Понижение уровня глубинным насосом. На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами. Спускают насосы на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рз < Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки. Задавка жидкости глушения в пласт — при этом вся или большая часть жидкости глушения залавливается в пласт за счет подключения компрессора, давление которого воздействует на уровень жидкости глушения. Когда расчетный объем жидкости глушения поглощен пластом, компрессор отключается и давление в газонаполненной части скважины резко снижается (стравливание давления газа в атмосферу). При этом существенно снижается и забойное давление, провоцируя поступление флюидов из пласта в скважину. Компрессирование с увлажнением (жидкий азот).В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству (между НКТ и ЭК) присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве вытесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, попадает вовнутрь НКТ и разгазирует жидкость в них (столб жидкости облегчается), происходит выброс её на поверхность. В результате давление на забое сильно снижается, начинается приток и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Нагнетание газа не прекращается до тех пор, пока скважина не очиститься от воды и глинистого раствора и не перейдет на нефть или газ. После получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. История освоения. Нефтяные месторождения, как и каждый человек, имеют свою судьбу. В августе 1971 года при бурении скважины Р-62 нефтеразведки объединения "Обьнефтегеология" получили фонтан нефти дебитом 200 тонн в сутки. Он известил об открытии нового месторождения, о котором заговорили сразу, поскольку вырисовывались небывалые перспективы и даже возникло сравнение с Самотлором. Геологи уверяли, что здесь тоже уникальные залежи нефти. В процессе разведки выявилась промышленная нефтегазоносность двенадцати пластов. Предполагаемая площадь добычи исчислялась 1260 квадратными километрами. Новую подземную кладовую нарекли младшей сестрой "Самотлора". А названию месторождения было дано в честь В.П.Федорова, главного геофизика Сургутской нефтеразведочной экспедиции, специалиста, который отдал много энергии и сил разведке недр Среднего Приобья. При его непосредственном участии были открыты многие месторождения, составившие в процессе их дальнейшей разработки основу нефтедобывающей промышленности края. С первых же дней Федоровское месторождение стало своеобразным полигоном ускоренного внедрения новых методов. Первоочередные участки были переданы в эксплуатационную разработку уже в 1972 году. Институт "Гипротюменьнефтегаз" в проекте предусмотрел сооружение промысловых объектов только из блоков и узлов заводского изготовления с полной автоматизацией. В короткий срок был построен трубопровод, связавший Федоровское месторождение с Западно-Сургутским товарным парком. В первые годы обустройством Федоровского месторождения занимается старейшее в регионе нефтегазодобывающее управление "Сургутнефть". Объемы растут, и в мае 1977 года принимается решение о создании НГДУ "Федоровскнефть". В течении года было добыто свыше 10 млн. тонн сырья. Промысловики приступают к подготовке нефти высшей группы качества, успешно справляются с планом по сдаче сырья экспортной кондиции. Но не все давалось так просто. Еще в декабре 1977 года в результате срыва сроков ввода объектов системы ППД дефицит закачки воды составил тогда 10 млн. м3 , пластовое давление в зонах отбора жидкости значительно снизилось и, как следствие, стала уменьшаться производительность скважин, возрос газовый фактор. Все это, в конечном счете, отрицательно сказывалось на режиме эксплуатации месторождения. Необходимо было в срочном порядке форсировать строительство объектов для обеспечения стабильного функционирования промысла. За годы освоения этой уникальной подземной кладовой было построено более 4,5 тысяч эксплуатационных и нагнетательных скважин, добыто свыше 430 млн. тонн нефти и более 50 млрд. м3 газа. Из 10 скважин получено по 1 млн. и более тонн сырья. И все-таки падение уровня добычи - удел всех месторождений, процесс, так сказать, необратимый. Но это не значит, что были потеряны объемы сырья. Упущено обустройство под систему газлифтных скважин, а главное - под систему ППД. Когда в 1983 - 1985 годах началось падение объемов, все силы специалистов объединения и НГДУ были брошены на то, чтобы исправить ситуацию. И хотя снижение добычи на Федоровском месторождении продолжалось до 1996 года, а по некоторым объектам наблюдается и сейчас, ситуация в целом стабилизировалась. В первую очередь за счет ввода в разработку залежи АС 4-8, и технологическая схема составлена таким образом, что в течение ближайших лет будут удерживаться объемы на одном уровне. Это очень существенный момент. И сейчас мы имеем "ковер" для бурения до 2018 года. Опытные и экспериментальные работы по этим вариантам освоения начались еще в 1985 году. Первые результаты были утешительными, извлечь из имеющихся запасов всего 15%. Строительство горизонтальных скважин дает гораздо больше - 25%. Пять комплексов телеметрических систем приобрели у американской фирмы "SPERRY-SAN". Проектом предусмотрено пробурить 1000 горизонтальных скважин. И, надо сказать, первые результаты неплохо соотносятся с прогнозами. Если начальные дебиты по обычным наклонно-направленным скважинам составляют около 13 тонн в сутки, то по горизонтальным - 50 тонн в сутки. Правда, они и дороже в 3 раза, но себя оправдывают. В мае 2002 года коллектив НГДУ "Федоровскнефть" отметил свое двадцатипятилетние. Перспектива Федоровского месторождения всегда была обозначена довольно четко. И внедрения новых методов, и применения современного оборудования, готовы продлить жизнь этой подземной кладовой еще на долгие годы. Современное применение технологии Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае н а фланце обсадной коло нны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой и ли дегазированной нефтью, можно по лучить уменьшение забойного давления на величину  (3)где ρ1 - плотность глинистого раствора; ρ 2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины. Таким способом осваиваются скважины с большим пластовым давлением Pпл>ρ2ּgּLּcosβ и пр и наличии коллекторов, хорошо поддающихся освоению. Как видно из фор мулы (2.3), при смене гл инистого раствора (ρ1 = 1 200 кг/м3) н а нефть (ρ 2 = 900 кг/ м3) максимальное снижение давления состав ит всего л ишь 25 % от давления, создаваемого сто лбом глинистого раствор а. Этим по существу и ограничиваются возможности метода. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агрегатов, а иногда и буровых насосов. В некоторых случаях, когда по опыту освоения скважины данного месторождения имеется уверенность в безопасности, при меняют дополнительно поршневание для отбор а части жидкости из скважины и дальнейшего снижения забойного давления.  Рисунок 1 - Схема освоения скважины - замен а скважинной жидкости на более легкую Предприятия изготовители техники ОАО «Группа ГМС» — крупный многопрофильный холдинг, обладающий одним из самых мощных научно-производственных потенциалов в области разработки и производства насосного и блочно-модульного оборудования для различных отраслей промышленности: нефтегазовой отрасли, энергетики, трубопроводного транспорта, водного хозяйства и ЖКХ. Важным направлением деятельности Группы является сооружение объектов «под ключ» и комплексное обустройство объектов нефтегазодобычи, водоснабжения и водоотведения. ОАО «ГМС Насосы» (Ливгидромаш) - уже более 60-ти лет является одним из крупнейших производителей насосов и насосного оборудования для нефтедобывающей, нефтехимической, судостроительной промышленностей, энергетических, коммунальных предприятий, агропромышленного комплекса и др. ведущих отраслей народного хозяйства России. Насосный завод «ГМС Насосы» входит в первую сотню лучших предприятий страны. За время своего существования наш насосный завод выпустил более 4 000 000 насосов, в том числе и на экспорт. «ГМС Насосы» и сейчас уверенно конкурирует среди производителей насосов. ОАО «Ливнынасос» входит в ОАО «Группа ГМС», он расположен в городе Ливны, городе насосостроителей занимающихся производством насосов с 1947 года и специализируется на производстве электронасосных агрегатов типа «ЭЦВ» с погружным электродвигателем, предназначенных для подачи воды из артезианских скважин городского, промышленного, сельскохозяйственного водоснабжения, орошения и понижения уровня грунтовых вод. Петербургский Машиностроительный Завод ведет свою историю от Ленинградского машиностроительного завода, который выпускал продукцию для нефтегазовой отрасли еще с 1950-х годов. Ленинградский машиностроительный завод первый в стране стал выпускать установки для освоения и ремонта нефтегазовых скважин. Подъемные установки поставляются во все нефтеносные регионы России, а также в Казахстан, Беларусь, Индию, Сирию, Кубу, Сербию. В настоящее время подъемные установки ПМЗ работают практически в каждой нефтяной и сервисной компаниях России. 6. Подготовка к освоению. Перед началом освоения к устью скважины подается монтажная арматура, с помощью которой будет возможна техническая организация процесса разработки. Независимо от выбранного метода освоения, на фланец смонтированной обсадной колонны ставится задвижка с повышенным давлением. Она потребуется в случае принятия решения о перекрытии ствола. В рамках подготовки выполняется прободение выработки и монтаж забоя, после чего можно приступать к погружению в образованный колодец насосно-компрессионного оборудования. В обязательном порядке освоение скважины предусматривает возможность выведения наплывов из пластов. Эта операция также включается в список предохранительных мероприятий на случай предотвращения аварий или воздействия нежелательной нагрузки на оборудование. Список использованных источников https://fb.ru/article/335129/osvoenie-skvajinyi-metodyi-opisanie-protsessa-bezopasnost-remont-skvajin |