Курсовая работа: Техника и технология проведения ПРС с применением гибких труб

Введение

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

– установка цементных мостов;

– выполнение работ по изоляции пластов.

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

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

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

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Район работ приравнивается к 4 категории трудности.

1.2 Стратиграфия

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

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

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

Палеозойский фундамент

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

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

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

Баженовская свита толщиной от 9 до 26 м представлена аргиллитами.

Меловая система

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7