Обоснование технологии борьбы аспо с помощью колтюбинга (гибкая труба) на западно-сургутском месторождении

ГНКТ меньшего диаметра и стационарного исполнения уже много лет используют для адресной доставки химических реагентов на прием глубинного насоса согласно изобретению [7]. Такое техническое решение по изобретению [8] адаптировано для одномоментной закачки растворителя значительного объема на прием глубинного насоса. Трубный контейнер емкостью 100−600 литров с открытым низом герметично монтируется к входу в насос. К верхней части контейнера также герметично фиксируется стационарная труба Ø12−15 мм, по которой с устья скважины подается насосом растворитель или любой другой технологический реагент. Заполнение контейнера растворителем происходит при закрытой задвижке выкида лифтовых труб, а перемещение растворителя из контейнера в колонну лифтовых труб осуществляется глубинным насосом в оптимальной последовательности.

Предварительные расчеты показывают, что для скважин, оборудованных ШСНУ на глубине 1000 м, со средним объемом отложений в лифтовых трубах (400−600 литров) требуется от 2-х до 3-х циклов подачи растворителя в колонну НКТ. Циклическая закачка реагента в колонну лифтовых труб дает определенный положительный эффект, заключающийся в усилении массообменных процессов при движении реагента вдоль трубных отложений.

Закачка растворителя через трубу на прием насоса и перемещение такоего растворителя в лифтовые трубы с помощью глубинного насоса могут вестись одновременно при условии, что производительность насоса по закачке растворителя в трубку будет не ниже, чем подача глубинного насоса.

Решение в ближайшем будущем этих задач по адресной доставке и более эффективному использованию растворителей в скважинах с АСПО, по мнению Денисламова И. З. и Галимова А. М. позволит увеличить продолжительность безремонтного периода работы скважин, снизить затраты на приобретение растворителей и проведение подземных ремонтов.

Определенная часть нефтедобывающих скважин Волго-Уральской провинции эксплуатируется в крайне осложненных условиях. С одной стороны, в глубинно-насосном оборудовании и колонне лифтовых труб происходит интенсивное образование АСПО.

Другой проблемой является наличие в скважинной продукции сероводорода повышенной концентрации. Ситуация может усугубляться наличием в водной фазе пластовой жидкости сульфатвосстанавливающих бактерий, способных на порядок повысить скорость коррозионных процессов в относительно спокойной среде. К такой опасной зоне в скважине относится межтрубное пространство с обсадной колонной, потеря герметичности которой резко повышает все расходы на дальнейшую эксплуатацию скважины.

Предлагается технология эксплуатации таких скважин с глубинным плунжерным насосом, в которой ключевым моментом является наличие в теле колонны НКТ обратного клапана (ОК), расположенного над глубинным насосом [9]. Межтрубное пространство в зоне глубинного насоса герметизируется пакером и заполняется технической жидкостью с повышенной концентрацией ингибиторов коррозии и бактерицидов. Для исключения перетока скважинной продукции из лифтовых труб в межтрубное пространство на устье скважины угловой вентиль обсадной колонны перекрывается и для исключения инцидентов снабжается электроконтактным манометром. Схема реализации технологии приведена на рис. 2.

7.

Рис. 2.7 Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины.

1 — колонна лифтовых труб, 2 — глубинный насос, 3 — обратный клапан насоса, 4 — обратный клапан в межтрубное пространство, 5 — пакер, 6 — межтрубное пространство, 7 — угловой вентиль, 8 — ЭКМ Техническая жидкость в межтрубном пространстве имеет двойное назначение. Первая функция — ингибиторная защита колонны НКТ и эксплуатационной колонны от коррозионных процессов. Вторая функция — надежное закрытие обратного клапана 4 за счет повышенной плотности технической жидкости. Такое важно в дни простаивания скважины, когда через неработающий насос пластовая жидкость с газом будет поступать в колонну НКТ. Так как в момент остановки скважины гидростатическое давление в межтрубном пространстве будет выше, чем аналогичное давление в колонне НКТ, то такоет фактор будет иметь весомое значение для закрытого состояния обратного клапана.

Электроконтактный манометр 8 связан с пультом управления работой глубинного насоса: отключает электропитание насоса при повышении давления в межтрубном пространстве выше допустимого значения. Такая ситуация может возникнуть при работающем насосе и внезапной или постепенной закупорке лифтовых труб или наземных трубопроводов от скважины отложениями различного характера: АСПО, мех. примесями или посторонними предметами.

Подземное оборудование используется в двух режимах:

1. Эксплуатация продуктивного пласта: угловой вентиль межтрубного пространства 7 закрыт, скважинная продукция поднимается только по колонне НКТ, обратный клапан в межтрубное пространство закрыт гидравлически (давление в межтрубном пространстве будет выше, чем в колонне НКТ). До момента пуска в работу глубинного насоса такоему будет, в частности, способствовать повышенная плотность технической жидкости в межтрубном пространстве.

2. Закачка растворителя в колонну лифтовых труб: угловой вентиль 7 открыт, в колонну НКТ с устья закачивают реагент, при такоем ОК открывается под действием перепада давления. В последующем насос пускают в эксплуатацию, растворенные отложения вместе с продукцией скважины выносятся по лифтовым трубам на поверхность земли.

Использование coil-tubing позволит существенно ускорить процесс технологии удаления АСПО из колонны НКТ.

2.

6.1. Область применения установок с coil-tubing.

Применение установок с использованием coil-tubing следует отнести к достижениям последнего десятилетия, хотя первые попытки создания подобного оборудования были начаты еще в конце 60-х годов XX века. Развитие новых технологий (особенно в производстве сплошных колонн) привело к созданию качественно новых решений в строительстве, эксплуатации и ремонте скважин.

Основные преимущества использования колтюбинговых установок Отличная герметизация устья скважины при проведении любых видов ремонтных работ, на любом их этапе. С момента подготовки к работе ремонтного оборудования до полного окончания и свертывания работ устье скважины будет полностью герметизировано [11].

С помощью такоей технологии в нефтегазовой отрасли появилась возможность проведения ремонтных скважинных работ без глушения;

выполнения любых скважинных работ с применением колтюбинга нет необходимости осваивать или вызывать приток скважины;

силу того, что технология не подразумевает использование резьбовых соединений, а также перемещения на мостки насосно-компрессорных труб при проведении спуско-подъемных работ, они становятся полностью безопасными для осуществляющих их специалистов [11].

При необходимости подземного ремонта с помощью технологии колонны ГНКТ не только обеспечивается полная безопасность рабочих, но и значительно улучшаются условия их работы.

Спуско-подъемные операции занимают значительно меньшее время.

Простота организации бурения, спуска оборудования и инструментов, выполнения любых работ в горизонтальных и искривленных скважинах.

Обеспечение безопасности окружающей среды во время проведения бурения или ремонта скважин, полное соблюдение международных требований в области экологии.

Экономическая целесообразность применения по сравнению с традиционными методами [11].

Особенности колтюбинга На сегодняшний день использование оборудования такоей группы для бурения и ремонта скважин становится все более востребованным, распространенным. Среди всех видов оборудования данной группы, колтюбинг осваивается самыми быстрыми темпами. На фоне традиционного оборудования, колтюбинговые установки стали настоящим технологическим прорывом, существенно повысив эффективность и экономическую целесообразность работ по бурению и ремонту скважин. Особенно востребован такоет тип оборудования при работе в сложных географических и погодно-климатических условий [11].

Недостатком применения колтюбинговых установок является то, что она не во всех видах работ способна обеспечить соответствие тем высоким критериям и параметрам работ, которые свойственны для традиционного оборудования, достигшего на настоящий момент оптимального уровня своего развития. Расширение сферы использования колтюбинга объясняется не только преимуществами оборудования, но и постоянным его развитием, благодаря чему колонны ГНКТ обеспечивают решение все большего количества задач [11].

Применение колтюбинговых установок позволило внести существенные изменения в сферы, связанные с бурением и ремонтом нефтяных и газовых скважин, выполнением каротажных исследований, вскрытием пластов в сложных условиях, например, скважинах, имеющих сильное искривление [11].

С помощью установок coil-tubing можно проводить следующие технологические операции в скважинах:

1. промывка парафино-гидратных пробок;

2. промывка забоя нефтяных, нагнетательных и прочих скважин;

3. обработка призабойной зоны скважины кислотами;

4. обработка призабойной зоны ПАВ;

5. обработка призабойной зоны растворителями (ШФЛУ, ацетон и др.);

6. глушение скважины при отсутствии насосно-компрессорных труб;

7. изоляционные работы по пласту селективными материалами;

8. изоляционные работы в скважинах тампонажными материалами;

9. извлечение посторонних предметов из НКТ и эксплуатационной колонны;

10. проведение промыслово-геофизических исследований;

11. проведение прострелочных работ;

12. освоение скважин пенными системами;

13. гидропескоструйная перфорация в НКТ и эксплуатационной колонне;

14. резка насосно-компрессорных труб;

15. бурение песчаных, цементных, солевых и прочих пробок в НКТ и эксплуатационных колоннах;

16. проведение промыслово-геофизических исследований в горизонтальных и крутонаправленных скважинах;

17. определение негерметичности эксплуатационной колонны пакерами;

18. обследование забоев скважины печатями;

19. замена скважинной жидкости на нефть и другие рабочие жидкости.

Как видно из вышеизложенного перечня технологических операций, ряд из них (такие как геофизическое исследование горизонтальных и крутонаправленных скважин) возможны только с применением установок coil-tubing.

Увеличение объемов ремонта скважин при помощи установок coil-tubing обусловлено следующими факторами:

1) экологичность работ за счет применения технологий с герметизированным устьем и замкнутой циркуляцией;

2) сохранение добывных возможностей скважины при ремонте за счет исключения вредного влияния процесса глушения;

3) экономическая эффективность ремонта в связи с сокращением времени на спускоподъемные операции и подготовительно-заключительные работы.

Непосредственно на Западно-Сургутском месторождении использование coil-tubing началось с февраля 1994 года и в течении двух лет работы велись только одной установкой.

В 1994 году было отремонтировано 80 скважин, в 1995 уже 104 скважины, что составило соответственно 11 и 20% от общего объёма ремонтов, выполняемых управлением. Всё такое — промывки гидратно-парафиновых пробок, за исключением двух скважин, где в феврале 1995 года проводились работы по промывке забоя и освоению скважин. Другие виды работ, вплоть до мая 1996 года, не проводились по двум причинам. Во-первых, приобретался опыт работы с установкой, и велось обучение персонала, во-вторых, не было подходящего насосного агрегата. Насосный агрегат ЦА-320 выдерживал промывку одной гидратной пробки, после чего менялась поршневая система насоса, а также постоянно происходил перегрев двигателя. При промывке забоев двух разведочных скважин вышли из строя два насоса 9 Т.

Учитывая опыт работы с первой установкой, было закуплено три установки и четыре насосных агрегата. Данные комплексы были запущены в работу с мая по июль 1996 года, что позволило увеличить количество выполняемых работ. В 1996 году проведён ремонт на 200 скважинах. Расширилась и номенклатура ремонтов. Основную массу работ комплексов составили промывки гидратно-парафиновых пробок — 118 скважин, проводились промывки забоев, кислотные обработки призабойных зон, геофизические исследования на нефтяных и нагнетательных скважинах.

По третьему контракту в конце 1997 года получено пять установок и пять насосных агрегатов. Две из них запущены в работу в декабре 1997 года, а три в январе 1998 года. В июле 1998 года для обеспечения автономности работы установки Непрерывная труба производится монтаж автономного нагревательного котла фирмы «DREKO». До такоего для нагревания промывочной жидкости использовались паро-передвижные установки. С июля 2000 года произведен монтаж автономных нагревателей еще 5 установках фирмы «Хайдра Риг». А на конец 2000 года нагреватели установлены на всех 15 установках «НТ».

В 1999 году акционерным обществом закупается 6 установок coil-tubing и насосные агрегаты, с установленными на них, автономными нагревательными котлами фирмы «Хайдра Риг». В 2001 году закуплено еще 8 установок coil-tubing в комплекте с насосными агрегатами и котлами.

Дополнительная и восстановленная добыча на отремонтированных скважинах, осложненных парафино-гидратными отложениями установкой coil-tubing приведена на рисунке 2.

8.

Рис. 2.8 Дополнительная добыча от отремонтированных скважин.

2.

6.2. Проведение подготовительных работ перед удалением АСПО.

Монтаж оборудования:

1 .Расположение агрегата с coil-tubing:

2.Агрегат должен быть расположен под углом 90° к скважине.

3.Установив установку coil-tubing к скважине, включить стояночный тормоз. установить противооткаты; 2- под средний мост спереди и 2 -под задний мост сзади, после чего включить РТО.

4.Прогреть масло в гидравлической системе до температуры не ниже 15° С.

Подготовка агрегата к монтажу:

1. Поднимите кабину на необходимую для выполнения работы высотуили до уровня, отмеченного на опорах белой краской.

2. Установите опоры для крана и убедитесь в том, что агрегат стоит ровно. Указатели уровня находятся с обеих сторон крана.

3. Разъедините блок крана и поднимите кран, чтобы поднять к установкедвойное колено («гусак»). В такое же время убедитесь, что второе колено «гусака» закреплено.

4. Снимите две закрепляющие цепи и зажимы с барабана, чтобы барабанмог вращаться.

5. Через «гусак» введите «гибкую трубу» в инжектор (если «гибкая труба» была убрана после предыдущей работы).

6. Поднимите краном инжектор с помощью проушины для подъемаиподготовьте конец трубы к выполнению определенного вида работ.

Проверка превенторов:

Проверка производится путем наблюдения за открыванием и закрыванием каждого комплекта плашек. После проверки каждой секции в процессе опресовки убедитесь, что нет просачивания внутри или снаружи плашек.

2. Если увидите просачивание, выключите и отремонтируйте плашки. Проверка может быть сделана сверху вниз или снизу вверх. Такое решение принимает бурильщик Установка оборудования на устье скважины.

1. Снимите подъемный переводник с верхней части блока превенторов. Установите инжектор на блок превенторов и затяните соединительную муфту Боуэна. Соединительную муфту Боуэна затягивать только вручную.

2. Соединив инжектор и блок превенторов, разъедините нижнюю соединительную муфту Боуэна и поднимите их как одну деталь, в то же время поверните барабан, чтобы выровнять его с устьем скважины.

3. Для установки «Стюарт Стивенсон» опустите домкрат, который держит вес инжектора под датчиком веса. Он должен быть поднят во время переезда. Для установки «Хайдра Риг» фиксируется при помощи гаек. Перед монтажом необходимо отпустить, а перед переездом — затянуть.

4. Проверните кран с инжектором в сторону устья скважины. Когда инжектор будет вынесен за пределы агрегата, пропустите гибкую трубу через блок превентора пока не выйдет её конец. Если вы собираетесь использовать инструменты на конце гибкой трубы, прикрепите их сейчас. Если инструменты длинные, например, забойный двигатель, насадите лубрикатор перед тем, как прикреплять инструменты к концу трубы.

5. Установите тампонажный тройник с переходным фланцем на устье скважины. Убедитесь, что уплотнение в хорошем состоянии и, затем, затяните все болты с помощью молотка и гаечного ключа.

6. Установите блок превентора на тампонажный тройник и затяните соединительную муфту Боуэна. Затягивать только вручную.

7. Закрепите цепями инжектор к основанию устьевого оборудования.

8. Рекомендуется протянуть одну цепь с передней стороны инжектора и одну с задней стороны инжектора. Затяните цепи зажимными устройствами для того, чтобы предотвратить движение инжектора во время проведения работ.

9. Разместив цепи установите опоры под инжектором, поднимите их на не-обходимую высоту и закрепите.

Расположение насосного агрегата.

Насосно-компреесорный агрегат должен быть расположен однако, чтобы сто моторист и бурильщик установки с гибкой трубой могли видеть друг друга. Визуальный и словесный контакт обязателен.

Монтаж насосно-компрессорного агрегата.

После того, как смонтированы линии высокого давления от барабана с гибкой НКТ к насосу насосно-компрессорного агрегата, с помощью троса необходимо застраховать все быстроразъемные соединения с закреплением одного конца троса за раму установки с гибкой трубой, другого за раму насосно-компрессорного агрегата. Диаметр троса должен быть не менее 6 мм. Тросы необходимы потому, что нередко давление на линиях нагнетания достигает 34МПа. Максимальное давление при опрессовке насосного агрегата и линий должно быть 35М1Та.

Монтаж воздушного компрессора.

Когда работа закончена н coil-tubing извлечена на поверхность, выключите и отсоедините насосный агрегат. Подключите компрессор и при давлении 80−100кПа удалите жидкость из гибкой трубы. Агрегат с гибкой трубой должен оставаться на месте, пока эта операция не будет завершена.

Демонтаж.

Произведите выше перечисленные действия в обратном порядке и подго-товьте агрегат к транспортировке. Перед транспортировкой убедитесь, что домкрат под датчиком веса поднят и барабан закреплен цепями.

2.

6.3. Проведение работ по промывке гидрато-парафиновых пробок в скважинах установкой coil-tubing.

Подготовительные работы:

1. Произвести расстановку оборудования согласно «Типовой схемы», утвержденной главным инженером.

2. Провести монтаж оборудования, согласно регламента проведения работ с установкой «Coil-tubing» и типовой схемой обвязки устья скважины с установкой «Coil-tubing».

3. Заполнить емкость для подогрева рабочей жидкости.

4. Обвязать ППУ быстро соединяющимися трубками на «жесткую» с регистрами блока очистки и нагрева. Промыть регистры горячей водой с паром установкой ППУ. Отключить ППУ обвязать обратку регистров быстро соединяющимися трубками на «жесткую» с водяной емкостью ППУ, надежно закрепить. Закрыв задвижку на обратке (поз. П 8 по типовой схеме) опрессовать циркуляционную систему (ППУ блок очистки и нагрева, ППУ) на давление 60 МПа. Установкой ППУ.

5. Обвязать промывочный агрегат с установкой «Coil-tubing» (согласно типового регламента) и емкостью нагрева.

6. Обвязать трубное пространство скважины с желобной емкостью трубками высокого давления и надежно закрепить.

7. Опрессовать оборудование и нагнетательную линию согласно типовой инструкции и плана работ.

8.Закрыть задвижку на паровом регистре. Давление 0,4 МПа., температура пара не более 200 °C. Нагреть рабочую жидкость до t: +70−80°С. Давление пара на нагнетательной линии.

Промывка пробки.

1. Вызвать циркуляцию через желобную емкость .

2. Открыть задвижку на паровом регистре.

3.Спустить «гибкую трубу» с «пером» и обратным клапаном до пробки.

4. Промыть пробку горячей рабочей жидкостью согласно плана работ.

5. В процессе промывки открыть задвижку на Блоке очистки и нагрева (поз. 9 на типовой схеме).

6. Открыть задвижку на затрубном пространстве скважины, убедиться в наличии циркуляции.

7. При отсутствии циркуляции произвести отогрев затрубного пространства скважины, согласно плана работ.

8. Заглушить скважину по плану работ.

9. Поднять «гибкую трубу» из скважины.

Заключительные работы.

1. Провести демонтаж оборудования, согласно Типового регламента работы с coil-tubing.

2. Закачать рабочую жидкость из блока очистки и нагрева в коллектор нефтяной скважины.

3. Убрать рабочее место, территорию вокруг устья скважины и очистить желобную емкость от продуктов обработки.

2.

6.4. Пример гидравлического расчёта промывки скважины № 102 Западно-Сургутского месторождения при удалении гидратно-парафиновой пробки.

В данном разделе приведен гидравлический расчет при удалении гидратно-парафиновой пробки. Ниже приведены исходные данные, используемые для расчета (табл. 2.1):

Таблица 2.1.

Исходные данные для гидравлического расчета на Западно-Сургутском месторождении.

Кондуктор: 245 мм 399м Эксплуатационная колонна: 146 мм 2680м Мощность стенок: 9 мм 0−2680м Искусственный забой: 2550 м Текущий забой 2550 м Интервал перфорации: пласт БВ10 2160,8−2164,8 м Давление опрессовки эксплуатационной колонны: 16МПа Максимальный угол наклона: 41° на гл. 1580 м. Тип фонтанной арматуры: АФТ-65−210. Кольцо 205 мм Колонная головка: КГТ-150−146×245 Пластовое давление: 210 атм. (21 МПа) Газовый фактор: 51м3/сут. Обводненность: 90% Дебит: 40м3/сут НКТ (внешний диаметр): D=8, 8.9мм НКТ (мощность стенки): δ=6.5мм НКТ (внутренний диаметр): d=76мм НКТ (глубина спуска): 1173 м Подземное оборудование: УЭЦН5−30−1000.

Промывочные трубы (внешний диаметр): 38.1 мм Промывочные трубы (мощность стенки): 2.7мм Промывочные трубы (внутренний диаметр): 32.7 мм Плотность эмульсии р=930 кг/м3 Жидкость закачивания нефти, плотностью р3 =795 кг/м3 Вязкость жидкости закачки μ3=0,003 Н*см2.

Для промывки использовался насосный агрегат на шасси автомобиля «Кенворт», оборудованный насосом SPM (максимальное давление — 70МПа, максимальный расход — 0,53 м3/с). Промывка велась на третьей скорости при диаметре плунжера 100 мм (подача Q=0,012 м3/с, давление P=37,4МПа).

Пластическая вязкость и предельное напряжение сдвига жидкости закачивания определяются по нижеприведенным формулам:

η= 0,003*10−3-0,022 (2.1).

τ=8,5*10−3*ржн-7 (2.2).

где ржн — плотность вязкопластичной жидкости, кг/м3.

η- пластическая вязкость, Па*с.

τ-предельное напряжение сдвига, Па.

η= 0,003*10−3*930−0,022=0,869.

Па*с.

τ=8,5*10−3*930−7=0,905Па Скорость движения жидкости в кольцевом зазоре вычисляется по нижеприведенным формулам:

ω=4Q/(π(D2вн-d2нар)) (2.3).

где Q-расход жидкости, м3/с.

ω=4*0,012/(3,14(0,1282−0,0892))=1,143м/с Вычисляем число Рейнольдса для нефти:

Rekз=ω(Dвн-dнар)*рн/μн (2.4).

Rekз=1,143(0,128−0,089)*795/0,003=17 265.

Так как Rekз=17 265, то режим турбулентный и коэффицент гидравлического сопротивления определяем:

γ=0,3164/4√Re (2.5).

γ=0,3164/4√17 265=0,0276.

Находим градиент потерь давления на трение при движении нефти :

Aкзз=γω2ρ3/((Dвн-dнар)) (2.6).

Aкзз- 0,0276*1,1432*795/(2*(0,128−0,089))=251,46Па/м Рассчитываем параметр Хедстема:

НЕ=τ*ρжн (Dвн-dнар).

2/η2 (2.7).

НЕ=0,905*930*(0,128−0,089).

2/0,8 692=36211,14.

Вычисляем критическое число Рейнольдса:

Определяем объем жидкости закачки:

V3=3,14(d2вн*Н+(D2вн-d2нар)*Х)/4 (2.8).

V3=3,14(0,0762*2550+(0,1462−0,0892).

2083,6)/4=33,47 м³.

Максимальный объем жидкости закачки:

V3макс=3,14Н (D2вн+d2вн-d2нар)/4 (2.9).

V3макс=3,14*2550(0,1282+0,0762−0,0892)/4=38?37м3.

Продолжительность закачки:

Тз=Vз/Q (2.10).

Тз=33,47/0,012=2789=0,76 ч.

Определим скорость жидкости в трубе:

ω=4Q/3,14d2вн (2.11).

ω=4*0,012/(3,14*0,0762)=2,646м/с Вычисляем число Рейнольдса;

Re=ωdвн*ρн/μн (2.12).

Re=2,646*0,076*795/0,003=53 290.

Так как Re‹ 100 000, то коэффициент вычисляем:

γ=0,3164/4√Re (2.13).

γ=0,3164/4√53 290=0,0210.

Вычисляем потери на трение в трубах:

∆Pтгл=0,81γНQ2ρ/d5вн (2.14).

∆Ртгл=0,81*0,0210*2550*0,0122*795/0,0765=1,96*106Па Определяем критическую скорость:

Ωкр=25√τ/ρ (2.15).

Ωкр=25√0,905/930=0,78м/с так как ω › ωкр, то режим движения турбулентный, тогда потери на трение определяем по формуле:

∆Pтгл=0,012ρНω2/dвн (2.16).

∆Pтгл=0,012*930*2550*2,6462/0,076=2,62МПа Определим потери давления на трение при движении жидкости в кольцевом зазоре на расстоянии Н:

∆Pкз=Акз*Н (2.17).

∆Pкз=255,8*2550=0,652МПа Вычисляем ∆Pкз :

∆Pкз=Aкзз*Н (2.18).

∆Pкз =251,46*2550=0,641 МПа Определяем давление закачки:

Pз=(ρз-ρ)*9,8(Н-Х)+∆Рт+∆Ркз+∆Ркзз (2.19).

Рз=(930−795)*9,81(2550−2083,6)*10−6+2,62+0,652+0,641=4,533МПа.

3.Экономическая часть.

Для экономического расчета эффективности работ ГНКТ на Западно-Сургутском месторождении, в текущих экономических условиях, взяты следующие данные (таблица 3.1).

Таблица 3.1.

Сметная стоимость бригады КРС Описание Ед. измерения Цена, долларов США Цена нефти Тонна 360 Ставка бригады КРС Час 45 Азот, ex-Ноябрьск Тонна 125.

Средние данные по времени исполнения работ бригад КРС приведены в таблице 3.

2.

Таблица 3.2.

Среднее время выполнения работ бригадой КРС Описание Ед. изм. Количество Удаление АСПО Дней 7−10 Промывка ствола Дней 18−24 Промывка забоя после ГРП Дней 14−20.

Удаление АСПО пробок.

Целью данной операции является удаление парафина из рабочей колонны НКТ, а также из затрубного пространства между НКТ и обсадной трубой, с тем, чтобы бригада КРС могла начать ремонт скважины. Пробки находились на глубине 350−600 метров, т. е. в линзах вечной мерзлоты. Причинами возникновения пробок как правило выступают — значительное падение дебита, увеличение газо-жидкостного фактора и нарушение изоляции колонны.

Традиционно проблема решается проведением матричных кислотных обработок установкой КРС. Последняя из трех ситуаций является наиболее привлекательной для использования ГНКТ, т.к. здесь не потребуется бригада КРС, а скважина возобновляет добычу сразу после работы ГНКТ. Возможными скважинами-кандидатами для ГНКТ могут также быть фонтанирующие скважины и скважины, оборудованные электроцентробежными насосами (ЭЦН).

Другие виды заканчивания скважин (штанговые насосы, гидравлические и поршневые насосы) требуют проведения работ посредством станка КРС.

Оценка эффективности.

Сравнение двух технологий может определить эффективность применения ГНКТ для удаления парафиновых (гидратных) пробок. Время, которое требуется бригаде КРС для выполнения такоей работы, колеблется от 7 до 10 дней, что будет стоить около 10 000 долларов США (включая материалы и вспомогательное оборудование). Эта операция производится как часть программы ремонта скважины. Подобная работа, выполненная посредством ГНКТ, занимает два дня и стоит около 30 000 долларов США.

ГНКТ выполняет в среднем 12 работ в месяц. КРС делает в среднем 3 работы в месяц. Следовательно, можно произвести экономический расчет согласно нижеприведенной формуле (допуская, что дебит скважин остается постоянной средней величиной в течение определенного времени):

Валовой доход (ГНКТ) = (Nгод х Qгод х $oil) — $гнкт и.

Валовой доход (КРС) = (Nгод х Qгод х $oil) — $крс где, $oil — текущая продажная цена нефти для ОАО «ННГ», $/тонна.

Q год — средний дебит, тонн/год.

$ гнкт — стоимость услуг ГНКТ.

$ крс — стоимость услуг КРС.

N год — количество работ за год При условии, что Тгнкт=2 дня, Ткрс=10 дней, совокупная выручка и совокупный доход КРС и ГНКТ будут следующими (табл. 3.3):

Однако, несмотря на более высокие операционные расходы при использовании coil-tubing, эффективность ГНКТ практически в четыре раза превосходит эффективность работ, проводимых бригадой КРС с использованием труб НКТ.

Сравнение двух вариантов операции по удалению АСПО пробок показывает, что ГНКТ предлагает очень эффективное и быстрое решение проблемы по сравнению с традиционным станком КРС.

Таблица 3.3.

Сравнительный анализ эффективности удаления гидратных пробок бригадами КРС и ГНКТ соответственно.

КРС Т ремонта, дней Т дебит, дней Q Q мес., Q год, Вал. выручка, US$ Вал. доход, US$ количество скваж. тонн/сут (перв) тонн тонн 10 000 $ 1 10 20 15 300 5 325 1 917 000 1 696 460 Месяц 3 30 60 45 900 16 425 5 913 000 5 232 743 Год 36 360 720 540 10 800 197 100 70 956 000 62 792 920 ГНКТ 30 000 $ 1 2 28 15 420 5 445 1 960 200 1 734 690 Месяц 12 24 336 180 5 040 65 340 23 522 400 20 816 283 Год 144 288 4 032 2 160 60 480 784 080 282 268 800 249 795 398.

Более высокая стоимость услуг ГНКТ за одну операцию означает, что комплекс ГНКТ должен быть загружен работой на полную мощность. Очевидно, что применение ГНКТ для удаления парафиновых пробок предполагает более интенсивный оборот финансовых средств и большее количество выполняемых ремонтов. Важнейшее условие — детальный отбор скважин-кандидатов. Скважина-кандидат для подобного рода операций должна соответствовать следующим критериям:

1. Скважина может возобновить добычу сразу после удаления пробки;

2. Достаточно высокий дебит, чтобы «Заказчик» согласился понести затраты;

3. Нехватка или отсутствие бригад КРС на данном месторождении;

4. Потенциальная проблема контроля скважины;

5. Промывка ствола является частью программы ремонта скважины;

6. Очистка эксплуатационной НКТ от накипи;

7. Ловильные работы;

8. Кислотная обработка или промывка при повреждении пласта;

9. Закачка азота для вызова притока.

При проведении coil-tubing, из-за дороговизны работ, необходимо грамотно планировать график движения бригад на Западно-Сургутсколм месторождении.

Безопасность и экологичность.

При производстве работ coil-tubing необходимо в первую очередь руководствоваться Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», изданной в 2013 году (с изменениями на 12 января 2015 года).

1. Обслуживающий персонал ТС должен состоять как минимум из 2-х человек оператор и машинист. А при проведении операций 3 человека (1 из них старший).

2. В кабине ТС должны быть дублирующие приборы (манометры, термометры, расходомеры).

3. Перед началом работ спецагрегата при всех операциях подается звуковой сигнал.

4. Перед началом спецопераций на объектах или скважинах все выкидные линии и манифольды вне спецагрегатов опрессовываются на полуторократное рабочее давление.

5. Работа спецтехники начинается с низшей передачи.

6. При осуществлении операций по ГРП, промывки скважины горячей водой перед началом работы температура и давление контролироваться.

7. При операциях на скважине со спецагрегатами должны быть назначены руководители работ.

8. Обслуживающий персонал спецагрегатов должен быть укомплектован спецсредствами (противогаз, газоанализатор, фонарь) и спецодеждой.

9. Команда «старт» может быть отдана только руководителем работ или старшим, а команда «стоп» любым работником в случае аварийной ситуации.

10. Вокруг агрегата и манифольдов не ближе 25 метров должны быть установлены ограждения или красные флажки.

11.При проведении на скважине специальных работ с различными видами спецтехники необходимо составлять план проведения работ (ГРП, ГПП, перфорация).

12.При проведении операций не должно присутствовать посторонних лиц в зоне красных флажков.

Управление спуском ГНКТ разрешается аттестованному персоналу.

Правила техники безопасности при проведении спуско-подъемных операций Перед началом спускоподъемных операций мастер бригады, а в его отсутствие старший оператор ПРС или бурильщик КРС должны осмотреть механизмы и инструмент, рабочее место вахты, талевую систему (состояние каната, крепление неподвижного «мертвого» конца каната, состояние фундамента и крепление оттяжек к «мертвякам», работоспособность противозатаскивателя) и сделать соответствующую запись в журнале проверки инструмента и оборудования.

Во время подъема и спуска ГНКТ должно соблюдаться следующее:

Рабочие, работающие у устья скважины, должны отойти в сторону и наблюдать за подъемом и спуском.

Подходить к устью следует только после окончания подъема и спуска.

При спускоподъемных операциях лебедку подъемника следует включать и выключать только по сигналу оператора.

Правила пожарной безопасности при спуско-подъемных операциях Обеспечение безопасных и здоровых условий труда на производстве возможно только при строгой трудовой и производственной дисциплине всех работающих: точном выполнении ими инструкций по охране труда и пожарной безопасности. Без такоего самые современные техника и технологии не в состоянии создать безопасную обстановку на производстве.

Очень велика роль самих непосредственных исполнителей работ — рабочих. Повсеместно со знаниями технологических процессов они должны иметь навыки принятия правильных действий на рабочем месте, выполнять свои обязанности так, чтобы исключить возможность возникновения опасности и вредности себе и окружающим людям, а также знать какие меры нужно принять для предотвращения и устранения пожаров.

Ответственным лицом за пожарную безопасность в бригадах является мастер, а в его отсутствии — старший оператор, на которых возлагается:

— контроль за соблюдением бригадой правил пожарной безопасности на скважине, в культбудке, в инструменталке;

— обеспечение согласно нормам скважин и других объектов первичными средствами пожаротушения и содержание их в чистом и исправном состоянии ;

— руководство бригадой по тушению пожара в случае его возникновения до прибытия пожарной команды .

Вся территория возле скважины и помещений должна содержаться в чистоте и порядке. Замазученность территории, загромождение дорог, проездов к скважине, средствам пожаротушения, водоемам запрещается.

Работа на скважине разрешается, если есть соответствующие акты и все проводимые работы согласованы. Производство огневых работ на скважине запрещается.

Курение разрешается только в специально отведенном месте.

Использовать средства пожаротушения не по назначению запрещается. Над огнетушителями, расположенными на открытом воздухе, следует устраивать навес — козырек. Запрещается оставлять в вагоне — домике включенные электроприборы при отсутствии в нем людей. Горюче-смазочные материалы надо хранить не ближе 20 м от места установки подъемного агрегата .

При возникновении пожара необходимо сообщить пожарной охране и до прибытия пожарной команды приступить к тушению, используя первичные средства пожаротушения.

Охрана окружающей среды при спуско-подъемных операциях При производстве текущих и капитальных ремонтов скважин наиболее вероятен контакт пластовых флюидов (нефть, газ, пластовая вода) с окружающей средой (почва, вода, атмосфера). Кроме того, подготовленные для операции рабочие жидкости, обработанные хим.

реагентами, также представляют угрозу окружающей среде.

С целью предотвращения загрязнения среды необходимо принять все меры, исключающие попадание нефти и растворов в почву и воду, а газов в воздух. Для такоего необходимо иметь приспособление, улавливающее жидкости (например, поддоны, откачивающие насосы) и утилизирующее их.

Попадание газа в атмосферу (особенно с сероводородом) должно быть прослежено с помощью индикаторов. Особенно опасны разливы нефти, которые еще и пожароопасны.

При производстве спуска-подъема ГНКТ подъем и опускание необходимо проводить без ударов и рывков. Машинист подъемника обеспечивает исправность искрогасителя и чистоту смотрового стекла. При переезде он проверяет отсутствие предметов на гусеницах и не допускает переезда через нефтеводогазовые трубопроводы, проложенные на поверхности. В ночное время должны быть освещены верх подъемного сооружения и рабочая площадка. Не допускается работа на установках без аккумуляторов. Монтажное оборудование должно отвечать техническим требованиям.

Подниматься на вышку агрегата допускается только в аварийных случаях персоналу с предохранительными поясами.

ГНКТ в обязательном порядке подлежат периодическому осмотру.

Охрана недр при спускоподъемных операциях Текущий и капитальный ремонт скважин является одним из источников загрязнения окружающей среды нефтью, пластовой водой, а так же различными химическими реагентами или их растворами, составляющий основу рабочих и промывочных жидкостей. В подготовительно — заключительный период ремонтных работ из-за нарушений режимов глушения скважины или ее освоения возможны выбросы скважиной вплоть до неуправляемого фонтанирования.

Предотвращение загрязнения окружающей среды при проведении работ по подземному ремонту скважин достигается проведением следующих мероприятий:

Сбор, вызов или обезвреживание на месте продуктов ремонта (углеводороды, оказавшиеся на территории вокруг скважины должны быть собраны и утилизированы либо сожжены, если утилизация невозможна);

Обваловка площадки вокруг скважины, особенно в случаях возникновения неуправляемого фонтанирования;

Применение устьевых малогабаритных противовыбросовых устройств;

Рекультивация территории, примыкающей скважине, для сельскохозяйственного и иного пользования, в случае причинения ущерба передвижением тяжелых автомобильных и тракторных агрегатов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.

На основании проведенного исследования, можно сделать следующий вывод.

Применение coil-tubing, при более высокой стоимости, в целом оказывает больший экономический эффект, чем другие технологии, что приводит к уменьшению межремонтного периода.

Благодаря своим высоким эксплуатационным качествам, легкой приспосабливаемости к работе и преимуществам экологического характера, ГНКТ 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.

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

Стоит отметить следующие преимущества использования ГНКТ:

— 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.

Основные недостатки работы с ГНКТ состоят в:

— тенденция ГНКТ к скручиванию;

— ограниченная длина ГНКТ, размещаемых на барабане; при проведении операций на большой глубине отдельные плети приходится сваривать;

— трудности с осуществлением ремонта ГНКТ в промысловых условиях;

— высокую стоимость аренды;

— недостаточную осведомленность компаний о возможностях ГНКТ.

Итак, технологии, базирующиеся на применении ГНКТ, 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.

В ходе разработки Западно-Сургутского месторождения характерными осложнениями при эксплуатации фонда скважин выступают АСПО в стволах скважин, а так же песчаные пробки. Эти осложнения приводят к полному или частичному перекрытию проходного отверстия лифтовых труб, что ведёт к уменьшению дебита добывающих скважин, или приёмистости нагнетательных.

К сожалению данные по Западно-Сургутскому месторождению выступают конфиденциальной информацией, потакоему в данной работе приведены данные только за 2012 год.

Всего в 2012 году было проведено 400 ремонтов с установкой ГНКТ (coil-tubing). Наиболее успешно (100%) применение установки при устранении АСПО (375 скважинно-операций). Сравнительный экономический анализ показал преимущество coil-tubing по сравнению с бригадами КРС, использующими традиционную систему с подъёмником отмечается. По всем видам работ наблюдается уменьшение затрат в 2−3 раза, при такоем время проведения работ с coil-tubing в 2−2,5 раза меньше.

Дополнительная добыча нефти достигается в первую очередь за счет увеличения межремонтного периода, а также за счет уменьшения времени самого ремонта, сохранение добычных возможностей скважин при ремонте за счёт исключения вредного влияния процесса глушения.

Кроме того, несомненная экономическая эффективность достигается в связи с сокращением времени затрачиваемого на спуско-подъёмные операции и подготовительно-заключительные работы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

.

[Электронный ресурс]. URL:

https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%90%D0%A1%D0%9F%D0%9E.

Опыт эксплуатации установок с длинномерной трубой на барабане / С. М. Вайншток и др. // Нефть и капитал. — 1998. — № 1. -.

С. 71−76.

Мищенко И. Т. Расчеты в добыче нефти: Учеб. пособие для техникумов. // М.: Недра, 1989. — 245 с.

[Электронный ресурс]. URL:

http://www.cttimes.org/uploads/download/issue-51_v1.pdf.

[Электронный ресурс]. URL:

http://www.cttimes.org/uploads/download/issue-51_v1.pdf.

Каблаш Сергей. Мини-колтюбинг как он есть // Время колтюбинга. — 2009. — № 4 (29). — С. 28−30.

Патент РФ на изобретение № 2 302 513 / Способ подачи реагента в скважину//Е.Н. Сафонов, Н. С. Волочков, В. А. Стрижнев. и др. — Бюл. № 19. Опубл. 10.

07.2007.

Патент РФ на изобретение № 2 445 448.

Способ очистки глубинного насоса и колонны лифтовых труб от отложений / Ф. Ф. Хасанов, А. М. Галимов, И. З. Денисламов. Опубл. 20.

03.12. Бюл. № 8.

Патент на изобретение № 2 464 409 РФ. Способ доставки реагента в колонну лифтовых труб скважины / И. З. Денисламов, А. М. Галимов, Ш. А. Гафаров и др. Опубл. 20.

10.2012.

Бюл.№ 29.

Денисламов И.З., Гафаров Ш. А., Еникеев Р. М. Интерпретация данных современной телеметрии скважинных электроцентробежных насосов // Нефтегазовые технологии и новые материалы. Проблемы и решения: сб. науч. тр. — Вып.

3(8). — Уфа: ООО «Монография», 2014. — С.

243−250.

[Электронный ресурс]. URL:

http://oillink.ru/coil-tubing.

Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Серия 08. Выпуск 19. — М.: Закрытое акционерное общество «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. — 288 с.