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

Замыкающая изогипса для Уренгойского месторождения проходит на отметке «-1200 м». В пределах этой изогипсы длина залежи 180 км при ширине от 15 до 37 км. Изменение крутизны крыльев возрастает в северном направлении. Углы падения меняются на западном крыле от 1° до 3°48' и на восточном – от 1° до 1°36'. В этом же направлении возрастают и амплитуды локальных поднятий.

В тектоническом отношении залежи углеводородов в неокоме приурочены к структуре I порядка Нижнепуровского мегавала. Анализ временных сейсмических разрезов отложений осадочного чехла на территории Уренгойского месторождения предполагает наличие разрывных тектонических нарушений в пределах поля нефтегазоносности. В качестве сейсмической основы использована структурная карта по отражающему горизонту В₂ , который условно сопоставляется с кровлей пласта БУ₈ ⁰ . По кровле БУ₈ ⁰ Уренгойская структура представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размером по изогипсе – 2650 м 92,3 на 10,5 км с амплитудой 108 м. Размеры южного купола по замыкающей изогипсе – 2625 м составляет 19 на 9 км, амплитуда – 60 м. На структурных картах по кровле БУ₈ – БУ₁₄ сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте по отражающему горизонту В₂ и кровле пласта БУ₈ ⁰ .

1.4 Нефтегазоносность

Под 400-метровым слоем вечной мерзлоты располагаются три этажа нефтегазоносности:

Первый – сеноманский газовый горизонт, который является наиболее крупным и играет более важную роль в экономике России. Так, из всего фонда 2400 скважин УНГКМ 1400 пробурены на сеноман для добычи газа.

По контуру охватывает три структуры: Уренгойский вал, Песцовое и Ен-Яхинское поднятия. Эту залежь отделяет от поверхности Земли немногим более тысячи метров. Начальное пластовое давление газа 122 атмосферы, а температура +31 °С. В составе пластового газа преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайне малы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа. Отложения характеризуются исключительно благоприятными условиями для накопления и сохранения крупных залежей газа. Песчано-алевролитовые коллекторы сеноманаотличаются высокими емкостными свойствами: открытая пористость их 26–34%, проницаемость нередко достигает 3000–6000 мД, составляя в среднем 1000–1500 мД. Это и обусловливаеточень высокие дебиты газа из сеноманских отложений.

Второй – нефтегазоконденсатные залежи нижнего мела, залегают на Уренгойской, Ен-Яхинской, Песцовой, Северо-Уренгойской площадях на глубинах 1700–3340 метров. В нем выделяют до 17 нефтегазоконденсатных пластов. Газа тут уже не так много, как в верхнем ярусе, зато очень много жидких углеводородов – нефти и конденсата. B нижнемеловых отложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в том числе 7 c нефтяными оторочками. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов c резкой литологической изменчивостью.

При этом на долю коллекторов приходится 50–70%, на долю глин – 25–50%. Глинистые прослои не выдержаны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовых коллекторов являются гидродинамически взаимосвязанными. Они отличаются высокими емкостными свойствами.

Давление не в пример «первому» этажу достаточно высокое – около 300 атмосфер, да и температура до +97 °С. На одной из скважин в этих отложениях получен необычный результат: суточный дебит составил около полумиллиона кубометров газа и более 200 тонн конденсата. Он содержит этан, пропан, бутан. Эффективная мощность коллекторов 1,6–69,2 м, мощность глинистых прослоев 2–45 м. Высота залежей до 160 м.

Перспективы третьего этажа (нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры) растут по мере его дальнейшего изучения. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему, четвертому, этажу газоносности – триас-полеозойскому.

1.5 Физико-химические свойства флюидов, насыщающих продуктивные горизонты

Газы сеноманских залежей всех известных месторождений однотипного состава. Они почти нацело состоят из метана (98–99,6%) и отличаются ничтожным содержанием тяжелых углеводородов (0,1–0,3%). Из неуглеводородных компонентов отмечены углекислота (0,5–1,2%) и азот (0,1–0,4%). По большинству месторождений конденсат практически отсутствует.

Газы валанжинской залежи характеризуются, наоборот, значительным количеством тяжелых углеводородов (до 9,5%) и содержанием метана до 88,5%. Нефть месторождения легкая, ее плотность 766–799 кг/м³ . Содержание серы до 0,06%, парафина 2,87%, смол 0,88%.

1.6 Конструкция скважины

Колонна	Диаметр колонны, мм	Интервал спуска колонны, м	Подъём цемента за колонной, м
Направление	426	0 – 105	до устья
Кондуктор	324	0 – 570	до устья
Э/колонна	219	0 – 1248	до устья

2. Расчетно-техническая часть

2.1 Техника для проведения подземного ремонта скважин с применением гибких труб

К настоящему времени сформировалось несколько определенных и отличающихся друг от друга направлений в проектировании и изготовлении комплексов оборудования для работы с использованием колонны гибких труб. Под термином «комплекс» в дальнейшем будем подразумевать набор оборудования, позволяющий выполнять все технологические операции при подземном ремонте скважин с применением КГТ. К ним относятся:

транспортные операции по доставке оборудования на место проведения работ;

спуск и подъем колонны гибких труб;

подготовка технологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, – доставка жидкости, ее подогрев и т.д.;

собственно подземный ремонт – промывка пробок, сбивка клапана. К этой же группе операций относится и закачка жидкости в скважину;

операции по восстановлению свойств технологической жидкости, использованной в процессе подземного ремонта, – дегазация, очистка и подогрев. При определенной организации работ эта группа операций может не выполняться.

В строгом смысле слова термину «комплекс» удовлетворяет не все оборудование. Например, машины, поставленные фирмами «Hydra Rig», «Dreco», «Stewart & Stevenson», а также в достаточной степени, отечественная установка «Скорпион» представляют собой комплексы, поскольку они обеспечивают проведение операций и с гибкой трубой, и с технологической жидкостью. А установки, выпускаемые заводом «Рудгормаш», фирмой «Коннас», и другие позволяют осуществлять работу только с колонной гибких труб. Поэтому при использовании их во время подземного ремонта скважин необходимо дополнительно иметь насосный агрегат для технологической жидкости, передвижные парогенераторные установки для подачи тепла в емкость для хранения, нагрева и дегазации жидкости.

Несмотря на сложность и значительные габариты оборудования для обеспечения подачи технологической жидкости, его основные компоненты не являются принципиально новыми, и поэтому не требуется поиска иных конструктивных решений. Основные проблемы при создании комплекса агрегатов связаны с разработкой оборудования для использования колонны гибких труб.

Все элементы, входящие в комплекс рассматриваемого оборудования, выполняются мобильными. Отличаются они лишь количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспортных средств, используемых для их перемещения, и компоновками основных узлов на последних. Столь пристальное внимание к средствам транспортирования обусловлено тем, что именно они в значительной степени определяют общую компоновку машин и их основные показатели.

Рассмотрим наиболее характерные и достаточно хорошо отработанные в настоящее время конструктивные решения.

2.2 Агрегаты капитального и подземного ремонта скважин с применением гибких труб

2.2.1 Комплекс оборудования, размещенный на двух специализированных транспортных средствах

Наиболее типичным из описываемых комплексов является оборудование фирмы «Dreco». Оно представляет собой два агрегата, один из которых осуществляет операции с трубой, второй обеспечивает подачу технологической жидкости.