авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

Разработка технологических основ и совершенствование ремонтов газовых скважин в сложных климатических и геокриологических условиях крайнего севера

-- [ Страница 4 ] --

После этого башмак ГТ приподнимается на 1 м выше интервала водопроявляющей части пласта, и проводится вымывание излишков тампонажного раствора 4 газовым конденсатом 2, подаваемым через ГТ в трубное пространство.

В случае необходимости отсечения обводнившейся части ствола от необводнившейся рекомендуется применять следующую технологию (патент РФ
№ 2235852). До забоя скважины, находящейся под давлением, спускается ГТ, и ствол скважины заполняется газовым конденсатом. Затем ГТ поднимается до интервала установки цементного моста, закачиваются метанол и тампонажный раствор в необходимых для установки цементного моста объемах. После вымывания из ГТ излишков тампонажного раствора она приподнимается на 1 м выше расчетной высоты цементного моста, и проводится удаление излишков тампонажного раствора закачиванием газового конденсата. После ОЗЦ ГТ спускается до верхней границы установки цементного моста, и он испытывается на прочность.

Освоение газовых скважин. Сложность освоения газовых скважин в условиях АНПД заключается в недостатке пластовой энергии для вызова притока газа из пласта. Вызов притока (патент РФ № 2235868) рекомендуется осуществлять (рисунок 10) путем подачи природного газа из соседней скважины 1 и жидкости от насосной установки 2, используя бустерную установку 3. В бустерной установке 3 газожидкостная смесь компримируется до давления, превышающего текущее пластовое давление. Затем смесь подается в газовый сепаратор 4, где происходит ее разделение на жидкую и газообразную фазы. Жидкость направляется обратно в насосную установку 2, а газ высокого давления через эжектор 5 и ГТ 6 в трубное пространство осваиваемой скважины 7, вытесняя облегченную жидкость на поверхность.

Рисунок 10 – Технологическая схема освоения газовой скважины

Затем трубное пространство скважины соединяется с факельной линией, и осуществляется подача газа в затрубное пространство с выпуском его через факельную линию до момента начала притока.

При наличии зон с АВПД вызов притока в газовых скважинах с открытым забоем, оборудованных пакером, рекомендуется выполнять по следующей технологии (патент РФ № 2215137). Сначала осуществляются спуск ГТ и замена оставшегося на забое утяжеленного раствора на облегченную жидкость с воздействием на ПЗП водными растворами хлорида кальция или неорганических поверхностно-активных веществ (ПАВ) методом переменных давлений (в течение 20 циклов). Затем скважина промывается, осуществляется вызов притока газа из пласта, а после извлечения из скважины ГТ скважина отрабатывается на факел. Замена утяжеленного раствора на облегченную жидкость проводится ступенчато, снижением плотности раствора на каждой ступени на 10…20 % и промывкой скважины в течение не менее двух циклов.

Величина противодавления на пласт выбирается из условия

Рзаб ~ Рпл = (Ру + 10–5 ж Н) < Роп эк, (9)

где Ру – давление на устье скважины, МПа; ж плотность скважинной жидкости, кг/м3; Н глубина нижних перфорационных отверстий, м; Роп эк давление опрессовки эксплуатационной колонны, МПа.

Предлагаемые технологии технически сложных ремонтов использовались при проведении более 140 скважино-операций. Продолжительность КРС сократилась в среднем на 50 % при сохранении ФЕС пласта.

В пятом разделе приводятся результаты исследований фонтано- и пожароопасных ремонтов газовых скважин, направленных на повышение экологической безопасности разработки месторождений в суровых климатических условиях Крайнего Севера и обеспечение безопасных условий работы обслуживающего персонала при ликвидации газопроявлений и открытых фонтанов. Такие ремонты следует осуществлять с помощью следующих технологий.

Технологии предотвращения и ликвидации газопроявлений должны обеспечивать:

- замену задвижек ФА под давлением (патент РФ № 38821);

- замену элементов задвижек ФА под струей газа (патент РФ № 51088);

- замену пакерующих узлов колонных головок под струей газа (патент РФ № 2254440).

Технологии ликвидации открытых газовых фонтанов при горящем пламени на устье. Технологии индивидуальны для каждого конкретного случая или объекта и имеют свои специфические особенности в сложных климатических условиях Крайнего Севера. Общим для них является то, что на первом этапе проводятся растаскивание сгоревшего оборудования, вышки, металлоконструкций, снятие вышедшей из строя запорной арматуры и установка новой. При этом проводятся охлаждение водой устьевого оборудования, металлоконструкций вокруг скважины и прилегающей территории, орошение струи фонтана с целью снижения интенсивности теплового излучения, тушения очагов горения газового конденсата вокруг устья скважины. На втором этапе проводится непосредственное тушение фонтана, после чего осуществляется глушение скважины.

Указанная технология недостаточно надежна при ликвидации открытых газовых фонтанов, осложненных пожаром. Она не учитывает тот факт, что после первоначального тушения пламени пожара зачастую происходит повторное возгорание разлитых на территории возле устья легких фракций жидких углеводородов. Это может привести к осложнениям в процессе аварийно-восстановительных работ, к увеличению их продолжительности, а также к разрушению оборудования и потенциальному воздействию на обслуживающий персонал. Кроме того, технология применима только в летних условиях. В зимних условиях постоянное орошение кустовой площадки приводит к возникновению паровой завесы (тумана), потере видимости и невозможности проведения дальнейших работ.

Для устранения этого недостатка разработан (совместно с Чабаевым Л.У., Бакеевым Р.А. и др.) новый метод ликвидации открытого фонтана при горящей струе на устье фонтанирующей скважины (патент РФ № 2231627).

При его реализации проводятся растаскивание сгоревшего оборудования и наведение противовыбросового оборудования (ПВО) на горящее устье скважины с помощью специальных натаскивателей: канатных, гидравлических или шарнирных. При этом проводится охлаждение водой устьевого оборудования и натаскивателя в наиболее взрыво- и пожароопасных местах. После наведения ПВО скважина глушится.

В процессе экспериментальных исследований установлено, что радиус видимости объекта (R, м) при орошении устья скважины в процессе тушения пожара является функцией трех основных (переменных) параметров: температуры окружающего воздуха (T, оС), объема подаваемой жидкости (V, м3/с) и скорости ветра (U, м/с):

R = F(T, V, U). (10)

Аппроксимация данных эксперимента методом нелинейного регрессионного анализа позволила получить зависимость в виде произведения двух функций F1 и F2:

R = F(T, V, U) = F1(T, V, U = const) · F2(V, U). (11)

При фиксированных значениях (U = const) первая из указанных функций является квадратичной (по параметрам T и V) и имеет вид

F1(T, V, U = const) = а0 + а1 T – а2 V – а3 T V + а4 T2 + а5 V2, (12)

где а0,…, а5 – коэффициенты уравнения регрессии.

Вторая функция F2(V, U) является уточняющей, так как с ее помощью корректируются результаты расчета, выполняемые по формуле (12), при условии вариаций объема подаваемой через мониторы (лафетные стволы) жидкости и скорости ветра.

Результаты аналитических исследований и промысловых испытаний на полигоне показали, что в окончательном виде функция (10), с учетом уравнений (11) и (12), описывается уравнением

R = (260,0 + 4,564T – 5,547V – 0,023TV + 0,043T2 + 0,036V2)·

·{[(1,195 + 0,0035V)/81]·U2 + 0,805 – 0,0035·V}. (13)

Таким образом, с учетом данного уравнения можно рассчитать параметры процесса тушения в сложных климатических условиях (до минус 50 °С).

Технология ликвидации горящих газовых фонтанов с отрывом пламени от устья. Для повышения пожаробезопасности аварийно-восстановительных работ разработана (совместно с Чабаевым Л.У. и Сизовым О.В.) новая технология ликвидации открытых фонтанов газа после отрыва пламени с помощью мониторов от устья и подъема его на безопасную высоту (патент РФ № 2261982).

Были проведены экспериментальные промысловые испытания предлагаемой технологии на учебном полигоне Уренгойского месторождения. Вокруг устья скважины с горящим газовым факелом размещалось расчетное количество мониторов, через которые подавалась технологическая жидкость. Мониторы размещались с наветренной стороны сектором, размер которого и количество в нем мониторов определялись аналитическим путем и проверялись экспериментально на стадии поисковых экспериментов. В безопасной зоне монтировался натаскиватель с ПВО. Охлаждающая жидкость с помощью мониторов направлялась на устье скважины и орошала его в течение 10…20 минут. Затем струи охлаждающей жидкости из мониторов направлялись на границу горящего пламени. Постепенно перемещая фронт струи вверх, отрывали пламя от устья скважины, создавая вокруг него безопасную рабочую зону.

После отрыва пламени натаскиватель подавался к устью скважины, и с его помощью за расчетный период времени монтировалось на устье ПВО. В результате струя газа из скважины направлялась по отводному патрубку, установленному на ПВО, то есть обеспечивалась безопасная работа обслуживающего персонала в рабочей зоне у устья. После наведения ПВО на устье охлаждающая жидкость направлялась на натаскиватель и смонтированное на устье скважины ПВО, а затем осуществлялось глушение скважины подачей через лифтовую колонну жидкости глушения по известным технологиям.

Предлагаемые технологии фонтаноопасных сложных ремонтов были применены при ликвидации газопроявлений и открытых газовых фонтанов на месторождениях Крайнего Севера.

Шестой раздел посвящен разработке новых технических средств и составов растворов для успешной реализации сложных ремонтов газовых скважин.

Газовые скважины месторождений Крайнего Севера оснащаются комплексами подземного оборудования, основными элементами которых являются эксплуатационные пакеры, циркуляционные клапаны и забойные клапаны-отсекатели. Анализ работоспособности такого оборудования показывает, что первые признаки недостаточной надежности эксплуатационных пакеров начали проявляться в период установки их в наклонно направленных скважинах. Практически все установленные в наклонно направленных скважинах Ямбургского месторождения пакеры ПСС 219/168-140 не обеспечивали достаточную герметизацию затрубного пространства газовых скважин. Уже на пятый год эксплуатации приходилось проводить ремонты скважин по замене пакера и по восстановлению его герметичности. Промысловые исследования их надежности и работоспособности показали, что основными причинами этого являются недостаточная высота зубцов фиксирующих шлипсов пакера; механические повреждения уплотнительных элементов; односторонняя герметизация затрубного пространства в наклонно направленном стволе; размещение срезного седла пакера в посадочном ниппеле корпуса пакера. Результаты исследований легли в основу как модернизации применяемых пакеров (ПСС 219/168-14М), так и создания новых конструкций пакеров ПСС 219А и ПССГ 219/168-21 (патент РФ № 1724853).

По мере «старения» фонда газовых скважин, нарушения межремонтного и ресурсного периодов эксплуатации пакеров объективно возникла проблема их извлечения из скважин. Основной причиной отказов при извлечении пакеров
ПСС 219/168-14, ПСС 219А и ПСС 219/168-14М является просроченный межремонтный период, в результате чего резиновые уплотнительные элементы и шлипсы невозможно было отсоединить от эксплуатационной колонны. Стандартные инструменты ИИП 219-140 и ИИП-2, предназначенные для извлечения этих пакеров, не обеспечивали необходимого усилия для отрыва пакера от эксплуатационной колонны. Были разработаны новые инструменты повышенной грузоподъемности И 219-14/500 и ИИЦ 219А, развивающие усилие отрыва до 500 кН,
в 2,5 раза превышающее расчетные значения (патенты РФ № 2105127 и
№ 2167264).

Основной причиной отказов при извлечении пакеров ПССГ 219/168-21 является конструкторская недоработка узла расфиксации пакера. Проведенные исследования позволили разработать наиболее оптимальную технологию извлечения пакера, базирующуюся на поэтапном фрезеровании пакера и подъеме его из скважины по частям (патент РФ № 2239046).

Для повышения герметизирующей способности пакеров были проведены исследования по разработке новой конструкции пакера ПССГИ, совмещающей в себе как основную (герметизация затрубного пространства), так и дополнительные функции (функции циркуляционного и ингибирующего клапанов) (патенты РФ № 2105863 и № 2112862). В процессе разработки конструкции были проведены исследования по уточнению места расположения входного и выходного отверстий перепускающего устройства пакера. Наиболее оптимальным оказалось размещение этого устройства непосредственно возле верхних радиальных отверстий (патент РФ № 2209295).

Были проведены исследования, направленные на повышение надежности и безотказности работы забойного клапана-отсекателя за счет изменения его конструкции (патент РФ № 1348503). Межремонтный период удалось увеличить в шесть раз, что позволило использовать разработанный клапан в качестве герметизирующего устройства для надежной консервации газовых скважин на период до трех лет.

Для механизации спуско-подъемных операций и снижения продолжительности ремонтных работ были разработаны новые технические средства: малогабаритные превенторы с индивидуальными и синхронным приводами (патенты РФ № 2111336 и № 31147), облегченный элеватор (патент РФ № 2194840), спайдер повышенной грузоподъемности (патент РФ № 70680, заявка РФ № 2007130103), ключи трубные ручные (заявки РФ № 2007137169, № 2007137366, № 2007142643* и № 2007144742). Это оборудование при оптимальных габаритных размерах имеет улучшенные технические характеристики, чем ранее применяемое для этих целей.

Для извлечения оборванных труб были разработаны односекционные и многосекционные внутренние освобождающие труболовки. Наличие в конструкции труболовки нескольких секций позволяет извлекать трубы любой массы. Плашки каждой секции (патент РФ № 2266386) смещены относительно друг друга на угол, определяемый условием: = 120/n (где угол смещения, град; n количество секций, шт.).

Для захвата и извлечения оборванных небольших секций труб было разработано специальное устройство, конструкция которого исключает повторный (аварийный) срыв труб (патенты РФ № 2301878 и № 52901, совместно с Немковым А.В.).

С целью обеспечения фонтанной безопасности ремонта газовых скважин были разработаны специальные устройства для замены задвижек под давлением (патент РФ № 38821, совместно с Бакеевым Р.А.) и элементов задвижек под струей газа (патент РФ № 51088, совместно с Яковенко А.А.), колонная головка для замены уплотнительных элементов под струей газа фонтанирующей скважины (патент РФ № 2254440, совместно с Чабаевым Л.У.).

Для реализации разработанных технологий созданы следующие новые составы технологических растворов и композиций:

- жидкость глушения на основе газового конденсата (патент РФ
№ 2136717, совместно с Клещенко И.И.);

- жидкость глушения на основе отработанных моторных масел (ОММ) (патент РФ № 2167275);

- жидкость глушения на основе полимера Praestol (патент РФ № 2187529);

- эмульсионный раствор для глушения скважин и блокирования ПЗП (патент РФ № 2213762);

- блокирующий раствор на водной основе из хлорида магния (MgCl2), гидроокиси натрия (NaOH), карбоксиметилцеллюлозы и АСМ (патент РФ
№ 2309177, совместно с Обидновым В.Б.);

- жидкость растепления скважины на основе ПАВ и дисолвана (заявка РФ № 2006115275*);

- водоизолирующая композиция на основе поливинилового спирта (патент РФ № 2211306).

Предлагаемые технические средства и технологические растворы внедрены на Медвежьем, Уренгойском, Ямбургском, Вынгапуровском и других месторождениях и Пунгинском ПХГ.

В седьмом разделе приведена промыслово-экономическая оценка эффективности разработанных новых технологий и технических средств, которые прошли промысловые испытания и внедрены в суровых климатических условиях Крайнего Севера на газовых и газоконденсатных месторождениях, эксплуатируемых добывающими предприятиями «Надымгазпром», «Уренгойгазпром», «Ямбурггаздобыча», «Ноябрьскгаздобыча», предприятиями по транспортировке газа «Тюментрансгаз», «Баштрансгаз», а также разбуриваемых буровым предприятием «Тюменбургаз» и ремонтируемых ООО «Газпром северподземремонт», филиалом «Северная военизированная часть по предупреждению возникновения и по ликвидации открытых газовых фонтанов» Общества с ограниченной ответственностью «Газобезопасность». В настоящее время началось внедрение разработок на месторождениях, расположенных на полуострове Ямал (Бованенковское, Харасавэйское), и месторождениях Восточной Сибири (ОАО «РУСИА Петролеум», ОАО «Таймыргаз»).

Внедрение новых технологий реализуется через руководящие документы: технологические регламенты, инструкции, технические правила, отраслевые стандарты, стандарты организаций, а также посредством проектов разработки месторождений, проектов на строительство скважин и проектов на капитальный ремонт, реконструкцию, консервацию, расконсервацию и ликвидацию скважин.

Помимо этого результаты работ широко используются в учебном процессе Тюменского нефтегазового университета по специальности «Капитальный ремонт скважин».

Объем внедрения разработок только за 2003-2007 гг. составил 845 скважино-операций, а экономический эффект от применения технологий и технических средств около 330 млн руб., то есть экономическая эффективность одной скважино-операции оценивается в 390 тыс. руб. Количество скважино-операций уменьшилось на 30…40 % при сокращении продолжительности ремонтных работ на 25…50 %, за счет чего получен дополнительный объем добычи газа. Стоимость одного ремонта снижена в среднем на 30 % и составляет 9880 тыс. руб.

В результате выполненного промыслово-экономического обоснования разработанных новых технологий, технологических растворов, блокирующих композиций и технических средств в определенной мере решена проблема повышения надежности и эффективности эксплуатации газовых скважин месторождений Крайнего Севера, получены достаточно высокие показатели эффективности, доказывающие необходимость их более широкого применения.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1. На основе научного обобщения и анализа результатов ремонтных работ установлена закономерность динамики ремонтов скважин, определены зависимости, позволяющие прогнозировать количество и виды ремонтов скважин как на действующих месторождениях севера Западной Сибири, так и на вновь осваиваемых.

2. Предложен новый комплексный подход к классификации сложных ремонтов газовых скважин в условиях Крайнего Севера, обеспечивающий современную нормативную базу проведения КРС за счет следующих регламентирующих документов и рекомендаций:

- Классификатора ремонтных работ в скважинах месторождений Крайнего Севера (действует с 1999 г.);

- Базы данных КРС Газпрома (действует с 2002 г.);

- Технических правил ведения ремонтных работ для газодобывающих предприятий севера Западной Сибири индивидуально (действуют с периодической переработкой с 1991 г.).



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |
 








 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.