Устьевое и внутрискважинное оборудование с применением колтюбинговой технологии на Асяновской площади

 

Содержание

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Развитие колтюбинговых технологий находит все большее применение в промышленности. Уже более 35 лет  в практике нефте- и газодобычи эти технологии применяются для выполнения различных операций в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, в том числе для бурения.

При разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений колтюбинговые технологии позволяют производить ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением без нарушения (остановки) их режима эксплуатации (проводить ремонтные и технологические операции без глушения скважин и подъема колонны насосно-компрессорных труб). Помимо этого, применяются колтюбинговые технологические операции в нагнетательных скважинах, при бурильных работах (от бурения гибкими трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины до полного технологического цикла построения скважин), при освоении скважин, геофизических в сильно искривленных и горизонтальных участках ствола скважины и других работах.

При этом, время на проведение работ  колтюбинговыми установками по сравнению с традиционным подходом КРС при помощи А-50М в 2-3 раза меньше, вследствие чего уменьшаются общие затраты на ремонт, сокращаются простои скважин, даётся возможность проводить многие технологические операции, недоступные традиционными методами и, в конечном итоге, увеличивают добычу нефти и газа.

Средняя продолжительность ремонта  скважины

Нагнетательные скважины -39 часов

Нефтяные скважины -27,9 часа

Газовая скважина - 38,2 часа

Средняя продолжительность ремонта  КРС традиционным методом (КР-12)-141,2часа

Кроме того, применение Колтюбинговых  установок значительно снижается  риск загрязнения окружающей среды  в связи с использованием длинномерных безмуфтовых труб.

 

 

 

Геологическая часть

Физико-географическое положение  района

  Илишевский район является частью Западной Башкирии и Восточно-Европейской равнины. Район расположен в северо-западной части Башкортостана. На севере он граничит с Краснокамским районом, на востоке – с Дюртюлинским, на западе – с Республикой Татарстан, на юге – с Бакалинским и Чекмагушевским районами. Территория района – 1985 км. кв. В районе расположено 90 деревень. Районный центр – село Верхнеяркеево. Протяженность района с севера на юг – 65 км., с востока на запад – 45км. Райцентр находится в 160 км. от г. Уфы. Естественными границами района являются реки Сюнь и Белая. Географические координаты с. В. Яркеево – 55 30 с. ш. и 54 15 в. д.

 

Общие сведения о месторождении

Асяновское нефтяное месторождение находится в северо-западной части Башкортостана. В 60 км к юго-востоку от Арланского месторождения на территории Илишевского, частично Дюртюлинского и Чекмагушевского районов. К югу от месторождения проходит железная дорога Уфа-Ульяновск. Ближайшая железнодорожная станция Буздяк удалена от площади месторождения на 100 км. Северо-восточнее площади месторождения протекает судоходная р. Белая, соединяющая столицу Башкортостана г. Уфу с основными водными путями – реками Камой и Волгой. По соседству с Асяновской площадью находятся Чекмагушевское и Менеузовское нефтяные месторождения. В 1989г. Кувашское месторождение присоединено к Асяновскому (рис 1.2. ). Разведочные работы на площади начаты в 1953 г. на основании структурно-поискового бурения. Эксплуатационное бурение начато в 1957 г. Промышленная нефтеносность установлена в песчаниках терригенной толщи нижнего карбона и девона, а также в карбонатных коллекторах турнейского яруса и каширского горизонта. Разрабатывается месторождение НГДУ Башшнефть.

Рис.1.2 Нефтяные месторождения  Бирской седловины:

1-Арланское; 2-Саузбашевское; 3-Старореченское; 4-Наратовское; 5-Андреевское; 6-Гареевское; 7-Надеждинское; 8-Барьязинское; 9-Менеузовское; 10-Манчаровское; 11-Таймурзинское; 12-Саитовское; 13-Чекмагушевское; 14-Тузлукушевское; 15-Щелкановское; 16-Карача-Елгинское; 17-Чермасанское; 18-Нурское; 19-Амировское; 20-Бирское.

В геоморфологическом отношении  район месторождения представляет собой равнину с общим пологим  уклоном к р. Белой и с отдельными пологими возвышенностями и увалами. Наибольшие абсолютные отметки поверхности  достигают 215-220 м, минимальные отметки дневной поверхности в пойменных участках рек составляют 75-80 м. Для района месторождения характерно наличие большого количества оврагов. Гидрографическая сеть представлена реками Сюнь, База и Куваш, левосторонними притоками р. Белой. Реки имеют асимметричные долины с крутыми правыми и более пологими левыми берегами. Территория Асяновской площади расположена в пределах Волго-Камского артезианского бассейна, где в мощной зоне осадочного чехла водонепроницаемые породы многократно чередуются с водоупорными. Граница зоны пресных вод проходит на абсолютных отметках от 40-50 м на Исанбаевской площади до 140-150м на юге Кувашской площади. Воды шешминского водоносного комплекса уфимского яруса широко используются для водоснабжения населенных пунктов района. Глубина скважин на воду составляет 60-140м. По климату площадь месторождения относится к умеренно-влажному теплому агроклиматическому району. Среднегодовая температура воздуха 2.3-2.5оС. Самым холодным месяцем является январь, самым теплым – июль. Зимние минимумы могут доходить до – 48оС, летние максимумы до + 48оС. Преобладающими ветрами являются южные и юго-западные.

Асяновское нефтяное месторождение относится к категории крупных. Его начальные извлекаемые запасы равны 70 млн. тонн. Месторождение включает следующие площади: Манчарово-Игметовскую, Крещено-Булякскую, Яркеевскую, Абдуллинскую, Тамьяновскую, Имянликулевскую, Исанбаевскую, Западно-Менеузовскую и Кувашскую.

Основными эксплуатационными  объектами на месторождении являются песчано-алевритовые пласты терригенной  толщи нижнего карбона и карбонатные  пласты турнейского яруса. Небольшие залежи нефти содержатся в карбонатных пластах каширского горизонта среднего карбона, в песчано-алевритовых пластах Дкн3 и Д1 кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона и в пласте Д2 муллинского горизонта среднего девона. Песчаники сложены зернами кварца, различной окатанности. Глинистость обычно не превышает 3-5%. Карбонатные отложения турнейского яруса представлены частым переслаиванием известняков, доломитов, различной глинистости и окремнелости. Выделено пять пластов коллекторов неоднородных по литологическим и коллекторским свойствам, разделенных между собой пачками глинистых, плотных карбонатных пород. В свою очередь, каждый из пластов разделен на 1-6 прослоев коллекторов, мощностью от 0,6 до 2,4 м. Преобладают мощности 1,0-1,2 м. Коллекторы имеют небольшую пористость от 9 до 18% (в среднем 12-13), низкую проницаемость до 0,13 мкм2. Зачастую коллекторы замещены непроницаемыми породами, поэтому в каждом из пластов выделяется несколько залежей различных размеров. Начальный режим пластов упругозамкнутый.

 

 

На многопластовом Асяновском месторождении по основным объектам в терригенной толще нижнего карбона завершается основной период разработки. Наибольшие остаточные запасы нефти заключены в пластах терригенной толщи нижнего карбона.

 

 

 

 

Техническая часть

1. Общая схема колтюбинговых установок

 

Рассмотрим общее устройство колтюбинговой установки на примере  установки подземного и капитального ремонта скважин «УРАН - 20.2» (Рис.1) российского производства, компании ООО "Нафта Эко инновационная компания".

Рис.1. «УРАН -20.2»1 – шасси  БАЗ – 69096, 2 – блок гидросистемы, 3 – кабина оператора, 4 – барабан  с БДТ, 5 – инжектор, 6 – ПВО, 7 –  дуга направляющая, 8 – гидроманипулятор (установщик оборудования).

Особое внимание обратим  на установку «М–20» на которой проходила производственная практика в районе Уренгойского газового промысла.

Колтюбинговая установка  «М–20» собрана Совместным закрытым акционерным обществом "Фидмаш“ (Белоруссия) на базе полноприводного  тягача M3KT-652712(8x8), мощность двигателя  которого составляет 300 кВт или 400 л.с. «М – 20» относится к среднему классу Колтюбинговых агрегатов  с максимальным тяговым усиление инжектора (механизма подачи трубы) – 27,2 тонн. Установка укомплектована гибкой трубой диаметром 38,1 мм длинной 4000 м (возможно применения БДТ диаметрами 19,05..50,8 мм). Максимальная масса данной установки не более 46 тонн.

Рис.2. Ремонтно-технологический  агрегат «М – 20» 

1 - базовое шасси автомобиль M3KT-652712; 2 - кабина оператора; 3 – надрамник; 4 - узел намотки БДТ (барабан); 5 - Гидравлический насос; 6 - Барабан  намотки рукавов; 7 - Установщик оборудования; 8 – Инжектор; 9 - Манифольд наружный  и внутренний, вертлюг; 10 - Противовыбросное  оборудование; 11 - Выносные опоры; 12 - Механизм подъема кабины; 13 –  БДТ; 15 - Смазывающий обтиратор; 16 –  Укладчик; 17 – Гидробак.

 

Агрегаты, смонтированные на прицепах

 

Монтаж оборудования агрегата на прицепе (типа трейлера) позволяет  значительно сократить долю стоимости  транспортной базы в общем балансе  стоимости агрегата, значительно  упростить компоновку последнего, обеспечить реализацию необходимых параметров при меньших весовых и габаритных ограничениях. Такие фирмы, как "Dowell" (рис. 3), "Newsco Well Service Ltd.", применяют подобные решения. В этом случае привод агрегата осуществляют от палубного двигателя.

Рис. 3 Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине:

 

 

1 – автомобиль-буксировщик; 2 – кабина оператора; 3 – барабан  с КГТ; 4 – укладчик КГТ; 5 –  колонна гибких труб; 6 – направляющая  дуга; 7 – транспортер; 8 – герметизатор устья; 9 – превентор; 10 – опора транспортера; 11 – оборудование устья скважины; 12 – устье скважины; 13 – насосная установка; 14 – рама агрегата

 

 

Устьевое оборудование

       Устьевая арматура была и остается одним из наиболее необходимых устройств в конструкции скважин, в частности, скважин глубокого бурения. Устьевая арматура применяется в нефте- и газодобыче, как это было указано выше, а также геотермической изыскательно-производственной области и в подземных хранилищах в качестве контрольного оборудования, необходимого для поддержания давления внутри скважин, крепления и герметизации стволов обсадных и эксплуатационных колонн, добычи продуктивного пласта. Выбор оборудования и деталей для применения на добывающих скважинах проходит с учётом множества факторов:

1. выбор уплотнительных элементов;
2. скважинных приборов;
3. функций устьевого оборудования;
4. наличие коррозионного влияния H2S и СО2.

 

       Фонтанная арматура (рис 4) выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция; обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы, как внутри самой скважины, так и на поверхности.

 

Рис. 4 Фонтанная арматура АФК5:

1 - кран  пробковый проходной КППС; 2 - крестовина  елки; 3 - крестовина трубной головки; 4 - фланец колонный.

 

Схема 1. Фонтанная арматура

 

 

Отказы, а тем более  разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому  фонтанированию.

Расшифровка: фонтанная арматура с подвеской НКТ на резьбе переводника  трубной головки, изготовленная  по схеме 6 с дистанционным управлением  задвижек, с условным проходом по стволу 80 мм на рабочее давление 35 МПа для  коррозионной среды с содержанием  H₂Sи CO₂до 6%.

Необходимость в фонтанной  арматуре возникла в связи с началом  применения подъемника и устройств для регулирования расхода жидкости или газа фонтанной скважины с помощью дросселей, получивших название штуцеры, а также для контроля давления жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины. Для этого сначала применялась простейшая фонтанная арматура, включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр, штуцер; запорное устройство использовалось при смене штуцера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины привела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями - струнами. Эта арматура состоит из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых начали называть фонтанной елкой.

Трубная головка монтируется  непосредственно на колонной головке  и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ  и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также  позволяет контролировать давление в них и выполнять необходимые  исследования скважины. Колонны подъемных  труб подвешивают к трубной головке  на резьбе либо на муфте.

Внутрискважинное  оборудование

 

При эксплуатации скважин  фонтанным способом приходится подавать в полость НКТ ингибиторы, выполнять  операции, связанные с поддержанием ее в работоспособном состоянии, при необходимости глушить скважину, пускать ее фонтанный режим работы и т.п. Для этого используется набор устройств, которые монтируются  в скважине и на колонне НКТ. К  ним относятся: клапаны-отсекатели, устройства для их установки и  фиксации, скважинные камеры, ингибиторные клапаны, циркуляционные клапаны, устанавливаемые  в скважине камеры и монтируемые  на колонне НКТ, приемные клапаны, глухие пробки. Кроме того, в состав внутрискважинного оборудования входят разъединитель колонны, телескопическое соединение и пакеры и якори.