Применение колтюбинга для удаления песчаных пробок в газовых скважинах

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическая жидкость направляется к пробке через колонну гибких труб. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки. Все вопросы о преимуществах и недостатках прямой и обратной схем промывок при удалении пробок достаточно хорошо разработаны для традиционных способов ПРС. В данном случае они остаются справедливыми.

Основным опасением и аргументом против использования схемы обратной промывки является возможность закупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости в кольцевое пространство может произойти потеря устойчивости колонны гибких труб в верхней части и смятие. Практические эксперименты и предварительные расчеты режимов выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологических жидкостей в данном случае можно использовать только несжимаемые. Естественно, что обратные клапаны на КГТ и какие - либо другие устройства, пропускающие жидкость в одном направлении по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться не должны [16].

Произведем гидравлический расчет прямой промывки скважины для удаления песчаной пробки.

Исходные данные:

Глубина скважины Н = 1199 м,

Наружный диаметр НКТ D_н = 114,3 мм (для расчетов принимаем целые значения, D_н = 114 мм),

Внутренний диаметр НКТ D_в = 100,3 мм (100 мм);

Диаметр промывочных труб d = 73 мм;

Диаметр эксплутационной колонны D = 168 мм;

Наружный диаметр промывочных труб d_н = 39,7 мм (44 мм);

Внутренний диаметр промывочных труб d_в = 37,4 мм (37 мм);

Максимальный размер песчинок, составляющих пробку д_ч = до 1 мм (песчаная пробка находится в эксплуатационной колонне выше фильтра);

Толщина стенки промывочных труб д_с = 3,5 мм;

Для промывки используется насосная установка ЦА-320М: d_поршня = 100 мм; производительность агрегата: 1 скорость - 2,9 л/с; 2 скорость - 5,2 л/с; 3 скорость - 7,9 л/с; 4 скорость - 11,9 л/с.

Рекомендуемый расход жидкости (воды) при циркуляции, согласно технологическому регламенту по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок, для выноса частиц размером до 1 мм и плотностью 2600 кг/м³ составляет 3 - 5 л/с, при соотношении диаметров НКТ и КГТ 114х44, для вертикальных скважин с максимальным углом наклона не более 25°. Скорость выноса частиц составляет от 0,4 - 0,7 м/с [18].

Оптимальный расход промывочной жидкости через БДТ диаметром 33 мм должен составлять 10,8 - 14,4 м³ /ч (3 - 4 л/с), давление при закачивании - от 8,0 до 15,0 МПа. Данным условиям удовлетворяет работа агрегата ЦА - 320М на 1 скорости при диаметре поршня 100 мм (расход до 4,8 л/с, давление до 160 атмосфер). Агрегат цементировочный насосный ЦА-320М представлен на рисунке 2.3..

1 - шасси автомобиля КрАЗ-250, КрАЗ-65101, Урал-4320-1912-30; 2 - коробка отбора мощности; 3 - редуктор; 4 - блок водоподающий с центробежным насосом; 5 - насос НЦ-320; 6 - колено шарнирное 50*70; 7 - колено шарнирное сдвоенное 50х70; 8 - бак мерный с донными клапанами; 9 - бачок цементный; 10 - манифольд; 11 - труба L = 4065; 12 - труба L = 2065; 13 - труба L = 1140

Рисунок 2.3. Агрегат цементировочный насосный ЦА-320М

1. Основные показатели процесса промывки скважины - скорости восходящего и нисходящего потока. Их рассчитываем из следующих формул.

м/с (2.1)

м/с (2.2)

где d _тр.н , d _тр.в , D _в - наружный и внутренний диаметры гибкой трубы, внутренний диаметр труб в которые спущена КГТ, Q - подача технологической жидкости, в м³/с.

Скорость нисходящего потока при работе на 1 скорости:

м/с

Скорость восходящего потока при работе на 1 скорости:

м/с

2. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости в промывочных трубах.

м (2.3)

где - коэффициент трения при движении воды в трубах; v_н - скорость нисходящего потока жидкости? м/с.

3. Определим режим течения жидкости в КГТ:

(2.4)

где - структурная вязкость жидкости (=1*10^-2 Н*с/м²); - динамическое напряжение сдвига (=8,16 Н/м²).

Следовательно, режим течения турбулентный.

При турбулентном режиме определяется по формуле:

(2.5)

Подставляем численные значения, получим потерю напора при работе агрегата на 3 скорости:

м.вод.ст.

Вычисления делаем только для 3 скорости, т.к. конструктивные особенности насоса ЦА-320М не позволяют продолжительное время работать на 1 скорости, насос выйдет из строя, что недопустимо при промывке.

Производительность насоса на 2 скорости недостаточна для создания восходящего потока, способного поднять промытый песок и наконец, работа агрегата длительное время на 4 скорости приводит к перегреву двигателя.

4. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости с песком в затрубном пространстве скважины по формуле:

м (2.6)

где - коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости (колеблется в пределах 1,1 - 1,2); v_в - скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с.

5. Определим режим течения жидкости в кольцевом пространстве скважины:

(2.7)

т.е. режим течения ламинарный:

Потери напора в кольцевом пространстве при работе агрегата на 3 скорости:

м.вод.ст.

6. Определяем потери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочных трубах и в кольцевом пространстве:

м (2.8)

где m - пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F - площадь проходного сечения НКТ; L - высота пробки промытой за один прием (принимаем 12 м), f - площадь поперечного сечения кольцевого пространства между НКТ и КГТ; - плотность зерен песка ( =2600 кг/м³ ); - плотность промывочной жидкости ( = 1000 кг/м³ ); - установившаяся скорость оседания песчинок в воде, которая рассчитывается по формуле:

(2.9)

где - коэффициент, зависящий в основном от формы частицы, так как форма частицы шарообразная = 0,159.

м/c

Потери напора на уравновешивание столбов жидкости при работе на 1 скорости:

м.вод.ст.

7. Определяем потери напора на гидравлические сопротивления в вертлюге при движении воды.

На четырех скоростях h₄ = 25,7 м

8. Находим потери напора на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии (d_в =0,062 м) от насоса агрегата до вертлюга. Принимаем длину этой линии L_н =40 м.

м (2.10)

где ₁ =0,035

Потери давления в нагнетательной линии при работе на 3 скорости:

м.вод.ст.

9. Определяем давления на выкиде насоса:

МПа (2.11)

где =1000 кг/м³

Давление на выкиде насоса при работе на 1 скорости:

= 1000 ? 9,81 ? (948 + 56,3+ 16,1 + 12 + 3,4) ? 10^-6 = 9,18 МПа

10. Определяем давление на забое скважины при работе установки:

МПа (2.12)

Давление на забое при работе на 1 скорости:

= 1000 ? 9,81 ? (1199 + 56,3 + 16,1) ? 10^-6 = 12,3 МПа

11. Определяем мощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки:

кВт (2.13)

где - общий механический к.п.д. агрегата (принимаем = 0,65), Q - подача агрегата.

Мощность при работе на 1 скорости:

кВт

12. Определим коэффициент использования максимальной мощности насосной установки, насосная установка ЦА - 320М имеет номинальную полезную мощность N_max = 108 кВт.

% (2.14)

Коэффициент использования максимальной мощности при работе на 1 скорости:

%

13. Определим скорость подъема размытого песка:

м/с (2.15)

Скорость подъема песка при работе на 1 скорости:

v_п = 0,82 - 0,201 = 0,619 м/с

14. Определяем продолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины до появления чистой воды, переводя в минуты:

(2.16)

Продолжительность подъема пробки при работе на 1 скорости:

t = 1199/0,619 = 1936 с или 33 мин

15. Размывающая сила струи жидкости. Силу удара струи промывочной жидкости можно определить по следующей формуле:

(2.17)

где Q - подача агрегата; - площадь поперечного сечения струи жидкости, нагнетаемой в скважину, см²; F - площадь проходного сечения эксплуатационной колонны, см² (в нашей задаче эти величины равны: =10,7 см² (для 44-мм колонны); F=78 cм² (для 114-мм колонны)).

Следовательно, по формуле (2.17) имеем силу струи Р при работе агрегата на 3 скорости:

КПа

При эксплуатации газовых месторождений колтюбинговые технологии позволяют производить ремонт скважин под давлением без нарушения их режима эксплуатации, т.е. проводить ремонтные и технологические операции без глушения скважин и подъема колонны насосно-компрессорных труб. При этом, время на проведение работ колтюбинговыми установками уменьшают общие затраты на ремонт, сокращает простои скважин, дают возможность проводить многие технологические операции, недоступные традиционными методами и, в конечном итоге, увеличивают добычу газа.

Заключение

Одним из важнейших направлений, на котором должен быть сосредоточен интеллектуальный и инвестиционный потенциал отрасли, является реализация современных методов и технологий интенсификации добычи, в том числе развитие в нефтегазодобыче колтюбинговых технологий.

Эта прогрессивная технология применения гибких труб, намотанных на барабан, используется в подземном и капитальном ремонте скважин довольно широко, но не в тех объемах, которые требует нефтегазовая отрасль.

Колтюбинговые агрегаты могут выполнять такие операции, как ликвидация отложений парафина, гидратов, песчаных пробок и др.

Подводя всему итоги можно сказать следующее: в настоящее время во всем мире при бурении, эксплуатации и ремонте скважин все большую популярность приобретает использование непрерывных колонн гибких труб.

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

Итак, технологии, базирующиеся на применении гибких труб, 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 выполнения курсовой работы были решены следующие задачи:

1. Изучены характеристика района работ, литолого - стратиграфический разрез, тектоническое строение и характеристика продуктивных пластов Астраханского месторождения.

2. Изучены причины появления песчаных пробок.

3. Рассмотрены способы борьбы с песчаными пробками.

4. Исследованы применение колтюбинга для удаления песчаных пробок в газовых скважинах Астраханского месторождения.

5. Произведен гидравлический расчет промывки песчаной пробки в газовой скважине с помощью колтюбинговых установок.

Список использованных источников

1. Проблемы и перспективы колтюбинговых технологий в газодобывающей отрасли / М.Г. Гейхман М.Г., Г.П. Зозуля, А.В. Кустышев, М.В. Листак // Обз. информ. Сер. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: ИРЦ Газпром, 2007,- 112 с.

2. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / С.М. Вайншток, А.Г. Молчанов, В.И. Некрасов, В.И. Чернобровин.- М.: Изд-во Академии горных наук, 1999.- 224 с.

3. А.И. Булатов. Колтюбинговые технологии при бурении, заканчивании и ремонте нефтяных и газовых скважин.- Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2008.- 370 с.

4. Гасумов Р.А и др. Пенные системы для бурения и ремонта скважин / Р.А. Гасумов, А.В. Калинкин, М.Г. Гейхман,- М.: ИРЦ Газпром, 2008,- 269 с.

5. Маслов И.И., Методы борьбы с выносом песка из скважин. - ОИ ВНИИОЭНГ, сер. «Нефтяная промышленность», М., 1980. Г.Г. Гилаев, М.А, Бурштейн, Г.Т. Вартумян, А.Т. Кошелев. Вопросы теории и практики ограничения пескопроявлений в нефтедобывающих и водозаборных скважинах. - Краснодар: Советская Кубань, 2004. - 224 с.

6. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: учеб.пособие/[Г.П. Зозуля, А.В.Кустышев, И.С.Матиешин, М.Г.Гейхман, Н.В.Инюшин]; под ред. Г.П. Зозули. - М.: Издательский центр «Академия», 2009. - 176 с.

7. Шмыгля П. Г., Брагин В. А., Динков В. А. Проектирование разработки и эксплуатации газоконденсатных месторождений. М., Гостоптехиздат, 1963. - С.234.

8. Ликвидация песчаных пробок в газовых скважинах Текст. / K.M. Тагиров, А.Н. Лобкин, C.B. Долгов // Газовая промышленность. 1983. - №2. - С. 18-19.

9. Басарыгин, Ю.М. Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин: учеб. для вузов Текст. / Ю.М. Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. Краснодар: «Сов. Кубань», 2002.

10. Современное состояние и перспективы развития колтюбинговой техники в России Текст. / А.Г. Молчанов // Бурение и нефть. 2003. - № 10. -С. 6-11.

11. Роль колтюбинга в повышение нефтеотдачи Текст. /Л.М. Грузди-лович // Бурение и нефть. 2003. - № 5. - С. 26-29.

12. Очистка искривленных стволов скважин методом колтюбинга Текст. / С. Уокер, Дж. Ли // Колтюбинг. Нефть и капитал. - 2001. - №1.

13. Проблемы использования и возможности применения колтюбинговой установки при очистке скважины от песчаных пробок Текст. / P.A. Гасумов, О.С. A.A. Сингуров, Кондренко // Время колтюбинга. 2005. - №2. - С. 32-34.

14. Суковицын В.А. Комплексная технология повышения и восстановления производительности газовых и газоконденсатных скважин [Текст] /Р.А. Гасумов, В.А. Суковицын // Газовая промышленность. - 2012. - № 7. - С. 41-45.

15. Теория и практика эксплуатации подземных хранилищ газа в условиях разрушения пласта-коллектора (монография) / В. А. Васильев, Д.В. Гришин, Г.С. Голод, А.П. Епишишов, В.А. Машков - Газпром ПХГ, Москва, 2016.

16. Антонова Е.О., Крылов Г.В., Прохоров А.Д., Степанов О.А. Основы нефтегазового дела: Учеб. для ВУЗов. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003.

17. Середа Н.Г., Муравьев В.М.. Основы нефтяного и газового дела. Учеб. для ВУЗов. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Недра, 1980.

18. Технологический регламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок на месторождениях ООО «Ямбурггаздобыча», 2006.

Размещено на Allbest.ru