ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.02.2024
Просмотров: 553
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
1.1 Причины возникновения негерметичности эксплуатационной колонны
1.2 Анализ последствий негерметичности эксплуатационной колонны
1.3 Анализ геологических условий, влияющих на нарушение
герметичности эксплуатационной колонны
1.4 Обзор отечественных и зарубежных технологий ликвидации
негерметичности эксплуатационной колонны
2.1 Требования для проведения ремонтно-изоляционных работ
2.2 Определение источника обводнения с помощью промыслово-
геофизических исследований скважины
2.3 Обзор технологических операций для восстановления
герметичности эксплуатационной колонны
2.4 Обзор технических средств для восстановления герметичности
2.5 Технологические особенности проведения тампонирования
негерметичных участков с помощью АЭФС
3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ
4.1 Расчет нормативной продолжительности времени работ
4.2 Расчет сметной стоимости работ
4.3 Определение эффективности работ
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности
5.2 Производственная безопасность
5.3 Анализ вредных производственных факторов
5.4 Анализ опасных производственных факторов
5.5 Экологическая безопасность
5.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях
;
АЦФ – ацетон-формальдегидная смола;
ГТМС – гидрофобный тампонажный материал на основе смолы;
АЭФС – алкилрезорциновая эпоксифенольная смола;
ПЭПА – полиэтиленполиамин;
ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;
ЛНЭК – ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны.
7
Выпускная квалификационная работа содержит 101 страницу, в том числе 23 рисунка, 14 таблиц. Список литературы включает 37 источников. Работа содержит 1 приложение.
Ключевые слова: эксплуатационная колонна, негерметичность колонны, ремонтно-изоляционные работы, технологии восстановления герметичности, высокая обводненность.
Объектом исследования являются технологии и технические средства по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны.
Цель исследования – анализ применяемых технологий для восстановления герметичности эксплуатационной колонны на месторождениях Западной Сибири
В процессе исследования были подробно рассмотрены причины нарушений герметичности эксплуатационной колонны, а также методы определения дефектных интервалов как источников обводнения. Проведен анализ современных технологий и технических средств, применяющихся для восстановления герметичности колонн на месторождениях Западной Сибири. Даны рекомендации по выбору способа проведения ремонтно-изоляционных работ.
Область применения: фонд добывающих и нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири
ВВЕДЕНИЕ 12
1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ 14
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 14
1.1 Причины возникновения негерметичности эксплуатационной колонны 14
1.2 Анализ последствий негерметичности эксплуатационной колонны 19
1.3 Анализ геологических условий, влияющих на нарушение 24
герметичности эксплуатационной колонны 24
1.4 Обзор отечественных и зарубежных технологий ликвидации 29
негерметичности эксплуатационной колонны 29
2 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 32
2.1 Требования для проведения ремонтно-изоляционных работ 32
2.2 Определение источника обводнения с помощью промыслово- 37
геофизических исследований скважины 37
2.3 Обзор технологических операций для восстановления 51
герметичности эксплуатационной колонны 51
2.4 Обзор технических средств для восстановления герметичности 57
эксплуатационной колонны 57
2.5 Технологические особенности проведения тампонирования 67
негерметичных участков с помощью АЭФС 67
3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА 71
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 71
3.1 Алгоритм выбора эффективной технологии ремонтноизоляционных работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны в различных геолого-промысловых условиях 71
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ 78
И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 78
4.1 Расчет нормативной продолжительности времени работ 78
4.2 Расчет сметной стоимости работ 78
4.3 Определение эффективности работ 82
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 86
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 86
5.2 Производственная безопасность 88
5.3 Анализ вредных производственных факторов 89
5.4 Анализ опасных производственных факторов 92
5.5 Экологическая безопасность 93
5.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 94
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 96
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ: 96
Приложение А 100
На данный момент большая часть месторождений в Российской Федерации находятся на завершающей четвертой стадии разработки. Это, несомненно, является прямым и главным признаком серьезного износа оборудования и эксплуатационных колонн (ЭК) в том числе.
Основным дефектом, возникающим в трубах при добыче нефти и газа, является образование трещин. Точную причину их возникновения установить непросто, так как нарушению герметичности способствуют множество факторов: неправильный подбор труб для конкретных условий, некачественное цементирование, коррозия, нарушения технологии при спускоподъемных операциях, быстрый набор угла скважины при бурении и другое.
Работы по устранению негерметичности ЭК являются дорогими и далеко не всегда успешными, но проводить их необходимо, так как полученный на время эффект позволяет снизить обводненность продукции в несколько раз и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). В настоящее время большое количество скважин находятся в консервации по причине нерентабельности, так как нарушение герметичности ЭК способствует резкому снижению дебита нефти. Вследствие такого простоя не достигается проектное значения КИН, что приводит к снижению экономических показателей. Установление причин негерметичности ЭК и выбор наиболее эффективного способа ремонтноизоляционных работ (РИР) для конкретных условий являются крайне актуальными вопросами.
Целью выпускной квалификационной работы является анализ существующих технологий и технических средств по восстановлению герметичности ЭК и обоснование их выбора на нефтяных месторождениях Западной Сибири.
Для достижения цели были поставлены следующие задачи:
Проблема нарушения герметичности была актуальной на протяжении десятилетий и остается таковой по сей день. Огромное количество научных трудов освещают этот вопрос, но сузить широкий спектр причин негерметичности все еще не удалось.
Эксплуатационная колонная подвергается воздействию множества факторов, поэтому точную причину нарушения герметичности для каждого отдельного случая установить очень сложно. Тем не менее, при изучении данного вопроса выделяют следующие основные проблемы: некачественное цементирование во время строительства скважины, наверно подобранная марка стали ЭК, плохое закрепление резьбовых соединений, разгерметизация в муфтовых соединениях, наличие интервалов интенсивного набора кривизны, неправильно подобранные трубы, использование агрессивных реагентов при интенсификации добычи нефти и высокоминерализованных вод при заводнении, коррозионное разрушение металла, а также высокие значения давления закачки в нагнетательных скважинах. Далее первостепенные факторы нарушения герметичности будут рассмотрены более подробно.
Для предохранения стенок скважины от обвалов горных породы, газонефтеводопроявлений (ГНВП), а также для изолирования продуктивных пластов стенки укрепляют обсадными трубами, которые, в свою очередь, крепятся к скважине с помощью цементного, или тампонажного, раствора. Если эта операция выполнена качественно, то внешняя часть ЭК защищена от воздействия флюида. В противном же случае трубы будут подвержены не только возникающим нагрузкам и давлениям, но и коррозии. На рисунке 1 представлены некоторые проблемы, возникающие вследствие плохого цементирования.
Рисунок 1 – Последствия некачественного цементирования: а – плохое сцепление на границах разделов; б – образование водяных поясов из-за седиментационной неустойчивости тампонажного раствора; в – формирование зазоров в результате сильной усадки
Глубина скважин может достигать нескольких тысяч метров, а в Западной Сибири это значение составляет в среднем от 1,5 до 2,5 км. Зачастую выше продуктивных горизонтов находятся пласты, не являющиеся нефте- или газонасыщенными и не представляющие интереса для разработки. Такие непродуктивные участки зачастую содержат высокоминерализованную воду, которая является агрессивной средой и приводит к коррозии металлов.
При неправильном подборе состава тампонажного раствора или при технологических нарушениях в процессе цементирования скважины отдельные участки обсадной колонны (ОК) будут подвержены воздействию флюида. Оказываемое на стенку трубы давление приводит к деформации колонны, растяжению металла и, как следствие, нарушению герметичности.
В процессе добычи нефти и газа колонны испытывают нагрузки, возникающие как внутри – при поднятии флюида по стволу скважины, так и снаружи – под воздействием внешних источников в интервалах некачественного цементирования. Помимо этого, влияние оказывает изменение температуры, так как с увеличением глубины на 100 м температура повышается в среднем на 34°С. Таким образом, динамическое и термическое воздействия не постоянны во времени и по длине эксплуатационной колонны, поэтому предварительно проводят расчеты на механическую прочность, исходя из которых подбирают материал труб.
Согласно стандарту, изготовление труб по точности и качеству выполняют в двух исполнениях: А и Б. Прочность труб нефтяного сортамента зависит от марки стали и характеризуется группой прочности, которая в зависимости от набора характеристик обозначается буквой (Д, К, Е, Л, М, Р и Т). Трубы и муфты должны быть изготовлены из стали одной и той же группы прочности. Допускается изготовление трубы с муфтами из стали с более высокими механическими свойствами.
Нарушения регламента и пренебрежение существующими рекомендациями могут являться причиной нарушения герметичности ЭК.
Все показатели регламентируются ГОСТ 632-80 [1] и представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Характеристики стали разных групп прочности [1]
АЦФ – ацетон-формальдегидная смола;
ГТМС – гидрофобный тампонажный материал на основе смолы;
АЭФС – алкилрезорциновая эпоксифенольная смола;
ПЭПА – полиэтиленполиамин;
ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента;
ЛНЭК – ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны.
7
РЕФЕРАТ
Выпускная квалификационная работа содержит 101 страницу, в том числе 23 рисунка, 14 таблиц. Список литературы включает 37 источников. Работа содержит 1 приложение.
Ключевые слова: эксплуатационная колонна, негерметичность колонны, ремонтно-изоляционные работы, технологии восстановления герметичности, высокая обводненность.
Объектом исследования являются технологии и технические средства по восстановлению герметичности эксплуатационной колонны.
Цель исследования – анализ применяемых технологий для восстановления герметичности эксплуатационной колонны на месторождениях Западной Сибири
В процессе исследования были подробно рассмотрены причины нарушений герметичности эксплуатационной колонны, а также методы определения дефектных интервалов как источников обводнения. Проведен анализ современных технологий и технических средств, применяющихся для восстановления герметичности колонн на месторождениях Западной Сибири. Даны рекомендации по выбору способа проведения ремонтно-изоляционных работ.
Область применения: фонд добывающих и нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 12
1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ 14
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ 14
1.1 Причины возникновения негерметичности эксплуатационной колонны 14
1.2 Анализ последствий негерметичности эксплуатационной колонны 19
1.3 Анализ геологических условий, влияющих на нарушение 24
герметичности эксплуатационной колонны 24
1.4 Обзор отечественных и зарубежных технологий ликвидации 29
негерметичности эксплуатационной колонны 29
2 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ, ПРИМЕНЯЕМЫХ ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 32
2.1 Требования для проведения ремонтно-изоляционных работ 32
2.2 Определение источника обводнения с помощью промыслово- 37
геофизических исследований скважины 37
2.3 Обзор технологических операций для восстановления 51
герметичности эксплуатационной колонны 51
2.4 Обзор технических средств для восстановления герметичности 57
эксплуатационной колонны 57
2.5 Технологические особенности проведения тампонирования 67
негерметичных участков с помощью АЭФС 67
3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА 71
МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 71
3.1 Алгоритм выбора эффективной технологии ремонтноизоляционных работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны в различных геолого-промысловых условиях 71
4 ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ 78
И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ 78
4.1 Расчет нормативной продолжительности времени работ 78
4.2 Расчет сметной стоимости работ 78
4.3 Определение эффективности работ 82
5 СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ 86
5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности 86
5.2 Производственная безопасность 88
5.3 Анализ вредных производственных факторов 89
5.4 Анализ опасных производственных факторов 92
5.5 Экологическая безопасность 93
5.6 Безопасность в чрезвычайных ситуациях 94
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 96
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ: 96
Приложение А 100
ВВЕДЕНИЕ
На данный момент большая часть месторождений в Российской Федерации находятся на завершающей четвертой стадии разработки. Это, несомненно, является прямым и главным признаком серьезного износа оборудования и эксплуатационных колонн (ЭК) в том числе.
Основным дефектом, возникающим в трубах при добыче нефти и газа, является образование трещин. Точную причину их возникновения установить непросто, так как нарушению герметичности способствуют множество факторов: неправильный подбор труб для конкретных условий, некачественное цементирование, коррозия, нарушения технологии при спускоподъемных операциях, быстрый набор угла скважины при бурении и другое.
Работы по устранению негерметичности ЭК являются дорогими и далеко не всегда успешными, но проводить их необходимо, так как полученный на время эффект позволяет снизить обводненность продукции в несколько раз и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). В настоящее время большое количество скважин находятся в консервации по причине нерентабельности, так как нарушение герметичности ЭК способствует резкому снижению дебита нефти. Вследствие такого простоя не достигается проектное значения КИН, что приводит к снижению экономических показателей. Установление причин негерметичности ЭК и выбор наиболее эффективного способа ремонтноизоляционных работ (РИР) для конкретных условий являются крайне актуальными вопросами.
Целью выпускной квалификационной работы является анализ существующих технологий и технических средств по восстановлению герметичности ЭК и обоснование их выбора на нефтяных месторождениях Западной Сибири.
Для достижения цели были поставлены следующие задачи:
-
Проанализировать условия возникновения негерметичности эксплуатационной колонны; -
Проанализировать технологии по устранению негереметичности ЭК; -
Выбрать и обосновать эффективность проведения работ по восстановлению герметичности ЭК в геологических условиях месторождений Западной Сибири, представить алгоритм выбора технологии РИР по устранению негерметичности ЭК
1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ
1.1 Причины возникновения негерметичности эксплуатационной колонны
Проблема нарушения герметичности была актуальной на протяжении десятилетий и остается таковой по сей день. Огромное количество научных трудов освещают этот вопрос, но сузить широкий спектр причин негерметичности все еще не удалось.
Эксплуатационная колонная подвергается воздействию множества факторов, поэтому точную причину нарушения герметичности для каждого отдельного случая установить очень сложно. Тем не менее, при изучении данного вопроса выделяют следующие основные проблемы: некачественное цементирование во время строительства скважины, наверно подобранная марка стали ЭК, плохое закрепление резьбовых соединений, разгерметизация в муфтовых соединениях, наличие интервалов интенсивного набора кривизны, неправильно подобранные трубы, использование агрессивных реагентов при интенсификации добычи нефти и высокоминерализованных вод при заводнении, коррозионное разрушение металла, а также высокие значения давления закачки в нагнетательных скважинах. Далее первостепенные факторы нарушения герметичности будут рассмотрены более подробно.
Цементирование
Для предохранения стенок скважины от обвалов горных породы, газонефтеводопроявлений (ГНВП), а также для изолирования продуктивных пластов стенки укрепляют обсадными трубами, которые, в свою очередь, крепятся к скважине с помощью цементного, или тампонажного, раствора. Если эта операция выполнена качественно, то внешняя часть ЭК защищена от воздействия флюида. В противном же случае трубы будут подвержены не только возникающим нагрузкам и давлениям, но и коррозии. На рисунке 1 представлены некоторые проблемы, возникающие вследствие плохого цементирования.
Рисунок 1 – Последствия некачественного цементирования: а – плохое сцепление на границах разделов; б – образование водяных поясов из-за седиментационной неустойчивости тампонажного раствора; в – формирование зазоров в результате сильной усадки
Глубина скважин может достигать нескольких тысяч метров, а в Западной Сибири это значение составляет в среднем от 1,5 до 2,5 км. Зачастую выше продуктивных горизонтов находятся пласты, не являющиеся нефте- или газонасыщенными и не представляющие интереса для разработки. Такие непродуктивные участки зачастую содержат высокоминерализованную воду, которая является агрессивной средой и приводит к коррозии металлов.
При неправильном подборе состава тампонажного раствора или при технологических нарушениях в процессе цементирования скважины отдельные участки обсадной колонны (ОК) будут подвержены воздействию флюида. Оказываемое на стенку трубы давление приводит к деформации колонны, растяжению металла и, как следствие, нарушению герметичности.
Марка стали эксплуатационной колонны
В процессе добычи нефти и газа колонны испытывают нагрузки, возникающие как внутри – при поднятии флюида по стволу скважины, так и снаружи – под воздействием внешних источников в интервалах некачественного цементирования. Помимо этого, влияние оказывает изменение температуры, так как с увеличением глубины на 100 м температура повышается в среднем на 34°С. Таким образом, динамическое и термическое воздействия не постоянны во времени и по длине эксплуатационной колонны, поэтому предварительно проводят расчеты на механическую прочность, исходя из которых подбирают материал труб.
Согласно стандарту, изготовление труб по точности и качеству выполняют в двух исполнениях: А и Б. Прочность труб нефтяного сортамента зависит от марки стали и характеризуется группой прочности, которая в зависимости от набора характеристик обозначается буквой (Д, К, Е, Л, М, Р и Т). Трубы и муфты должны быть изготовлены из стали одной и той же группы прочности. Допускается изготовление трубы с муфтами из стали с более высокими механическими свойствами.
Нарушения регламента и пренебрежение существующими рекомендациями могут являться причиной нарушения герметичности ЭК.
Все показатели регламентируются ГОСТ 632-80 [1] и представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Характеристики стали разных групп прочности [1]
| Наименование показателя | Норма механических свойств для стали групп прочности | |||||||
| Д | К | E | Л | М | Р | Т | ||
| Исполнение | Исполнение Б | |||||||
| А | Б | |||||||
| Временное сопротивление, не менее, МПа (кгс/см) | 655 (66,8) | 637 (65,0) | 687 (70,0) | 689 (70,3) | 758 (77,3) | 862 (87,9) | 1000 (101,9) | 1103 (112,5) |
| Предел текучести: не менее, МПа (кгс/мм) | 379 (38,7) | 373 (38,0) | 490 (50,0) | 552 (56,2) | 655 (66,8) | 758 (77,3) | 930 (94,9) | 1034 (105,5) |
| не более, МПа (кгс/мм) | 552 (56,2) | - | - | 758 (77,3) | 862 (87,9) | 965 (98,4) | 1137 (116,0) | 1241 (126,5) |
| Относительное удлинение, %, не менее | 14,3 | 16,0 | 12,0 | 13,0 | 12,3 | 10,8 | 9,5 | 8,5 |