Развитие колтюбинговых технологий в практике нефте- и газодобычи

 
Развитие колтюбинговых технологий в практике нефте- и газодобычи

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.

 
 

1.Устройство Колтюбинговой установки

 

1.1 Общая схема колтюбинговых установок

 

Рассмотрим общее устройство колтюбинговой установки на примере установки подземного и капитального ремонта скважин «УРАН - 20.2» (Рисунок 1.1) российского производства, компании ООО "Нафта Эко инновационная компания".

 

Рисунок 1.1 - «УРАН -20.2»

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

 

.2Колтюбинговая установка  «М-20» производства ФИДМАШ

 

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.

Вид оборудования ремонтно-технологического агрегата «М - 20» приведен на рисунке 1.2, а перечень основных составных  частей, их наименование, количество и  назначение приведены в таблице 1.

 

Рисунок 1.2 Ремонтно-технологический  агрегат «М - 20»

 

Таблица 1.

Наименование основных составных  частейНазначениеПоз. по рисунку 1.2Базовое шасси автомобиль M3KT-652712Предназначено для монтажа оборудования и транспортировки его на место проведения работ1Кабина оператораПредназначена для размещения рабочего места оператора, пульта управления оборудованием и приборов контроля, для обеспечения необходимых условий работ при температурах от минус 45°С до плюс 40°С.2Механизм подъема кабиныПредназначен для подъема кабины оператора в рабочее положение12Узел намотки БДТ (барабан)Предназначен для обеспечения смотки-намотки БДТ при СПО и замене бунта, подвода в БДТ рабочей среды, закачиваемой в скважину4БДТПредназначена для закачки технологических растворов в скважину и закрепления инструмента при проведении ремонтных работ.13Манифольд наружный и внутренний, вертлюг.Для подвода технологической жидкости в скважину при проведении технологических операцийИнжекторПредназначен для спуска и подъема БДТ с инструментом в скважину.8Барабан намотки рукавовПредназначен для сматывания и разматывания рукавов высокого давления, подвода гидравлической жидкости на привод инжектора, при проведении подготовительных и заключительных работ6Смазывающий обтираторПредназначен для равномерной смазки БДТ в момент её подачи в скважину и извлечения из скважины15УкладчикПредназначен для автоматической укладки БДТ на барабане16Гидравлический насосПредназначен для создания давления в гедросистеме5ГидробакПредназначен для хранения рабочей жидкости гидросистемы17НадрамникПредназначен для размещения на нем всего оборудования3Установщик оборудованияПредназначен для установки на устье преветора, инжектора с герметизатором7Выносные опорыПредназначен для вывешивания задней части машины и удержание ее в этом положении при работе11Противовыбросное оборудованиеПредназначено для герметизации устья скважины при СПО и в аварийных ситуациях в процессе ремонта скважины без ее глушения10

2.Комплекс мероприятий,  выполняемых Колтюбинговыми установками

 

Первые попытки создания колтюбинговой техники, в основе которой лежит использование гибкой трубы, были предприняты в начале 60-х годов прошлого столетия. Первоначально работы велись в направлении создания установок капитального ремонта в действующих скважинах небольшой глубины без их глушения.

Сегодня из 50 - 60 известных  операций, проводимых с использованием длинномерной гибкой трубы, в России наиболее широко распространены следующие:

ликвидация отложений  парафина, гидратных и песчаных пробок в НКТ;

обработка призабойной зоны, подача технологических растворов, специальных жидкостей (в том числе щелочных и кислотных растворов) и газов;

спуск оборудования для проведения геофизических исследований, особенно в наклонных и горизонтальных скважинах;

установка цементных мостов;

выполнение работ по изоляции пластов и др.

Использование колтюбинговых установок совместно с азотно-бустерным комплексом позволяет проводить освоение скважин пенными системами, снизить уровень жидкости до необходимой глубины, продувать скважины газообразным азотом.

Наиболее значительный эффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление интенсивно развивается  в настоящее время. Гибкие трубы  позволяют проводить бурение  на депрессии без глушения скважин  и увеличить их дебит в 3-5 раз. Особенно перспективным является применение горизонтального бурения гибкими  трубами дополнительных горизонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенных месторождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемых запасов, восстановление бездействующих и малодебитных скважин. Бурение гибкими трубами позволяет уже сегодня вовлечь в разработку значительную часть, а в перспективе - практически все забалансовые запасы углеводородов и добывать дополнительно в России до 50 млн. тонн нефти и до 30 млрд. куб. м. газа ежегодно.

Для того, чтобы бурить скважину и особенно вскрывать продуктивные пласты наклонными и горизонтальными стволами на депрессии без их глушения (это наиболее эффективные и перспективные в настоящее время технологии в мировой буровой практике, на которые нацелены сегодня широко известные зарубежные фирмы), недостаточно создания мобильной колтюбинговой установки. Должна быть продумана вся архитектура комплекса, включая специальное наземное и противовыбросовое оборудование, внутрискважинный инструмент и контрольно-измерительные приборы, определена возможность его создания в кратчайшие сроки, выявлена необходимость и целесообразность разработки, изготовления и приобретения комплектующего оборудования, инструмента, КИП и оценена итоговая стоимость всего комплекса.

Далее более подробно рассмотрим ряд ремонтных работ проводимых с использованием колтюбинга.

 

.1 Очистка забоя скважины  от песка

 

Применение

Для обеспечения нормальной эксплуатации скважин песок, накапливающийся  на забое скважины, необходимо удалять. В противном случае увеличение его  объема выше уровня перфорационных отверстий  приводит к снижению дебита скважин, а иногда и прекращению их эксплуатации.

Причины возникновения  песчаных пробок

Процесс образования песчаных пробок происходит практически во всех нефтяных и газовых скважинах. Его  интенсивность обусловлена свойствами продуктивного пласта и технологией  эксплуатации.

Появление песка на забое  скважины может быть обусловлено  несколькими факторами:

·оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне  во внутреннюю полость скважины;

·оседанием частиц после  проведения операций с использованием гидропескоструйных перфораторов;

·оседанием частиц после  проведения операций по гидроразрыву пласта;

·наличием песка, намытого в  полость скважины при создании искусственного забоя и т.д.

Оборудование  и материалы

·Колтюбинговая установка (гибкая труба должна иметь на конце обратный клапан и промывочную насадку);

·насосный агрегат;

·емкости для технологической  жидкости;

·технологическая жидкость, в качестве которой используют ньютоновские жидкости, неньютоновские жидкости, двухфазные смеси, инертные газы.

К ньютоновским жидкостям относятся (вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т.п.), к неньютоновским - буровые растворы и гели. Двухфазные смеси представляют собой аэрированную жидкость или пену. В качестве инертных газов используют азот, выхлопные газы ДВС.

Описание  технологии

Спуск трубы выполняют, поддерживая  непрерывную циркуляцию технологической  жидкости с глубины 100-150 м. Скорость спуска выбирается исходя из информации о расположении песчаной пробки и достигает 0,5 м/с. Не доходя порядка 100 м до предполагаемой пробки, скорость уменьшают до 0,1-0,2 м/с и тщательно контролируют давление, развиваемое насосной установкой. После входа промывочной насадки в пробку скорость перемещения трубы уменьшают до 0,0-0,03 м/с, а подачу промывочного насоса доводят до максимума.

Основные положения, описывающие  процесс промывки, соответствуют  традиционной технологии удаления песчаных пробок, но особенности колтюбинговой технологии позволяют выполнять его в большем диапазоне давлений в полости скважины. Основной задачей выполнения процесса является обеспечение выноса песка по кольцевому пространству. Часто фактическое сечение кольцевого пространства не позволяет обеспечить необходимую скорость восходящего потока технологической жидкости. В этом случае необходимо использовать двухфазные жидкости.

В процессе спуска трубы  необходимо поддерживать непрерывную  циркуляцию технологической жидкости. Для исключения поглощения жидкости продуктивным пластом и кальматации его пор необходимо тщательно подбирать плотность жидкости, исключающую превышение гидростатического давления по сравнению с пластовым. В случае возникновения поглощения технологической жидкости гибкая труба должна быть поднята выше верхнего уровня пробки при обеспечении циркуляции с максимально возможным расходом технологической жидкости. максимально возможным расходом технологической жидкости.

При разрушении плотных пробок следует использовать гидромониторные  насадки, обеспечивающие разрушение пробки в сочетании с подогревом технологической  жидкости. Скорость перемещения гибкой трубы в этом случае уменьшают  до минимума. Все это позволяет  исключить соприкосновение насадки  с поверхностью пробки. Об этом свидетельствуют  показания индикатора веса трубы  и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом - показания  первого прибора уменьшатся, а  второго увеличатся.

Промывку проводят до момента  выхода на заданную глубину. Для обеспечения  удаления всех твердых частиц объем  циркуляции должен составлять не менее  одного объема скважины. Скорость восходящего  потока при работе с гибкой трубой, как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней  твердых частиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков в последних с отклонением от вертикали до 45°. Для более пологих и, тем более, горизонтальных участков скважины необходимо обеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.

Для уменьшения гидростатического  давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого  на двух коаксиально расположенных  гибких трубах. При этом проблемы с  выносом песка не возникает, т.к. скорости и нисходящего, и восходящего  потоков промывочной жидкости достаточно велики, а гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине и воздействующей на пласт, может  быть сведено к минимуму. Использование  данного способа промывки может  быть реализовано только при достаточном  внутреннем диаметре наружной трубы, в  которой размещена коаксиальная внутренняя гибкая труба с достаточным кольцевым зазором для обеспечения необходимой циркуляции.

 
 

Рисунок 2.1 Схема внутрискваженного оборудования при промывке забоя скважины

1 - БДТ, 2 - НКТ, 3 - пакер, 4 - жидкость с частицами песка поднимающаяся на поверхность, 5 - полимерный гель закачиваемый в скважину, 6 - песок

 

2.2Удаление парафиновых  пробок