Применение колтюбинговой технологии при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин

Рассматриваемое оборудование имеет следующие конструктивные особенности.

Колонна гибких труб снабжена каротажным кабелем и двумя трубопроводами малого диаметра для подачи жидкости гидропривода к забойному оборудованию.

Последнее включает управляемый  с поверхности отклонитель долота, обеспечивающий оперативный выбор направления бурения. Кроме того, в забойном оборудовании размещается блок ориентации, позволяющий определять фактическое направление бурения скважины и передавать соответствующую информацию на пульт управления. Оно содержит также комплект датчиков, регистрирующих и передающих в виде электрических сигналов на пульт управления информацию о величине забойного давления, результатах гамма-каротажа, расходе жидкости, текущей по внутренней полости КГТ и кольцевому пространству. С помощью кабельной телеметрии осуществляется передача всех сведений в режиме реального времени на пульт управления.

Пульт управления оборудован комплексом обычных приборов, регистрирующих режим бурения, закачки жидкости и протекания всех других процессов, а также бортовой ЭВМ, в которую  закладывают программу бурения. При выполнении работ ведут непрерывный контроль за положением долота, направлением проводки скважины, физическими свойствами разбуриваемой породы, изменением расходов бурового раствора и жидкости, поступающей из пласта. Все эти данные отражаются на экране дисплея оператора. Режим работы бурового агрегата, в частности, направление бурения ствола скважины могут задаваться оперативно, например, с помощью "мыши" ЭВМ.

Все это создает  эффект присутствия оператора в  скважине и представления им места  в разбуриваемом пространстве пласта. Постоянно поступающая информация о состоянии окружающей среды  позволяет принимать достаточно быстро обоснованные решения по управлению процессом бурения. Создание подобного  оборудования по важности решаемых проблем  и уровню их решения превосходит  некоторые космические программы, реализованные к настоящему времени.

Буровой агрегат подобной конструкции позволяет работать с КГТ диаметром 60,3 или 73 мм. Грузоподъемность мачты с талевой системой – 680 кН.

Использование подобной буровой  предполагается после проводки вертикального  участка скважины с использованием традиционных технологий. Его бурят  на глубину, практически достигающую  кровли пласта, без вскрытия последнего. Затем выполняют весь комплекс работ  по обсаживанию, цементированию, оборудованию устья скважины колонной головкой. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 144 – 168 мм. 

Для вскрытия пласта наклонными ответвлениями или горизонтально  расположенными стволами на устье пробуренной  скважины монтируют описываемый  буровой агрегат. На трубной головке  закрепляют блок превенторов, содержащий (снизу вверх) секцию с глухими срезающими плашками, секцию с фланцами для подвода жидкости глушения, секцию с трубными плашками, секцию с удерживающими плашками, универсальный превентор с эластичным уплотняющим элементом, лубрикатор и уплотнитель КГТ. Эта сборка имеет высоту порядка 6 м.

На блоке превенторов монтируют транспортер, конструкция которого содержит два ряда цепей с плашками, захватывающими трубу. Над ней располагают отклонитель.

Помимо описанной буровой  установки существуют более компактные, предназначенные для работы с  меньшими диаметрами труб. Их характерной  особенностью является отсутствие мачты. Все оборудование таких установок  размещается на одной транспортной единице (кроме блока подготовки и обработки бурового раствора). Основным отличием этих установок от агрегатов, предназначенных для  проведения подземного ремонта, является более высокая установка транспортера, обусловленная необходимостью наличия  шлюза достаточно большой длины, обеспечивающего спуск в скважину инструментов, входящих в состав буровой головки. Это, в свою очередь, требует грузоподъемного устройства, удерживающего транспортер во время работы с большей высотой подъема.

 

3. Особенности работы колонны гибких труб

 

В процессе бурения часть  колонны гибких труб находится под  действием осевой сжимающей нагрузки. Последняя определяется силами трения, действующими в направлении, противоположном перемещению колонны, т.е. снизу вверх, а также реактивным усилием, вызванным взаимодействием долота с материалом разрушаемой пробки или породы. В результате, как и при бурении скважины с использованием традиционной технологии, нижняя часть колонны находится в сжатом состоянии. Отличие заключается в том, что сечение с нулевой осевой нагрузкой при использовании гибких труб располагается выше по сравнению с традиционной технологией, поскольку в рассматриваемом случае не используют утяжеленные бурильные трубы.

Отсутствие последних  сказывается и на том, что достаточно большая часть колонны гибких труб теряет устойчивость под действием  сжимающей нагрузки и принимает  спиралевидную форму. При этом увеличиваются  силы трения трубы о стенки скважины или внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны и соответственно возрастают усилия, необходимые для перемещения  трубы по направлению к забою, т.е. процесс идет лавинообразно.

Для уменьшения эффекта потери устойчивости КГТ разрабатывают  новые устройства и на их базе новые  технологии ведения работ. Например, для перемещения колонны в горизонтальном участке скважины используют эффект ее "закачки". В ряде случаев в начале горизонтального участка устанавливают втулку с заплечиками, на которые опираются специальные внутрискважинные движители.

 

4. 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.

 

1.5 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.

 

2. Расчетно-техническая часть

 

Рассчитать трехинтервальный профиль наклонно-направленной скважины со следующими данными, приведёнными в таблице – 2

Таблица – 2 – Данные наклонно-направленной скважины № 7

№ скважины	Глубина   Н, м	Отклонение А, м	Глубина зарезки (вертик. уч.) Нв, м	Азимут φ,  град.	Интенсивность искривления i, град/м
23	1690	350	460	155	1,5

 

Дано:

Н, м – глубина скважины

А, м – отклонение забоя скважины от устья

Н_в, м – глубина зарезки вертикального участка

φ , град – азимут

i, град/м – интенсивность набора угла кривизны

 

Найти:

R₁ – радиус кривизны участка искривления

H₁ – глубина участка набора кривизны

Н₂ – глубина наклонно-прямолинейного участка

А₁ – отклонение от устья участка набора кривизны

А₂ – отклонение участка наклонно-прямолинейного

α – зенитный угол

L_общ – длинна ствола скважины

 

Решение:

Находим радиус кривизны:

R₁ = 57.3 / i × 10

R₁ = (57.3 / 1,5) × 10 =  382м

R₁ – выбирают на 10 – 20% больше расчетного, значит

R₁ = 382 + 10% = 420,2 м

 

Находим максимальный угол наклона скважины:

α = R₁(R₁-A) + H₀ × √H₀² + A² – 2AR₁/(R₁ – A)² + H₀²

где H₀ = H – H_в

H₀ = 1690 – 460 = 1230м

α = (420,2 (420,2  – 350) + 1230(√(1230² + 350² – 2 × 350 × 420,2))) / ((420,2 – 350)² + 1230²) = (1453995) / (1517828) = 1453995 / 1517828≈ 0,95794≈17^o 

α = 17^o

Определяем проекцию участка  набора кривизны:

На горизонтальную плоскость:

            А₁ = R₁(1 – cosα) = 420,2 × (1 –0,9563) ≈ 18,36м

На вертикальную плоскость:

            Н₁ = R₁ × sinα = 420,2 × 0,2924 = 122,86 м

 

Определяем проекцию наклонно-прямолинейного участка на вертикальную плоскость:

Н₂ = Н – (Н_в + Н₁) = 1690 – (460 + 122,86) = 1107,14м

Рассчитываем длину участка  набора кривизны:

l₂ = 0.01745 × R₁ × α = 0.01745 × 420,2 × 17 = 124,6м

Находим длину наклонно-прямолинейного участка:

l₃ = H₂ / cosα = 1107,14 / 0,9563 = 1157,73м

Определяем горизонтальную проекцию прямолинейно-наклонного участка:

A₂ = H₂× tgα = 1107,14  × 0.3057 = 338,45м

Суммарную фактическую длину отклонения:

А_ф = А₁ + А₂ = 18,36+ 338,45= 356,81м

Находим погрешность в  определении угла наклона:

∆α = arctg( × ((А – А_ф) / l₃) × cosα) = arctg × (((350 – 356,81) / 1157.73) × 0,9563)≈

≈ 0,0112

 Определяем длину ствола  по профилю:

L_общ = l₁ + l₂ + l₃

l₁ = H_в = 460м

L_общ = 460 + 124,6+ 1157,73= 1742,33м