Развитие колтюбинговых технологий в практике нефте-и газодобычи

Развитие колтюбинговых технологий в практике нефтеи газодобычи

ВВЕДЕНИЕ

Развитие колтюбинговых технологий находит все большее применение в промышленности. Уже более 35 лет в практике нефтеи 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»

1 — шасси БАЗ — 69 096, 2 — блок гидросистемы, 3 — кабина оператора, 4 — барабан с БДТ, 5 — инжектор, 6 — ПВО, 7 — дуга направляющая, 8 — гидроманипулятор (установщик оборудования).

1.2 Колтюбинговая 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-65 2712(8×8), 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.

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.

2.1 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

2.2 Удаление парафиновых пробок

Применение

Для обеспечения нормальной эксплуатации скважин парафиновые отложения на их внутренних стенках необходимо удалять, т.к. следствием их скоплений является образование парафиновых и парафинопесчаных пробок. Протяженность этих пробок может составлять сотни метров, в результате чего гидравлическое сопротивление колонны лифтовых труб увеличивается и дебит скважин снижается, а иногда и прекращается эксплуатация скважин.

Причины возникновения парафиновых пробок

В процессе эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами, а также при применении установок ЭЦН в определенном интервале глубин происходит отложение парафина, провоцирующее осаждение песка (если он есть), с последующим образованием песчано-парафиновых пробок. Основной причиной этого является охлаждение пластовой жидкости по мере ее движения по колонне лифтовых труб и кристаллизация парафина, бывшего до этого в жидком состоянии. Кристаллы парафина налипают на внутреннюю поверхность колонны лифтовых труб, уменьшая поперечное сечение канала и образуя пробку, что, в конечном счете, приводит к увеличению гидравлического сопротивления. В результате расход жидкости снижается или прекращается полностью.

На интенсивность отложения парафина, прежде всего, влияют следующие факторы:

· химический состав нефти;

· температура жидкости в пластовых условиях;

· дебит скважины.

Оборудование и материалы

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

· насосный агрегат;

· емкости для технологической жидкости;

· установка для нагрева технологической жидкости;

· технологическая жидкость (нефть, вода или химреагенты).

Выбор технологической жидкости обусловлен временем года и наличием маловязкой очищенной нефти. Принципиальной разницы в технологии в зависимости от типа технологической жидкости нет.

Описание технологии

Технология промывки скважин горячей технологической жидкостью при использовании колтюбинговой установки аналогична традициионной технологии. Основные преимущества обусловлены герметичностью полости скважины и возможностью непрерывного ведения процесса без остановки для наращивания промывочной колонны.

Для нагрева технологической жидкости могут использоваться применяемые на промыслах установки для промывки скважин горячей нефтью, либо импортные агрегаты для ее нагрева. Эти установки включают в себя печь, плунжерный насос, емкость для технологической жидкости, привод и систему управления. В ряде случаев могут использоваться мобильные парогенераторные установки, выход которых соединяют со змеевиком, расположенном в приемной емкости насосной установки. Нагревательная установка направляет жидкость температурой 90−120°С в гибкую трубу.

Существует две схемы включения оборудования — с замкнутой и не замкнутой циркуляцией. В первом случае технологическая жидкость, поднимающаяся из скважины, направляется в приемную емкость нагревательной установки, во втором случае — в трубопровод системы сбора продукции скважины. Первая схема более экономична, она требует меньшего количества технологической жидкости и используется для удаления пробок большой протяженности. Вторая схема проще — она не требует использования газовых сепараторов, факельной линии, однако предопределяет больший объем технологической жидкости.

Рисунок 2.2 Схема внутрискважинного оборудования при удалении парафиновых пробок 1 — жидкость с размытыми парафинами поднимающимися на поверхность, 2 — закачиваемая жидкость, 3 — песок.

Процесс удаления парафиновой пробки в определенном смысле аналогичен промывке песчаной пробки — до верхней кромки спуск колонны ведут с повышенной скоростью, затем резко снижают. В процессе удаления парафиновой пробки контролируется температура технологической жидкости, закачиваемой в скважину и поднимающейся из скважины.

2.3 Удаление гидратных пробок и растепление скважин

Применение

В процессе подъема пластовой жидкости по колонне лифтовых труб гидростатическое давление уменьшается по мере ее перемещения вверх. Если величина этого давления становится ниже давления насыщения, из пластовой жидкости выделяется попутный газ. Часть его растворяется в пластовой воде, неизбежном компоненте пластовой жидкости. При температуре и давлении, соответствующих равновесному состоянию смеси, образуются кристаллогидраты углеводородов и появляется кристаллическое вещество.

Метан, этан, пропан и бутан образуют кристаллогидраты при отрицательной температуре, а при повышенном давлении и положительной температуре их возникновению способствует наличие легких углеводородов и обводненность скважины. Кристаллогидраты осаждаются на стенках колонны лифтовых труб и в затрубном пространстве. Прекращение эксплуатации скважины способствует интенсивному образованию кристаллогидратов. Этому процессу способствует и понижение температуры пластовой жидкости в полости скважины. Наиболее интенсивно гидраты осаждаются на стенках труб в интервале 100−900 м при фонтанном и механизированном способах эксплуатации скважин (ЭЦН и ШГН).

Оборудование и материалы

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

· насосный агрегат;

· емкости для технологической жидкости;

· установка для нагрева технологической жидкости;

· технологическая жидкость.

Описание технологии

Для удаления гидратных пробок существует ряд методов, наиболее эффективным из которых является промывка скважины горячим соляным раствором (при t 70−80 °C).

При использовании колтюбинговых установок гидраты удаляют путем подачи промывочной жидкости во внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважины проводят фонтанным способом, или с помощью ЭЦН. Если скважина оборудована ШСНУ, то технология удаления гидратной пробки усложняется. В этом случае гибкую трубу спускают в кольцевое пространство между колонной НКТ и эксплуатационной колонной.

Наибольшие затраты времени и энергетических ресурсов требуются при проведении работ по растеплению скважины, т.к. имеет место образование массива гидратов и льда, как в колонне лифтовых труб, так и в кольцевом пространстве эксплуатационной колонны. В процессе удаления следует контролировать температуру промывочной жидкости на входе и выходе гибкой трубы, а также у устья скважины. Слишком низкая температура восходящего потока свидетельствует о наличии гидратов в кольцевом пространстве, что чревато повторным образованием пробки в колонне лифтовых труб, потерей циркуляции и последующим прихватом гибкой трубы.

При эксплуатации скважины ШСНУ спуск гибкой трубы становится невозможным, поскольку там располагается колонна насосных штанг. В этом случае ее спускают в кольцевое пространство между колонной лифтовых труб и эксплуатационной колонной. Для этого используют эксцентричную планшайбу, аналогичную планшайбам для спуска приборов в кольцевое пространство, которой должна быть оборудована такая скважина (например, при проведении подземного ремонта для смены внутрискважинного оборудования). На отверстие, предназначенное для ввода гибкой трубы, устанавливают уплотнитель облегченной конструкции.

Гибкая труба спускается в скважину на пониженной скорости, поскольку размер кольцевого пространства мал и существует опасность ее застревания. Горячая технологическая жидкость подается по гибкой трубе и, поднимаясь по кольцевому пространству, нагревает образовавшийся гидрат. При разложении гидрата имеет место бурное выделение газа. В этот период гибкую трубу целесообразно остановить и контролировать герметичность уплотнителя. После растепления основной массы гидратов при восстановлении циркуляции в работу может быть пущен станок-качалка. Технологическая жидкость будет поступать на прием ШСН, поднимаясь по колонне НКТ. Процесс подачи горячей технологической жидкости продолжают до тех пор, пока не установится стационарный тепловой режим работы скважины.

2.4 Удаление жидкости из газовых скважин

Применение

Накопление жидкости (вода, конденсат) на забое газовых скважин имеет место при снижении пластового давления во время эксплуатации скважины. В результате снижается дебит скважины и, соответственно, скорость подъема потока газа. При этом жидкость, поступающая из продуктивного пласта вместе с газом, не удаляется его потоком, а накапливается на забое. В результате заполнения скважины жидкостью возрастает противодавление на пласт и при равенстве гидростатического давления жидкости и пластового давления работа скважины останавливается.

Общепринятым приемом борьбы с этим является замена колонны лифтовых труб на колонну меньшего диаметра, поперечное сечение которой при заданном дебите обеспечивает скорость течения газа, обеспечивающую вынос жидкости. Однако, замена колонн требует глушения скважины, что в условиях пониженного пластового давления может привести к существенному снижению ее дебита после выполнения этих работ.

Для того, чтобы избежать этого нежелательного явления, следует использовать колтюбинговые технологии, обеспечивающие удаление жидкости без остановки скважины.

В зависимости от конкретных условий эксплуатации жидкость из скважины можно удалять периодически или постоянно.

Оборудование и материалы

· Колтюбинговая установка;

· насосный агрегат;

· емкости для технологической жидкости;

· источник инертного газа;

· компрессор для закачки инертного газа.

Описание технологии

Для периодического удаления жидкости из скважины используют колтюбинговые установки в сочетании с источником инертного газа.

Для постоянного удаления в скважину спускается колонна сифонных труб, в качестве которых используют гибкую трубу, поперечное сечение которой обеспечивает необходимую скорость подъема потока газа из продуктивного пласта. При этом колтюбинговая установка применяется только для спуска колонны и в дальнейшем не используется. Спущенная колонна подвешивается на фонтанной арматуре с помощью специального узла подвески.

Выбор способа осуществляют с учетом затрат на выполнение периодических ремонтов скважины или оснащения ее гибкой трубой и необходимой головкой для крепления на устье.

Периодическое удаление накопившейся жидкости с помощью установок ПРС следует проводить при функционировании скважины, без ее остановки. В противном случае придется выполнять операции по вызову притока. Манифольд барабана с гибкой трубой соединяют с линией сбора продукции скважины.

В процессе спуска или подъема гибкой трубы эксплуатация скважины не прекращается и ведется по колонне лифтовых труб. После достижения гибкой трубой уровня жидкости, находящейся на забое скважины, открывают задвижку на выходе гибкой трубы и закрывают задвижку на боковом отводе фонтанной арматуры. Затем на малой скорости продолжают спуск гибкой трубы до тех пор, пока весь объем жидкости не будет вынесен на поверхность.

После выполнения работ эксплуатацию скважины продолжают вести по колонне лифтовых труб, а гибкую трубу извлекают.

Для обеспечения постоянного удаления жидкости посредством сифонной колонны следует использовать гибкую трубу возможно большего диаметра, поскольку при этом уменьшаются потери на трение при течении газа и снижается опасность образования пробок. При правильно выбранном диаметре трубы уровень жидкости должен установиться у ее башмака, а колебания давления в кольцевом пространстве должны отсутствовать.

В процессе эксплуатации скважины с помощью сифонной колонны необходимо контролировать давление в кольцевом пространстве между ней и колонной лифтовых труб. Для пуска колонны в эксплуатацию азотом продавливают пробку, расположенную на нижнем конце трубы. Если в скважине присутствует жидкость, препятствующая эксплуатации, ее также удаляют продувкой азотом.

При извлечении из скважины гибкой трубы скважину необходимо, предварительно промыть кольцевое пространство между колонной гибких труб и лифтовой колонной для удаления образовавшихся там отложений парафина или гидратов, которые могут препятствовать ее извлечению.

Рисунок 2.4 Схема оборудования устья при подвеске сифонной колонны 1,3 — стволовые задвижки, 2 — узел подвески сифонной колонны, 4 — узел подвески лифтовых труб, 5 — крестовина.

2.5 Установка цементного моста

Применение

Установку цементного моста обычно используют в случаях, когда необходимо изолировать перфорированные участки эксплуатационной колонны, которые дают приток воды или снижают дебит. Это достигается за счет закачки необходимого объема цемента в полость эксплуатационной колонны на заданной глубине.

Оборудование и материалы

· Колтюбинговая установка;

· цементировочный агрегат;

· емкость для цементного раствора;

· цементный раствор.

Описание технологии Предварительно определяется внутренний объем гибкой трубы расчетным путем с использованием геометрических параметров трубы или экспериментально.

При последнем способе подкрашенная вода из тарированного бака закачивается по гибкой трубе, и как только она появляется с другого конца, производится измерение объема.

Рассчитывают длину трубы, которую заполнит цемент. Опустив гибкую трубу на заданную глубину, запускают цементировочный агрегат. После закачки объема цемента, соответствующего объему гибкой трубы, начинают ее подъём со скоростью, соответствующей производительности насоса. Таким образом, обеспечивается минимальное погружение трубы под уровень цемента находящегося в эксплуатационной колонне и исключается опасность цементирования гибкой трубы по периметру. Затем оставшийся объем цемента закачивают по гибкой трубе с последующей продавкой его технологической жидкостью. Этим обеспечивается установка цементного моста на месте. К тому времени, когда весь цемент будет прокачан по гибкой трубе, ее конец должен располагаться в верхней части цементного моста.

Во время закачки цемента задвижка, соединяющая полость лифтовых труб должна быть открыта. В результате, при закачке цемента из полости скважины вытесняется жидкость заполняющая ее полость. После закачки цемента гибкая труба промывается с максимально возможным расходом технологической жидкостью для удаления остатков цемента с внутренней поверхности трубы.

2.6 Разбуривание в полости скважин

Применение

Разбуривание в полости скважин применяют для удаления цементного камня, оставшегося после цементирования перфорационных отверстий, цементных мостов, остатков цемента, который успел затвердеть до того, как раствор был вымыт из полости труб, а также для удаления плотных пробок из песка, парафина и кристаллогидратов.

Оборудование и материалы

· Колтюбинговая установка;

· устьевое оборудование (должно включать шлюз, обеспечивающий спуск компоновки в скважину, которая находится под давлением);

· насосная установка;

· емкость для промывочной жидкости;

· компоновка оборудования на забое может состоять из следующих элементов (сверху вниз): соединительного устройства, обратного клапана, гидравлического разъединителя, циркуляционного пере-водника, забойного двигателя, породоразрушающего инструмента;

· техническая или морская вода с небольшими добавками полимеров, например, биозана.

При необходимости проведения бурения в эксплуатационной колонне в качестве породоразрушающего инструмента применяют расширитель, ниже которого устанавливают долото малого диаметра («пилотная фреза»).

К особенностям выбора забойного двигателя и породоразушающего инструмента следует отнести необходимость использования оборудования, требующего создания возможно меньших осевых усилий и меньших крутящих моментов. Такому требованию удовлетворяют винтовые забойные двигатели в сочетании с долотами истирающего типа. В противном случае вследствии малой осевой и крутильной жесткости неизбежна потеря устойчивости колонны. Породоразрушающий инструмент применяется, как правило, с раскрывающимися рабочими органами, что позволяет пропускать его через колонну лифтовых труб.

Описание технологии

Спуск инструмента в скважину проводят на максимальной скорости, а подача промывочной жидкости должна быть такой, чтобы не вызвать раскрытие инструмента. Инструмент опускают в ту зону скважины, где гарантировано отсутствие пробки, цементного камня на стенках труб и других наростов. Именно в этой зоне должен раскрываться инструмент, в противном случае режущие элементы могут не занять своего рабочего положения. Затем увеличивают подачу промывочной жидкости до значения, при котором происходит раскрытие инструмента. В том случае, если породоразрушающий инструмент не нуждается в переводе его в рабочее положение, описанная операция не выполняется. После этого при номинальной для конкретного применяемого забойного двигателя подаче промывочной жидкости начинают разбуривание. Наиболее оптимальным режимом работы является непрерывный, т. е. при отсутствии резких падений числа оборотов породоразрушающего инструмента и скачков давления на выкиде промывочных насосов. Для повышения эффективности очистки ствола скважины целесообразно после проходки каждых 15−30 м пробки прекращать процесс ее разрушения, приподнимать инструмент и проводить интенсивную промывку. Закачка загущенной полимером жидкости может проводиться только в процессе интенсивной промывки скважины.

Рисунок 2.6 Оборудование применяемое при разбуривании. 1 — БДТ, 2 — стабилизатор, 3 — ВЗД, 4 — фреза, 5 — пробка (цементный мост)

2.7 Газлифтный способ освоения скважины

Применение

Технология применяется в случае необходимости понижения противодавления на пласт, обусловленного наличием в скважине жидкости для глушения или бурового раствора, оставшегося после выполнения операций бурения или капитального ремонта.

Данные работы выполняются при вызове притока в нефтяных и газовых скважинах.

Оборудование и материалы

· Колтюбинговая установка;

· источник инертного газа;

· компрессор для закачки азота;

· сливная емкость (если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины);

· ПАВ.

Диаметр гибкой трубы выбирают исходя из того, чтобы гидравлическое сопротивление трубы и кольцевого канала между ней и колонной лифтовых труб соответствовало требуемому расходу технологической жидкости (или газа), обеспечивающей удаление жидкости глушения. При этом необходимо учитывать дополнительное давление, обусловленное гидравлическим сопротивлением кольцевого канала, воздействующего на продуктивный пласт, поскольку при проведении процесса увеличивается опасность поглощения продуктивным пластом технологической жидкости или газа.

Описание технологии

Операция предусматривает спуск в полость НКТ гибкой трубы, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. За счет уменьшения плотности жидкости обеспечивается ее подъем и удаление из скважины. В результате снижения гидростатического давления газ (нефть) из продуктивного пласта поступает в скважину. Подъем смеси осуществляется по кольцевому пространству между гибкой трубой и НКТ.

Закачку газа начинают сразу или при погружении гибкой трубы не более чем на 100−200 м при ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Газ подают с постепенным увеличением подачи до 14−20 м3/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость увеличивают.

Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее глушение, то, как правило, это соленая техническая вода или, в худшем случае, глинистый раствор. За счет снижения гидростатического давления на продуктивный пласт начинается приток жидкости (газа), который совместно с газом, закачиваемым через гибкую трубу, интенсифицирует процесс удаления из скважины имевшейся там жидкости. Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину может добавляться ПАВ.

После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорационных отверстий в течение необходимого промежутка времени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб будет подниматься пластовая жидкость. Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем трубы. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней. После подъема гибкой трубы до глубины 100−200 м, если процесс фонтанирования продолжается, подача газа может быть прекращена.

Рисунок 2.7 Оборудование для проведения газлифта

1 — пластовая жидкость, 2 — смесь азота и пластовой жидкости, 3 — азот, 4 — устьевое оборудование, 5 — инжектор, 6 — БДТ, 7 — емкость для азота, 8 — система управления узлов агрегата, 9 — емкость для сбора пластовой жидкости, 10 — барабан, 11 — дроссель, 12 — привод инжектора, 13 — силовая установка, 14 — насос для подачи азота

2.8 Кислотная обработка

Применение

Применяется для воздействия кислотой на карбонатные породы, слагающие продуктивный пласт, с целью увеличения его проницаемости.

Оборудование и материалы

· Колтюбинговая установка;

· установка для кислотной обработки скважин, имеющая специализированный насос;

· емкость для запаса кислоты;

· кислота.

В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты.

Описание технологии

В процессе выполнения данной операции гибкую трубу, при обеспечении непрерывной циркуляции воды, спускают на глубину перфорации. Затем в скважину через нее закачивают расчетный объем кислоты (рис. 13), после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб должна быть закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.

Процесс закачки и продавки выполняют при максимально возможной подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо следить за тем, чтобы давление в зоне перфорационных отверстий не превышало давления, при котором происходит разрыв пласта. (В ряде случаев, при обработке малопроницаемых пластов процесс закачки жидкости может выполняться в режиме гидроразрыва пласта). После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени реакции кислоты с породой продуктивного пласта выкидную задвижку открывают, гибкую трубу приподнимают и начинают операцию по вызову притока.

Практика использования колтюбингового оборудования показывает, что расход реагентов при обработке скважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на 25−30%, кроме того сокращается общее время обработки скважины.

2.9 Каротажные работы

Применение

Проведение каротажных исследований сопровождается спуском различных приборов не только в искривленные, но и горизонтальные скважины.

Оборудование

· Колтюбинговая установка (внутри гибкой трубы заранее пропускают геофизический кабель, а барабан набжают токосъемником);

· переходный узел с циркуляционными отверстиями, срабатывающий при определенной величине давления, шлипсы для удержания кабеля и специальный разъем для присоединения кабеля к инструменту (для соединения каротажных приборов с гибкой трубой);

· дублирующий электронный счетчик (помимо механического счетчика).

Наземное оборудование должно быть соответствующим образом приспособлено для ведения каротажных работ. Так, барабан для намотки гибкой трубы нужно снабжается токосъемником, позволяющим передавать электрические сигналы от кабеля, вращающегося вместе с барабаном, к электронному оборудованию, расположенному в лаборатории.

Преимущества применения установки с гибкой трубой

· меньшие затраты времени на спускоподъемные операции инструмента, чем при использовании кабеля;

· больший диапазон скоростей перемещения приборов и инструмента во время исследований;

· проникновение в любые участки горизонтальных скважин;

· повышение качества выполнения исследовательских работ;

· возможность совмещения вызова притока и других операций, связанных с воздействием на пласт, с каротажными исследованиями;

· обеспечение возможности работы в необсаженных скважинах.

2.10 Бурение боковых стволов колтюбинговая установка скважина бурение

Применение

Бурение боковых стволов с наклонным или горизонтальным профилем выполняется в уже имеющейся вертикальной скважине через предварительно прорезанное окно в эксплуатационной колонне.

После прорезки бокового окна (или нескольких окон) бурильная труба извлекается и в скважину спускается колонна лифтовых труб. Эта колонна по окончании бурения используется для эксплуатации скважины.

В процессе бурения гибкая труба спускается через лифтовую колонну. Совместимость бурового раствора с пластовой жидкостью и бурение в режиме депресиии исключает кальматацию пор продуктивного пласта и позволяет периодически исследовать скважину на приток. После бурения отвода заданной длины в скважину опускается перфорированная эксплуатационная колонна.

Ограниченная гидравлическим сопротивлением гибкой трубы и ее прочностью максимальная подача бурового раствора может привести к снижению эффективности выноса частиц выбуренной породы восходящим потоком жидкости. Особенно актуальной данная проблема становится при бурении горизонтальных участков скважины. Для преодоления этого применяются различные добавки в буровой раствор или использование пен.

По окончании процесса бурения начинается эксплуатация скважины без проведения каких-либо мероприятий по вызову притока.

Оборудование и материалы

· Колтюбинговая буровая установка;

· противовыбросовое оборудование;

· регулируемый штуцер с манифольдом;

· система приготовления и очистки бурового раствора;

· комплект забойного оборудования, включающий систему ориентации, управляемый отклонитель, скважинные расходомеры жидкости, измерители усилия на долоте и т. п;

· азотный агрегат (или генератор нейтрального газа);

· насосная установка;

· силовой привод;

· система управления оборудованием и контроля процесса бурения;

· буровой раствор;

· ингибитор коррозии (необходимо добавить в буровой раствор при

· наличии сероводорода;

· пенные жидкостные системы (альтернативно азоту).