Пришло время колтюбинга?.. | Neftegaz.RU

Coiled tubing — гибкая труба, намотанная на катушку. Это непрерывная (бесшовная) стальная труба для исследования, ремонта и бурения нефтяных и газовых скважин любой длины и кривизны, или бесшовная длинная труба БДТ в отечественной литературе, в зарубежном исполнении — coil tubing. В обиходе данный комплекс принято называть ГНКТ (гибкая насосно-компрессорная труба). Комплекс ГНКТ позволяет выполнять следующие технологические операции:

• • ликвидацию гидратно-парафиновых и песчаных пробок;
• • очистку скважины от посторонних предметов;
• • ловильные работы;
• • отрезку прихваченных НКТ;
• • освоение скважин;
• • обработку призабойной зоны;

• • промывки забоя скважины;
• • водоизоляционные работы;
• • перфорацию;
• • проведение кислотных обработок;
• • растепление гидратно-ледяных пробок;
• • разбуривание цементных мостов и другие виды работ на депрессии.

Принципиально комплекс для выполнения ремонтных работ с использованием ГНКТ можно разделить не несколько технологических комплектов:

• • агрегат;
• • инжекторная головка;
• • барабан для ГНКТ;
• • комплект ПВО и герметизатор устья

Агрегат гибких труб представляет собой портативную установку, предназначенную для спуска и подъема непрерывной колонны насоснокомпрессорных труб. В настоящее время имеются гибкие трубы с наружным диаметром от 3/4 дюйма до 2 3/8 дюйма.

Агрегаты, используемые в колтюбинговой технологии, можно конструктивно разделить на три основных типа:

• • на базе полуприцепа;
• • в блочном исполнении;
• • на базе шасси тяжеловоза.

Установки колтюбинговые легкого и среднего класса предназначены для проведения спуско-подъемных и технологических операций с использованием БДТ при капитальном, текущем ремонте и интенсификации нефтяных и газовых скважин на малых и средних глубинах (ликвидации гидратных, парафинистых, песчаных отложений и пробок, кислотной обработки призабойной зоны и т. д.) без глушения при давлении на герметизирующем устье до 70 Мпа. Внешний вид установок представлен на рис. 140.

Технические характеристики колтюбинговых установок легкого класса представлены в табл. 36.

Рис. 140. Внешний вид колтюбинговой установки легкого класса

Таблица 36

Технические характеристики установок легкого класса

Установки колтюбинговые тяжелого класса предназначены для проведения спуско-подъемных и технологических операций с использованием БДТ при капитальном, текущем ремонте и интенсификации нефтяных и газовых скважин на средних и больших глубинах без глушения при давлении на герметизирующем устье до 70 МПа, а также для выполнения операций по бурению боковых стволов, горизонтальных скважин и гидравлического разрыва пласта. Внешний вид колтюбиго- вой установок тяжелого класса представлен на рис. 141.

Инжекторные головки труб, входящие в состав агрегата, предназначены для выполнения трех основных функций, а именно:

• • упор для спуска труб под давлением;
• • регулировка степени вхождения в скважину в различных условиях;
• • удержание полного веса подвешенных труб.

Трубная инжекторная головка управляет непрерывной колонной ГНКТ при помощи двух противоположных приводных цепей, которые приводятся в действие двумя гидравлическими двигателями. Эти цепи имеют седлообразные блоки, смонтированные между звеньями цепи и обработанные так, чтобы соответствовать окружности колонны ГНКТ. Внешний вид инжекторной головки представлен на рис. 142. В инжекторе ключевую роль играют такие параметры, как тяговое и толкающее усилие; на поверхности регулируются натяжение цепи и прижимное усилие плашки к трубе. При монтаже колтюбингового флота инжекторная головка подвешивается над устьем скважины с помощью крана манипулятора или имеет собственное основание, которое устанавливается на устье скважины.

Рис. 141. Внешний вид колтюбинговой установки тяжелого класса на базе полуприцепа

Барабан колтюбинговой установки, представленный на рис. 143, содержит раму, барабан, опоры барабана, укладчик с приводом, каретку, цевочную передачу, цевочное колесо с приводом, тормоз барабана с приводом, в котором в цевочной передаче внешнего нижнего зацепления привода и тормоза звездочки расположены диаметрально противоположно друг другу, а также имеется привод поворота барабана с управлением из кабины машиниста и стопор для транспортного положения.

С одной стороны барабан имеет механизм вращения (намотки БДТ на барабан), с другой стороны к барабану подводятся нагнетательные линии для создания циркуляции.

Рис. 142. Внешний вид инжекторной головки: а — принципиальная схема работы инжекторной головки; б -устройство захвата труб; в — инжекторная головка в рабочем состоянии

Рис. 143. Внешний вид барабана колтюбииговой установки: а — механизм намотки; б — система подачи циркуляции

Глубина размотанной трубы в устье скважины считается с помощью специального счетчика глубины.

Превенторы, используемые вместе с колтюбинговой установкой, не имеют принципиального отличия от обычного ПВО. В зависимости от скважинных условий ПВО может быть 1-, 2-, 3- или 4-плашечным. Расположение плашек: глухие плашки, срезающие плашки, удерживающие плашки, трубные плашки. На выходе из скважины устанавливается специальное устройство — герметизатор. Это сальниковый узел, обеспечивающий работу в скважине с давлением до 700 атм. Он состоит из сальниковых элементов в металлическом корпусе. Внешний вид представлен на рис. 144.

Рис. 144. Внешний вид герметизатора: а -в рабочем состоянии; б — эластомерная манжета герметизатора

Установщик оборудования — это условное понятие и под ним могут пониматься различные удерживающие системы для монтажа и удержания превентора и инжектора.

Это может быть стационарная мачта с роликовой системой, манипулятор на едином шасси в задней части или специальные механизмы, обеспечивающие мобильность и выдерживающие необходимую нагрузку. В данном случае все зависит от производителя. Внешний вид установщиков оборудования представлены на рис. 145.

Основные задачи, для которых используются колтюбинговые установки такие:

• • вызов притока, освоение скважины;
• • очистка от песка забоя скважины;
• • кислотная обработка призабойной зоны с применением ГНКТ;
• • каротажные работы.

Для лучшего понимания технологии ведения ремонтных работ рассмотрим каждую операцию более подробно.

Рис. 145. Внешний вид установщиков оборудования: а — кран-манипулятор собственный; б — внешний кран манипулятор

Вызов притока, освоение скважины (газлифтный способ)

Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми оборудована скважина.

При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, как показано на рис. 146, помимо агрегата для работы с ГНКТ у устья скважины, монтируют дополнительное оборудование. Оно включает емкость для азота 7, компрессор для его закачки 14 и сливную емкость 9, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.

Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования — превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это условие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем варианте образуется так называемая азотная подушка. Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25-33 мм.

Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100-200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Подают азот с постепенным увеличением объема до

14-20 м³/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают.

Рис. 146. Схема расположения оборудования для проведения газлифта:

• 1 — пластовая жидкость; 2 — смесь азота и пластовой жидкости; 3 — азот;
• 4 — оборудование устья скважины; 5 — транспортер; 6 — колонна гибких труб, наматываемая на барабан 10; 7 — емкость для азота; 8 — система управления работой узлов агрегата; 9 — емкость для сбора пластовой жидкости, извлеченной из скважины; 10 — барабан с КГТ; 11 — дроссель; 12 — привод транспортера;
• 13 — силовая установка; 14 — насос для закачки азота

Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее задавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор.

Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества.

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 станет подниматься пластовая жидкость.

Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней.

После подъема гибких труб до глубины 100-200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается.

Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0,8 глубины скважины. В начале внедрения КГТ проводили опыты по их использованию для газлифтной эксплуатации. Для этого на колонну с наружным диаметром 19 мм на хомутах устанавливали газлифтные клапаны. В процессе эксплуатации газ подавался в КГТ, а газожидкостная смесь поднималась по кольцевому пространству между ней и колонной НКТ.

Очистка от песка забоя скважины

Появление песка на забое скважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых через перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полость скважины. Песок может оказаться на забое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанных с использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнения гидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка может быть намыто при создании искусственного забоя и т. д. Независимо от причин появления песка для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. При этом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным. При выборе оборудования для выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибких труб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубины забоя скважины.

У устья скважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буферную емкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости. Основным требованием к последней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, что необходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы с колоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность, поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективность данного процесса.

В качестве промывочных используют два типа жидкостей — ньютоновские и неньютоновские. К первой группе относятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо, очищенная нефть и т. п.). Все они имеют постоянную вязкость.

Вторую группу составляют буровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости от условий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами, а зависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейна.

После размыва пробки или ее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до тех пор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. При дальнейшем спуске колонны следует контролировать нагрузку на транспортер: она должна монотонно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодически через 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъема колонны.

При разрушении плотной пробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ее перемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показаниях индикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, развиваемое насосом, — показания первого прибора уменьшаются, а второго увеличиваются. После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на 3-5 м и увеличивают подачу промывочного насоса до расчетной величины. Скорость перемещения колонны при разрушении подобной пробки составляет 1-3 см/с.

Кислотная обработка призабойной зоны с применением ГНКТ

Кислотную обработку с использованием оборудования ГНКТ проводят в тех же целях, что и при традиционных технологиях: главным образом для воздействия кислоты на карбонатные или песчаные породы, слагающие продуктивный пласт, и увеличения его проницаемости.

Наземный комплекс оборудования, помимо агрегата с ГНКТ и стандартного устьевого оборудования, должен содержать агрегат для кислотной обработки скважин, имеющий специализированный насос и емкость для запаса кислоты. В некоторых технологиях кислотной обработки предусмотрен подогрев кислоты. В процессе выполнения данной операции ГНКТ при обеспечении непрерывной циркуляции воды спускают на глубину перфорации. На следующем этапе в скважину через ГНКТ закачивают расчетный объем кислоты, после чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны лифтовых труб закрыта. Это обеспечивает проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт. Процесс закачки и продавки следует проводить 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. После выдерживания скважины под давлением в течение заданного периода времени выкидную задвижку открывают, ГНКТ приподнимают, и начинается циркуляция воды.

Производство, сопровождение и сервисное обслуживание гибких полимерно-металлических труб для нефтяной и газовой промышленности.

Область применения : мобильные трубопроводные системы,
сборно-разборный трубопровод, временные трубопроводы,
выкидные линии нефтяных скважин, водоводы ППД, нефтегазопроводы, манифольды, компенсирующие перемычки, линии глушения, линии цементирования, линии химобработки и т.д.