главная / банк технологий / бурение / колтюбинговое бурение

Применение установок с гибкими трубами для бурения, заканчивания и эксплуатации скважин


Область применения КТУ .
- Промывка скважины. Верхний конец гибкой трубы подключают гайками быстрого соединения к насосному агрегату, нижний конец гибкой трубы устанавливают на забой и закачивают техническую воду или жидкость глушения в объёме двух циклов циркуляции, т.е не менее 2-х объёмов ствола скважины. Затрубное пространство открыто.
- Замена жидкости в стволе скважины. Верхний конец гибкой трубы подключают гайками быстрого соединения к насосному агрегату, нижний конец гибкой трубы устанавливают на забой и закачивают жидкость замещения в объёме не менее объёма ствола скважины. Затрубное пространство открыто.
- Закачка технологического раствора в пласт. Верхний конец гибкой трубы подключают гайками быстрого соединения к насосному агрегату, нижний конец гибкой трубы устанавливают в верхней части продуктивного пласта, ствол скважины заполнен промывочной жидкостью. Затрубное пространство открывают и закачивают технологический раствор. При выходе раствора из гибкой трубы затрубье закрывают, давление повышают и закачивают раствор в пласт. В качестве технологических растворов используют кислотные растворы, растворы ПАВ и др.
- Водоизоляционные работы в скважине. Верхний конец гибкой трубы подключают гайками быстрого соединения к насосному агрегату, нижний конец гибкой трубы устанавливают в интервале изолируемого пропластка. Ствол скважины заполнен промывочной жидкостью. Затрубное пространство открывают и закачивают технологический раствор. При выходе раствора из гибкой трубы затрубье закрывают, давление повышают и закачивают изолирующий раствор в пласт.
- Освоение скважины газлифтом с использованием азотной установки после проведения работ по интенсификации добычи углеводородов. В НКТ устанавливают гибкую трубу. Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в межтрубном пространстве НКТ и уменьшении её плотности. При непрерывной подачи азота газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. При газлифте в затрубном пространстве НКТ устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление. Газлифтный подъём характеризуется глубиной погружения (давление у башмака НКТ), высотой подъёма и относительной глубиной погружения (отношение глубины погружения ко всей длине НКТ. Для расчётов газлифта используют различные справочные пособия [1]. Освоение скважины может также проводиться с использованием пенных систем.
- Ловильные работы. В этом виде работ используют следующий инструмент: метчики, колокола, труболовки, овершоты, ясы, ударники, фрезы и прочий инструмент [2].
- Ремонтые работы, включающие ликвидацию аварий (полет НКТ, полет ЭЦН, полет кабеля, проволоки, замена части эксплуатационной колонны и др.); возвраты как на вышележащий, так и на нижележащий горизонты; изоляционные работы, связанные с ликвидацией заколонных перетоков, негерметичностью эксплуатационных колонн, межколонных перетоков и другие работы, связанные с применением цементов.
- Механизированная добыча нефти. На нижнем конце гибкой трубы устанавливают специальный поршневой насос.
- Свабирование скважины. В гибкой трубе устанавливают специальный сваб.
- Установка гравийной набивки в продуктивном пласте. Работы выполняются по инструкциям сервисных компаний
- Бурение скважин, в основном, боковых и разветвленных стволов. Информация приведена ниже.
Общее количество международных колтюбинговых установок в России:
1. Сургутнефтегаз- 26
2. Газпром – 26
3. Роснефть – 7
4. Татнефть – 5
5. ЛУКОЙЛ – 5
6. Сибнефть – 4
7. ЮКОС – 2
8. ТНК – 2
9. Башнефть – 1

Итого: 78

Список литературы
1. Справочное пособие по газлифтному способу эксплуатации скважин/Зайцев Ю.В., Максумов З.А., Чубанов О.В.- М.: Недра, 1985.- .260 с.
2. Спутник буровика: Справочник.- 3-е изд., перераб. И доп.-М.: Недра, 1990.-303 с.
Тенденция роста применения установок с гибкими трубами. Как свидетельствуют статистические данные, количество используемых установок с гибкими трубами из года в год постоянно возрастает. Ежегодный рост в мире установок с гибкими трубами (УГТ) с 1982 г. стабилен и составляет около 8%. В то же время количество буровых установок в США изменяется несущественно [1]. Это связано с тем, что постоянно расширяются области применения гибких труб. Например, фирмы Baker Oil Tools спускают в скважину инструменты на кабеле и на гибких трубах и применяют УГТ для очистки скважин, в ловильных работ, для замены жидкости в скважине, для установки гравийной набивки, для ремонтных работ, для интенсификации притока, для механизированной добычи нефти и газа, а также для бурения, в основном, боковых стволов в скважинах.
Как считают специалисты фирмы Reach Group, для тяжелейших климатических и горногеологических условий Северного склона Аляски применение УГТ является наиболее эффективным решением для бурения боковых стволов в скважинах и повторного заканчивания скважин. Используя для этих целей УГТ, обеспечивается существенное сокращение затрат времени [2]. На практике широкому применению УГТ для бурения боковых стволов в скважинах начало было заложено на месторождении Прудо-Бей [3]. Компанией British Petroleum Alaska и фирмой Reach Group разработан специальный Руководящий документ по развитию и дальнейшему расширению применения УГТ на Аляске (Technical Limits Concept). Особое внимание в данном документе уделяется подготовке специалистов. Как свидетельствуют статистические данные, с ростом применения УГТ при бурении скважин и боковых стволов в скважинах возрастает и производительность работ [4, 5].
Бурение скважин с применением колтюбинга. Существуют два основных класса колтюбинговых буровых установок, традиционные колтюбинговые уста¬новки и гибридные. Традиционные установки могут работать только с колтюбинговой трубой. Для подготовки скважин к бурению и для заканчивания скважины, когда необходимо спускать или поднимать НКТ и обсадную ко¬лонну, приходится использовать обычные буровые вышки. Традиционные колтюбинговые установки обычно смонтированы на трейлере и состоят из следующих основных уз¬лов барабана с гибкой трубой, ме¬ханизма подачи трубы (инжектора) с направляющей дугой (гусаком), ка¬бины оператора и силового блока с автономной силовой установкой.
К такому классу установок отно¬сится и созданная ФИД установка М40 с максимальным тяговым уси¬лием инжектора 40 тонн, гибкой трубой диаметром 60,3 мм и длиной до 3500 м или диаметром 73 мм и длиной до 2200 м. В комплект установки входит устьевое сборное ос¬нование под инжектор с самоподъемной вышкой и комплект противовыбросового оборудования (ОПВ) с шлюз-лубрикатором. Вышка и шлюз-лубрикатор предназначены для производства работ по спуску-подъему компоновки низа буриль¬ной колонны (КНБК) в скважину под давлением.
Термин «гибрид» подразумевает возможность объединения работ с резьбовыми буровыми трубами с преимуществами использования бесконечной колонны буровой тру-бы. К сегодняшнему дню существуют несколько специально спроектиро¬ванных гибридных установок, отве¬чающих требованиям совмещения технологии с использованием колтюбинга с работами по заканчиванию скважин. Такие установки пред¬ставляют собой комбинацию обычной буровой вышки и установки с гибкими трубами. Именно к данному классу относится создаваемая сего¬дня ФИД установка М50.
Установка будет состоять из бара¬бана с гибкой трубой диаметром 73 мм и длиной до 3500 м, инжекто¬ра с тяговым усилием более 50 тонн, кабины оператора, ОПВ, автоном¬ной силовой установки для привода исполнительных механизмов и спе¬циальной самоподъемной мачты грузоподъемностью 80 тонн с подвышечным основанием для работы с обычными свинчиваемыми буровы¬ми трубами.
Важно отметить, что сегодня буре¬ние колтюбингом еще не заменяет обычное бурение, являясь новым методом эффективного вскрытия продуктивного пласта и прокладки вторых стволов. Однако технология находится в стадии активного разви¬тия. Появляются установки с труба¬ми большого диаметра, с титановы¬ми или композитными трубами, име¬ющими лучшие механические свой¬ства и больший срок службы, чем стальные. Динамика развития тех¬нологии бурения с использованием непрерывной трубы и производства более совершенного оборудования для нее позволяют сделать важный вывод — уже в недалеком будущем колтюбинг может заменить боль¬шинство традиционных буровых тех¬нологий.
Бурение скважин с применением установок с гибкими трубами для освоения неглубоко залегающих залежей тяжелых нефтей на Аляске. На месторождении тяжелой нефти Шрадер-Блаф, Аляска, компанией British Petroleum Exploration (Alaska) и сервисной фирмой Baker Hughes INTEQ успешно осуществлен проект бурения четырех горизонтальных многоствольных скважин [6, 7]. Скважины пробурены и закончены с использованием установок с гибкими трубами (фирма Varco) и предназначены для ведения добычи тяжелой нефти из неглубоко залегающих (около 1220 м) отложений продуктивного пласта Шрадер-Блаф.
После завершения буровых работ начальные дебиты скважин составили около 160 м3 нефти в сутки. Пробуренные 4 многоствольные горизонтальные скважины обеспечили увеличение общей добычи нефти из месторождения на 8%. Фактические затраты на строительство этих скважин оказались на 10% ниже предусмотренных сметой затрат. При выполнении работ строго соблюдались все требования по обеспечению безопасности и охране окружающей среды.
При бурении применялись гибкие трубы внешним диаметром 60,3 мм и внутренним диаметром 50,7 мм, прочностью 630 МПа. Такие параметры обеспечили возможность расположения внутри труб электрического кабеля и необходимую промывку.
Были пробурены три двуствольные и одна одноствольная скважины. Продуктивные пласты представлены верхними меловыми отложениями песчаника и алеврита ОА и ОВ толщиной соответственно 7,6 и 8,5 м. Сильно нарушенные продуктивные пласты разделены между собой непродуктивными отложениями алеврита толщиной около 10,7 м. Продуктивный пласт содержит крепкие прослои сидерита. Пористость пластов ОА и ОВ колеблется в пределах 200-300 мД. Температура пласта – 26,70С. Плотность нефти – 956,2 кг/м3.
Компоновка инструмента, в отличие от ранее применявшихся на Аляске компоновок, включала долото с синтетическим поликристаллическим алмазным вооружением (долото PDC) диаметром 95,25 мм, винтовой забойный двигатель высокой мощности (в 2 раза превышающей мощность ранее применявшихся стандартных забойных двигателей) с регулируемыми отклонителями (от 1,20 до 2,50), датчики нагрузки на долото, прибор замера удельного сопротивления пород, гамма-каротажный зонд, приборы измерения давления в затрубном и внутритрубном пространстве .
Как уже отмечалось, особенностью примененного инструмента явилось применение электрокабеля, встроенного в колонну гибких труб. Электрокабель обеспечивал передачу данных забойных измерений на поверхность в реальном времени, а также команд с поверхности на забой скважины. Частота передачи данных гамма-каротажных измерений составляла 5 секунд. В чрезвычайно трудных условиях геологических нарушений обеспечивалось необходимое ориентирование направления траекторий горизонтальных стволов скважин.
По оценкам специалистов, применение гибких труб с встроенным электрическим кабелем позволило повысить механическую скорость проходки в 2 раза по сравнению с показателями, достигаемыми, используя телеметрическую.систему с гидравлическим каналом связи.
Боковые горизонтальные стволы скважин бурились с выходом из 114,3-мм колонны насосно-компрессорных труб или потайных колонн диаметром 139,7 мм (или 177,8 мм) с применением буровых растворов, не содержащих твердой фазы. Содержание хлоридов превышало 3000 ед./млн. Заканчивание скважин выполнялось со спуском потайных колонн с щелевидными отверстиями, иногда с установкой гравийных фильтров фабричного производства.
Каких либо проблем, связанных со спуском потайных колонн в скважины, не отмечалось. Для обеспечения надежности спуска колонн между потайной колонной и колонной гибких труб предусматривалось использование 12 утяжеленных бурильных труб (УБТ, диаметром 79,8 мм и одной диаметром 60,3 мм). Перед спуском буровой раствор заменялся на новый, содержащий 8% смазывающих добавок. Электроприводные циркуляционные переводники способствовали очистке ствола скважины от шлама и улучшению его качественных параметров как при бурении, так и при выполнении спускоподъемных операций (СПО), а также при контрольных СПО для очистки ствола скважины. Следует также отметить повышение механической скорости проходки при бурении каждой последующей скважины. Так, например, при бурении последних скважин среднесуточная проходка по сравнению с первыми скважинами, пробуренными традиционным способом, возросла примерно в 5 раз. Если при бурении первых боковых горизонтальных стволов среднесуточная проходка (от подъема КНБК для спуска в скважину до выброса ее на мостки) составляла около 70-75 м, то при бурении последних этот показатель составил 350-370 м.
Достигнутые весьма положительные результаты, по мнению специалистов компании British Petroleum Exploration (Alaska) и сервисной фирмы Baker Hughes INTEQ, позволяют сделать следующие выводы:
1. Месторождения с тяжелыми нефтями (с запасами, равными или более высокими по сравнению с месторождением Прудо-Бей) на Аляске могут экономически эффективно осваиваться;
2. Стоимость добычи нефти из многоствольных скважин по сравнению с показателями стоимости добычи из традиционных скважин может быть существенно снижена.

Применение гибких труб для перфорирования потайных колонн в длинных горизонтальных стволах скважин в условиях депрессии. Об эффективности бурения скважин при депрессии с применением гибких труб хорошо известно и данный метод находит свое применение. Вместе с тем для специалистов определенный интерес может представлять практика перфорирования потайных колонн при депрессии в длинных горизонтальных стволах скважин с применением гибких труб, осуществляемая на Северном море компанией Talisman Energy (U.K.) Ltd. и сервисной фирмой BJ Services Company [8,9].
Как считают специалисты компании Talisman Energy (U.K.) Ltd. и сервисной фирмы BJ Services Company, в скважинах с большим углом наклона ствола и в горизонтальных скважинах для перфорирования колонны требуется либо устройство для протаскивания кабеля (wireline tractor), либо установка для ремонта, либо колонна гибких труб. На Северном море для перфорирования колонны при депрессии в глубоких скважинах (5178, 5438 и 5305 м) с углами наклона ствола соответственно 880, 970 и 880 использовались гибкие трубы. Перфорирование производилось за один спуск.
Общие данные по трем горизонтальным скважинам, в которых производилось перфорирование при депрессии с применением гибких труб, приведены в таблице.
Таблица

 

Платформа

Клайд

Клайд

Тартан

Скважина

А 29 (04)

А 35 (01)

Т 19 (13)

Дата выполнения работ

Сент. 1997

Авг. 2001

Март 2002

Необходимость применения смазывающей добавки к промывочной жидкости

Да

Да

Да

Наружный диаметр гибких труб, мм / предел текучести  стали, кг/мм2

44,45 / 70,0

50,8 / 63

44,45 / 63

Длина перфоратора, м

446,5

865,6

341,4

Наружный диаметр перфоратора, мм

69,9

63,5

73,0

Вес перфоратора (в воздухе), кг

8165

11113

7894

Глубина скважины по инструменту, м

5178

5438

5305

Макс. Угол наклона ствола скв., град.

88

97

88

Жидкость в скважине

Морская вода

Морская вода

Морская вода


Анализ показателей начальных дебитов скважин, после перфорирования, свидетельствовал о существенном росте их продуктивности. Проведенный также анализ затрат и результатов подтвердил положительный экономический эффект выполненных в скважинах перфорационных операций, несмотря на то, что они были более дорогостоящими по сравнению с традиционным способом перфорирования (требовались более существенные затраты времени на подготовку операций, более высокой была стоимость оборудования).
По скважине А 35 (01) индекс продуктивности оказался в 2 раза выше предусмотренного проектом показателя.
Приобретенный опыт по перфорированию скважин при депрессии с применением гибких труб на платформе Клайд был весьма полезен: при выполнении работ по перфорированию в скважине Т 19 (13) на платформе Тартан в марте 2002 г. затраты времени сократились на 33%.
Успешному выполнению работ по перфорированию потайных колонн в длинных горизонтальных стволах скважин при депрессии с применением гибких труб способствовали:
- правильный выбор оборудования и инструмента, в т.ч. гибких труб;
- применение смазывающих добавок в растворе (смеси ПАВ в растворителе);
- примененные методы моделирования спуска колонны гибких труб с перфоратором, а также нагрузок;
- корреляция глубины спуска перфораторов;
- применение на устье скважины превентора со шлипсами для перфораторов.

Cписок литературы

1. S.Khurama, B.DeWalt. Well intervention using rigless techniques. Offshore, December 2002, Supplement.
2. D.Lynch, S.Ratchinsky. Technical limits program streamlines Alaskan drilling project. Journal of Petroleum Technology, April 2003, Vol. 55, No 4, p.p. 42, 44, 47.
3. Абдуллин Р.А., Трубецкой Н.Н., Аблязина Р.Р. Опыт и перспективы совершенствования техники и технологии применения гибких труб в бурении за рубежом. II Всероссийская научно-техническая конференция по проблемам колтюбинга в нефтегазовом комплексе России, Москва, 18-21 июня 2001 г.
4. SPE/IADC 67824. M.McCarfy, M.J.Stanley. Coiled tubing drilling: Continued performance improvement in Alaska. SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, 27February – 1 March 2001, p.p. 1-6.
5. SPE/IADC 67823. G.Moss, C.Knynen. Through-tubing well construction. SPE/IADC Drilling Conference, Amsterdam, 27February – 1 March 2001, p.p. 1-10.
6. IADC/SPE 74553. M.Rixse, M.O.Johnson. High performance coil tubing drilling in shallow North Slope heavy oil. IADC/SPE Drilling Conference held in Dallas, Texas, 26-28 February 2002, p.p. 1-10.
7. M.Rixce, M.O.Johnson. High performance coil-tubing drilling develops shallow North Slope heavy oil. Oil & Gas Journal, 2002, July 8, p.p. 58-62.
8. D.Taylor, S.Murphy. Underbalanced perforating of long reach horizontal wells using coiled tubing: three North Sea case histories. 8-th European Coiled Tubing and Well Intervention Round Table, 20-21 November 2002, p.p. 1-14.
9. R.Graham. Underbalanced drilling with coiled tubing: a safe, economical method for drilling and completing gas wells. Journal of Canadian Petroleum Technology, 1997, Vol. 36, No 8, p.p. 19-27.

Д-р В.Т.Гребенников
 

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015