Буровое применение установок с гибкими трубами

1. Буровое применение установок с гибкими трубами, основные преимущества. Забойное оборудование колтюбинга

2. Краткая история развития колтюбинговой техники и технологии

Первая опытная установка для ремонта скважин с помощью ГТ
была изготовлена в США в начале 60-х гг. специально для размыва
песчаных пробок. Трубы имели диаметр 33,4 мм. В период с 1963 по
1964 гг. были проведены испытания этой установки в нескольких
скважинах на суше и на море, где проводилась промывка песчаных
пробок и осуществляли ловильные работы.
С конца 60-х до середины 70-х гг. было разработано несколько
модификаций таких установок для труб диаметром 25,4 мм.
В 1976 г. в Канаде впервые колонна ГТ диаметром 60,3 мм была
применена для бурения скважин.
Работы по производству и применению ГТ в нефтегазовой
отрасли России были начаты в 1971 г. В 1973 г. началось
отечественное производство ГТ на Челябинском трубопрокатном
заводе. В 1974 г. выпущен первый отечественный агрегат АРД-10,
который в 1975 году применен в ВПО «Азнефть» для промывки
песчаных пробок. В 1976 году ГТ применена здесь для спуска
установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).

3. Технологии гибких непрерывных НКТ «Колтюбинг»

Преимущества и недостатки колтюбинговой техники и
технологии:
сокращается время проведения спуско-подъемных операций;
отпадает необходимость в использовании обычных установок для
ремонта скважин;
отпадает необходимость в глушении скважин;
отсутствуют соединения, через которые возможны утечки;
успешное и практически единственное в настоящее время
технологически осуществимое выполнение различных операций в
горизонтальных скважинах;
меньше повреждается продуктивный пласт;
увеличивается безопасность проведения операций;
обеспечивается экономия рабочего пространства при монтаже
поверхностного оборудования;
в большей степени обеспечивается охрана окружающей среды.

4. Колтюбинговая технология с использованием гибкой трубы имеет следующие преимущества перед традиционными технологиями при

выполнении ремонта скважин:
- обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения
внутрискважинных операций, начиная с подготовки комплекса ремонтного
оборудования, и вплоть до его демонтажа;
- возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без
их предварительного глушения;
- безопасность проведения спускоподъемных операций, так как в данном
случае не нужно осуществлять свинчивание – развинчивание резьбовых
соединений и перемещать НКТ, вследствие чего сокращается время
проведения спускоподъемных операций;
- значительное улучшение условий труда работников бригад по ремонту
скважин;
- уменьшается период подготовительных и заключительных операций
при ремонте и демонтаже агрегата, в связи с чем продолжительность
ремонта с применением колтюбинга по сравнению с традиционным
подходом (КРС при помощи А-50 и т.д.) в 2-3 раза меньше;
- исключается загрязнение окружающей среды технологической и
пластовой жидкостями;
- исключается возникновение ситуаций,
связанных с внезапными
4
выбросами, открытым фонтанированием.

5.

• Следует отметить и недостатки
присущие колтюбинговой технике:
ограниченная длина труб, намотанных
на барабан;
сложность ремонта (сварки) гибкой
трубы в промысловых условиях.

6. Недостатками применения ГТ считаются:

• тенденция колонн ГТ к скручиванию;
• ограниченная длина ГТ, размещаемых на барабане;
• необходимость сваривания ГТ при проведении операций
на больших глубинах;
• трудности с осуществлением ремонта ГТ в промысловых
условиях;
• высокая стоимость аренды установок ГТ;
• недостаточная осведомленность организаций о
возможностях применения ГТ

7. Перспективы и особенности применения технологий ГТ (колтюбинга)

Бурение и заканчивание скважин с помощью ГТ;
Вызов притока при освоении скважины газлифтным способом;
Технологии удаления парафиновых пробок и асфальто-солевых отложений;
Удаление асфальто-смолистых (в том числе «восковых») пробок из
эксплуатационной колонны с помощью ГТ;
Удаление гидратных пробок и растепление скважин.
Технологии установки цементных пробок с помощью гибких труб
Удаление жидкости из газовых скважин;
Фрезеровочные и ловильные работы в скважине с помощью ГТ;
Интенсифицирующие обработки пластов с помощью ГТ;
Проработка и расширение ствола скважины;
Использование ГТ в качестве эксплуатационных колонн;
Применение гибких НКТ в эксплуатационных скважинах с
песконакоплением;
Установка гравийных фильтров с помощью ГТ;
Проведение геофизических исследований в процессе каротажа пологих и
горизонтальных скважин;
Селективное воздействие на пласт при РИР с помощью ГТ;
Выполнение перфорационных работ с помощью ГТ;
Использование ГТ при механизированном способе эксплуатации скважин;
Исследование скважин

8.

• Забойное оборудование колтюбинга

9. Вызов притока при освоении скважины газлифтным способом.

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

10. Очистка стволов и забоев скважин с помощью ГТ

1 - жидкость с частицами песка, поднимающаяся на поверхность; 2 - полимерный гель, закачиваемый в скважину; 3 –
песок.

11. Схема размещения внутрискважинного оборудования при установке цементной пробки в скважине и при при закачивании цементного

раствора в пласт
1 - вода; 2 - жидкость, вытесняемая из
скважины; цемент: 3 – закачиваемый
по КГТ, 4 - доставленный в скважину;
5 - пробка; 6 - пластовая жидкость
1 - цемент, закачиваемый в
скважину; 2 - жидкость,
находящаяся в скважине; 3 пакер; 4 - цемент, доставленный в скважину и
продавливаемый в
перфорационные отверстия и
призабойную зону пласта

12. Схема проведения операций в скважине по установке гравийной набивки фильтра при помощи гибких НКТ

1
6
7
2
8
9
10
3
11
6
а – после очистки
перфорационных отверстий
засыпать песок или керамические
гранулы в интервал перфорации
и провести прямую закачку в
перфорационные отверстия в
обсадной колонне до их
заполнения;
b – спустить компоновку с
помощью гибких НКТ;
с – спустить с циркуляционной
промывкой компоновку до
расчетного места, установив ее в
интервал набивки. Отсоединить
промывочные трубы от
компоновки и поднять их на
колонне гибких НКТ;
d – на верхнем конце компоновки,
оставляемой в скважине,
установить герметизирующий
уплотнитель и держатель
4
5
1 – эксплуатационная колонна НКТ диаметром 73 мм (2 7/8”); 2 – гибкие НКТ; 3 – крупнозернистый песок или керамические гранулы для создания гравийной набивки; 4 –
перфорационные отверстия; 5 – забойный пакер (фиксированный забой); 6 – освобождающее
устройство; 7 – глухой патрубок диаметром 25,4 мм (1,0”) или 31,75 мм (1 1/4); 8 –
циркуляционный патрубок диаметром 25,4 мм (1”) или 31,75 мм (1 1/4); 9 – фильтр диаметром
25,4 мм (1”) или 31,75 мм (1 1/4); 10 – башмак с промывкой; 11 – герметизирующий элемент,
установленный при помощи забойного инструмента на кабеле

13. Проведение геофизических исследований в процессе каротажа пологих и горизонтальных скважин

1 - токосъемник для соединения с кабелем, расположенным внутри ГТ; 2 транспортер; 3 - оборудование устья; 4, 5 - линии передачи данных соответственно от агрегата и транспортера к самописцам; 6 - центратор; 7 - участок
немагнитной трубы; 8 - внутрискважинные приборы для каротажа

14. Схема размещения внутрискважинного оборудования, содержащего сдвоенный пакер, в транспортном (а) и рабочем (б) положениях, а

также при проведении операций по обработке пластов (в)
1 - колонна гибких труб; 2 - локатор, ycтановленный на ГT; 3 –
верхний пакер; 4 - соединительный патрубок с отверстиями; 5 нижний пакер; 6 - призабойная зона пласта, подвергаемая
воздействию.

15. Выполнение перфорационных работ с помощью ГТ.

С помощью гибких труб
возможно выполнение всех видов
перфорационных работ в скважинах,
включая получение гидравлических
каналов (отверстий) в колонне (как
лифтовой НКТ, так и обсадной)
методом единичного продавливания.
В отличие от обычных технологий с
помощью ГТ, появляется возможность
проведения работ при пониженном
гидростатическом давлении в
скважине. При этом обеспечивается
лучшая очистка перфорационной
зоны и предупреждается нарушение
ФЕС.
Инжектор
Лубрикатор
Окно разделения
Затрубный превентор
Четырехрамный превентор

16. Закачивание ингибиторов и растворителей солей и парафина

Позволяют:
Избежать закачивания
разрушающих веществ в пласт
(ионы, микрочастицы, ПАВ,
коагулянты...)
Равномерное распределение
кислоты по зоне перфорации
(точное движение ГНКТ вдоль
перфорации, использование
самораспределяюших веществ и
технологий)

17. Ремонтные работы в скважине, связанные с бурением

1 - гибких труб, 2 эксплуатационная, 3 - насоснокомпрессорных труб; 4 - пакер; 5
- забойный двигатель с
породоразрушающим инструментом; 6 - разрушаемая цементная
или плотная песчаная пробка; 7 забой скважины

18. Схема внутрискважинного оборудования, применяемого при разбуривании пробок в полости лифтовых труб

1 - колонна гибких труб; 2 - стабилизатор (центратор); 3 - забойный
двигатель; 4 - породоразрушающий
инструмент (долото истирающего
типа); 5 -разрушаемая пробка (остатки
цемента или плотная песчаная пробка)
1 - колонна гибких труб; 2 - стабилизатор (центратор); 3 - забойный двигатель; 4 - расширитель; 5 - направляющее (пилотное) долото; 6 - разрушаемая
пробка
1 - колонна гибких труб; 2 - стабилизатор (центратор); 3 - забойный двигатель; 4 – резак

19. МОБИЛЬНАЯ КОЛТЮБИНГОВАЯ УСТАНОВКА МК20Т

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
МОБИЛЬНАЯ КОЛТЮБИНГОВАЯ УСТАНОВКА МК20Т
Колтюбинговая установка МК20 предназначена для
капитального ремонта и стимуляции нефтегазовых
скважин, каротажа, перфорации и других операций с
применением гибкой трубы на герметизируемом устье
при давлении до 70 МПа
Колтюбинговая установка МК20 предназначена для
работы при температуре окружающей среды
от -40°С до +40°С
Шасси
МЗКТ-652712
Двигатель
ЯМЗ 7511
Мощность двигателя, кВт, (л.с.)
300 (400)
Максимальное давление на устье скважины
до 70 МПа
Тяговое усилие инжектора
240 кН
Применяемые гибкие трубы, диаметр, мм
19, 05…44,45
Максимальные габаритные размеры
Длина, мм
13 000
Ширина, мм
2 500
Высота, мм
4 400
Максимальная масса, кг
19
46 000

20. В декабре 2003 года ОАО АНК «Башнефть» приобрело первую колтюбинговую установку М-20 производства Фидмаш (Беларусь) для ООО

«БурКан» с грузоподъёмностью инжектора (механизма подачи
трубы) – 24 тн, укомплектованной гибкой трубой длиной 2300 м.
В феврале 2004 года поступила следующая колтюбинговая установка
М-1001, так же производства Фидмаш с грузоподъёмностью инжектора
– 14 тн, укомплектованной гибкой трубой длиной 1700 м.
Обе колтюбинговые установки для бесперебойной работы были
дополнительно
укомплектованы
кислотовозами
УНЦ-125/50,
автоцистернами, технологическими емкостями на шасси, а также
жилыми
вагонами
и
сушилками
для
рабочих
вахт.
Состав бригады: мастер, оператор установки, помощник оператора,
машинист установки, водитель кислотовоза и водитель автоцистерны.
Причём кислотовозы и автоцистерна закреплены за бригадой
постоянно.
Если рассматривать колтюбинговую технологию, то она основана на
использовании непрерывной гибкой стальной трубы, намотанной на
барабан, находящийся на самой колтюбинговой установке. Конец
колонны гибкой трубы подсоединен к высоконапорной муфте вертлюга
на ступице барабана, что обеспечивает возможность непрерывной
прокачки жидкости через колонну БДТ во время спускоподъёмных
20
операций.

21. Всего за период работы колтюбинговых установок в ОАО АНК «Башнефть» произведено ремонтов: 2003 год – 4 скважины. 2004 год – 185

скважин.
2005 год (8 месяцев) – 119 скважин.
Средняя продолжительность ремонта скважины:
Нагнетательные скважины – 32,4 часа;
Нефтяные скважины
- 27,9 часа;
Газовая скважина
- 38,2 часа.
Средняя продолжительность ремонта КРС традиционным методом - 141,2 часа.
Основная доля ремонтов приходиться на нагнетательный фонд. На нагнетательных скважинах,
оборудованных упорными пакерами производились пенные обработки в комплексе с химической
обработкой призабойной зоны пласта.
Исходя из практической работы инженерно-техническими работниками ООО «БурКан» совместно с
группой технологий воздействия на пласт БашНИПИнефть в 2004 году была разработана технология по
комплексной обработке ПЗП нагнетательных скважин с применением растворителей (Миа-пром, СНПХ7870, МС-25 и т.д.) кислот (соляной, грязевой, СНПХ-9010 ДН) и гидросвабирование скважины
(дренирование пласта – методом закачки мин. Воды и стравливания, используя энергию пласта). Эта
технология была внедрена на месторождениях АНК «Башнефть». Естественно 100 % эффекта на всех
ремонтируемых скважинах добиться не удается в силу индивидуальных особенностей скважин
(загрязненность наиболее удаленной части пласта, наличие в ПЗП нерастворимого осадка и т.д.).
Так же были произведены работы по кислотным, нефтекислотным обработкам эксплуатационных,
горизонтальных скважин.
21

22. Промывочные насадки, применяемые в колтюбинговой технологии

22

23.

23

24.

24

25. Разделение по видам капитального ремонта газовых скважин и объектам добычи ОАО «Газпром» (за 2004 г.)

ОАО "Газпром"
48%
52%
обычные виды КРС
ремонт скважин с помощью колтюбинга

26. Диаграмма технологий ГТ по видам работ

7%
5%
2% 3%
13%
70%
очистка забоев скважин, продувка скважн азотом и кислотные обработки
ловильные работы
каротаж и перфорация
цементирование
бурение
другие

27. Основные освоенные в Западной Сибири технологические операции и технологии с помощью ГТ