Развитие колтюбинговых технологий в практике нефте- и газодобычи

 

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.

 

.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.

 

.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.

 

.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.