Техника и технология проведения ПРС с применением гибких труб

Для уменьшения гидростатического  давления на пласт при удалении песчаных пробок существуют способы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого  на двух коаксиально расположенных  колоннах гибких труб. При этом проблемы с выносом песка не возникает, так как скорости и нисходящего, и восходящего потоков промывочной  жидкости достаточно велики. Положительным  свойством данного способа является и то, что 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 труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибких труб. 

Все описанные выше проблемы возникают и решаются при  прямом способе промывки, когда технологическая  жидкость направляется к пробке через  колонну гибких труб. Несмотря на советы не допускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов  пробки, есть мнение о целесообразности использования обратной промывки. Все  вопросы о преимуществах и  недостатках прямой и обратной схем промывок при удалении пробок достаточно хорошо разработаны для традиционных способов ПРС. В данном случае они  остаются справедливыми. 

Основным опасением  и аргументом против использования  схемы обратной промывки является возможность  закупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости в кольцевое пространство может  произойти потеря устойчивости колонны  гибких труб в верхней части и  смятие. Практические эксперименты и  предварительные расчеты режимов  выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологических  жидкостей в данном случае можно  использовать только несжимаемые. Естественно, что обратные клапаны на КГТ и  какие-либо другие устройства, пропускающие жидкость в одном направлении  по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться не должны. 

Произведем гидравлический расчет прямой промывки скважины для  удаления песчаной пробки. 

Исходные данные: 

Глубина скважины Н = 1248 м, 

Наружный диаметр  НКТ Dн = 114,3 мм (для расчетов принимаем целые значения, Dн = 114 мм), 

Внутренний диаметр  НКТ Dв= 100,3 мм (100 мм); 

Наружный диаметр  промывочных труб dн = 33,5 мм (33 мм); 

Внутренний диаметр  промывочных труб dв = 27,5 мм (27 мм); 

Максимальный размер песчинок, составляющих пробку дч = до 8 мм; 

Толщина стенки промывочных  труб дс = 3,0 мм; 

Для промывки используется насосная установка ЦА-320М: 

dпоршня = 100 мм; производительность агрегата: 1 скорость – 1,4 л/с; 

2 скорость – 2,55 л/с; 3 скорость – 4,8 л/с; 4 скорость  – 8,65 л/с. 

Рекомендуемый расход жидкости (воды) при циркуляции, согласно технологическому регламенту по ремонту  скважин с помощью колтюбинговых установок, для выноса частиц размером до 8 мм и плотностью 2600 кг/м3 составляет 2,8 – 4,9 л/с, при соотношении диаметров НКТ и БДТ 114 Ч 33, для условно-вертикальных скважин с максимальным углом наклона не более 25 градусов. Скорость выноса частиц от 0,4 – 0,7 м/с. 

Оптимальный расход промывочной жидкости через БДТ  диаметром 33 мм должен составлять 10,8 – 14,4 м3/ч (3–4 л/с), давление при закачивании  – от 8,0 до 15,0 МПа. Данным условиям удовлетворяет  работа агрегата ЦА – 320М на ЙЙЙ скорости при диаметре поршня 100 мм (расход до 4,8 л/с, давление до 160 атмосфер). 

1. Основные показатели  процесса промывки скважины –  скорости восходящего и нисходящего  потока. Их рассчитываем из следующих  формул. 

vг = 1,274Q/d2тр.в м/с (1); 

vз = 1,274Q/(Dв2 – d2тр.н) м/с (2), 

где dтр.н, dтр.в, Dв – наружный и внутренний диаметры гибкой трубы, внутренний диаметр труб в которые спущена КГТ, Q – подача технологической жидкости, в м3/с. 

Скорость нисходящего  потока при работе на ЙЙЙ скорости: 

vг = 1,274 · 0,0048/0,0272 = 8,4 м/с 

Скорость восходящего  потока при работе на ЙЙЙ скорости:

vз = 1,274 · 0,0048/(0,1002 – 0,0332) = 0,69 м/с

2. Определяем потери  напора на гидравлические сопротивления  при движении жидкости в промывочных  трубах.

 м (3);

где л – коэффициент  трения при движении воды в трубах, для диаметра 33 мм, берем примерное  значение 0,041; vн – скорость нисходящего потока жидкости, м/с, 

Потери напора при  работе на ЙЙЙ скорости: 

h1 = 0,041 · (1248/0,027) ·  [8,42 / (2 · 9,81)] = 6815,05 м 

3. Определяем потери  напора на гидравлические сопротивления  при движении смеси жидкости  с песком в затрубном пространстве скважины:

м (4);

ц – коэффициент, учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержания песка в жидкости (колеблется в пределах 1,1 – 1,2); vв – скорость восходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с. 

Потери напора в  кольцевом пространстве при работе на ЙЙЙ скорости: 

h2= 1,2 · 0,041 · [1248/(0,1 – 0,033)] · [0,692 / (2 · 9,81)] = 21,99 м 

4. Определяем потери  напора на уравновешивание столбов  жидкости разной плотности в  промывочных трубах и в затрубном пространстве:

м (5);

где m – пористость песчаной пробки (принимаем равной 0,3); F – площадь проходного сечения НКТ; Lп – высота пробки промытой за один прием (принимаем 14 м), f – площадь поперечного сечения кольцевого пространства между НКТ и БДТ; сп – плотность зерен песка (сп=2600 кг/м3); сж – плотность промывочной жидкости (сж= 1000 кг/м3); vу – установившаяся скорость оседания песчинок в воде (принимаем vу=0,274 м/с). 

Потери напора на уравновешивание столбов жидкости при работе на ЙЙЙ скорости: 

h3 = [((1 – 0,3) · 0,00785 · 14))/0,000854] · [(2600/1000) · (1 – 0,274/0,69) – 1] = 55,13 м 

5. Определяем потери  напора на гидравлические сопротивления  в вертлюге при движении воды. 

На четырех скоростях h4 = 25,7 м 

6. Находим потери  напора на гидравлические сопротивления  в 73-мм нагнетательной линии  (dв=0,062 м) от насоса агрегата до вертлюга. Принимаем длину этой линии Lн=30 м.

м, (6);

где л1=0,035 

Потери давления в нагнетательной линии при работе на ЙЙЙ скорости: 

h5 = 0,035 · (30/0,062) ·  (0,692 / (2 · 9,81)) = 8,062 м 

7. Определяем давления  на выкиде насоса: 

Рн = сж∙g∙(h1 + h2 + h3 +h4 + h5)∙10-6 МПа (7); 

где сж=1000 кг/м3 

Давление на выкиде насоса при работе на ЙЙЙ скорости: 

Рн = 1000 · 9,81 · (6815,05 + 21,99 + 55,13 + 25,7 + 8,062) · 10-6 = 67,9 МПа 

8. Определяем давление  на забое скважины при работе  установки: 

Рзаб = сж∙g∙(Н + h2 +h3)∙10-6 МПа (8); 

Давление на забое  при работе на ЙЙЙ скорости: 

Рзаб = 1000 · 9,81 · (1248 + 21,99 + 55,13) · 10-6 = 13 МПа 

9. Определяем мощность, необходимую для промывки скважины  от песчаной пробки:

кВт (9);

где за – общий механический к.п.д. агрегата (принимаем за = 0,65), Q – подача агрегата. Рн подставляем в Па. 

Мощность при работе на ЙЙЙ скорости: 

N = (67900000 · 0,0048)/(103 · 0,65) = 501 кВт 

10. Определим коэффициент  использования максимальной мощности  насосной установки, насосная  установка ЦА – 320М имеет  номинальную полезную мощность  Nmax = 108 кВт.

% (10);

Коэффициент использования  максимальной мощности при работе на ЙЙЙ скорости: K = (501· 108)/100 = 541%. 

11. Определим скорость  подъема размытого песка: 

vп = vв – vу м/с (11); 

Скорость подъема  песка при работе на ЙЙЙ скорости: 

vп = 0,69 – 0,274 = 0,416 м/с 

12. Определяем продолжительность  подъема размытой пробки после  промывки скважины до появления  чистой воды, переводя в минуты: 

t = H / vп с, (12), 

Продолжительность подъема пробки при работе на ЙЙЙ  скорости: 

t = 1248/0,416 = 3000 с или 50 мин. 
 

2.5 Общий обзор  колтюбинговых технологий 

месторождение подземный  ремонт скважина 

В настоящее время  существует достаточное множество  внутрискважинных операций, которое  может быть выполнено посредством  колтюбинговой установки. Практическое применение гибких труб постоянно усовершенствуется и дорабатывается, расширяется новыми технологиями и стремительно движется вперед. В нефтегазовой промышленности России имеет место развитие колтюбинговых технологий, однако, оно не такое прогрессивное как, например, в США или Канаде. 

На сегодняшний  день довольно хорошо изучены и опробованы около трех-четырех десятков технологий с применением гибких труб. В число этих технологий входят как достаточно простые, так и очень сложные технологические операции, например, бурение скважин. 

Диапазон колтюбинговых технологий включает в себя: освоение скважин, очистку скважин от АСПО и песчаных пробок, растепление гидратных пробок, установку цементных мостов, установку гравийных фильтров, различные ремонтно-изоляционные работы, кислотную обработку ПЗП, гидравлический разрыв пласта, ловильные работы, каротажные работы, визуальное обследование ствола скважин и, наконец, бурение боковых стволов и горизонтальных участков скважин, а также бурение новых стволов. Названные технологии являются лишь частью из полного списка возможных для выполнения их колтюбинговыми установками. 

В нашей стране зачастую применяются не очень сложные  технологии, как правило, это различного рода промывки, водоизоляция, освоение, а приоритет по выполнению сложных технологий остается, всё-таки, за иностранными компаниями, работающими на территории нашей страны, но со временем увеличивается количество непростых технологических операций, выполняемых российскими специалистами.

За время использования  установок с колонной гибкой трубы  были выявлены следующие преимущества: 

– ускорение спускоподъемных  операций; 

– в нагнетательных скважинах исключается подъем колонны  НКТ; 

– при ОПЗ добывающих скважин по межтрубному пространству исключается подъем ПО; 

– возможность проведения неограниченного количества ОПЗ  за 1 СПО; 

– проведение полного  комплекса работ при ремонте  горизонтальных скважин; 

– возможность проведения работ КРС на депрессии; 

– возможность проведения работ КРС без глушения; 

– экологическая  безопасность при проведении работ; 

– высокая культура производства. 

Колтюбинговые технологии это специфический и крайне интересный для изучения вектор в нефтегазовой промышленности, за которым стоит её будущее. Каждая технология имеет свои особенности, плюсы и минусы. Для того чтобы рассказать и описать каждую из них даже не внедряясь в технологические расчеты, потребуется создание отдельной большой главы, что ограничено рамками данной работы. Поэтому целесообразнее будет описать преимущества некоторых технологий и указать перспективу развития этого направления. Говоря о некоторых колтюбинговых технологиях, стоит отметить, что некоторые из них аналогичны традиционным, но за счет технических особенностей имеет ряд преимуществ. Например, очистка скважин от парафиновых пробок. Основные преимущества при использовании КГТ обусловлены герметичностью полости скважины и возможностью непрерывного ведения процесса без остановки для наращивания промывочной колонны. 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. Также происходит с растеплением гидратных пробок. 

Особенно эффективно применение колтюбинговой технологии при аномально низких пластовых давлениях, так как работы могут производится без глушения скважины. Также гибкую трубу целесообразно применять при намыве гравийного фильтра при условиях, когда буровая установка уже демонтирована, дебит скважины мал, использовать агрегаты подземного ремонта стандартного типа экономически нецелесообразно, а глушение пласта нежелательно.