Установка колтюбинговая подземного и капитального ремонта скважин

Обновлено: 04.07.2024

Использование колтюбинговых установок для ремонта и испытания скважин

Колтюбинговая установка – это специальная установка, используемая для осуществления технологических операций при подземном и капитальном ремонте скважин, а также для сооружения газовых и нефтяных скважин различных профилей и конструкций с применением колонн гибких труб.

Колтюбинг представляет собой перспективное оборудование для нефтегазовой промышленности, принцип действия которого основан на применении непрерывных гибких труб, заменяющих традиционные сборные колонны. Благодаря их гибкости, появляется легкий доступ к горизонтальным и боковым стволам скважин.

Главным преимуществом их использования является снижение продолжительности процессов, которые связаны с развинчиванием и свинчиванием колонны труб во время спускоподъемных операций. Оборудование колтюбинговой установки устанавливается на автомобильном прицепе или на шасси автомобиля. В состав оборудования колтюбинговой установки входят:

1. Колонна гибких труб.
2. Блок превенторов.
3. Лубрикатор.
4. Инжектор.

Определение 2

Инжектор – это струйный насос, использующийся для нагнетания жидкости или газа.

Колтюбинговые установки могут функционировать без глушения скважины при давлении до 70 МПа. Это делает возможным избежать репрессии давления на пласт во время ремонта скважины, что способствует уменьшению или полному отсутствию загрязнения призабойной зоны пласта технологическими жидкостями. Применять колтюбинговые установки начали для осуществления простых технологических операций во время подземного ремонта скважин - очистки забоев и колонн труб от песчаных пробок. Когда данное оборудование внедрялось на нефтегазовых месторождениях, внешний диаметр гибких труб колонны составлял 19 миллиметров. В настоящее время на предприятиях используются гибкие трубы маленьких (от 19 до 31,75 миллиметров), средних (от 31,75 до 44 миллиметров) и больших (от 44 до 114,3 миллиметров) диаметров. Данный набор диаметров труб позволяет осуществлять все виды технологических операций, связанных с ремонтом и испытанием скважин.

Готовые работы на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту Узнать стоимость

Гибкие трубы для колтюбинговых установок производятся с единственным продольным швом, который делается при помощи высокочастотной сварки без добавления присадочного металла. Сварка осуществляется в среде инертного газа. Круглая труба формируется при помощи роликовых механизмов и подвергается сварке. После этого внешняя поверхность трубы очищается, сглаживается, затем сварной шов отжигают. Готовая труба сначала охлаждается на открытом воздухе, а после в водяной бане. Затем труба подвергается неразрушающему контролю, проводящемуся при помощи вихретокового устройства.

Преимущества и направления использования колтюбинговых установок на нефтегазовом объекте

Колтюбинговые установки используются для ремонта и испытания скважин, в частности в следующих технологических операциях:

1. Геофизические исследования.
2. Вызов притока при помощи снижения уровня в скважине.
3. Ремонт наклонно-направленных скважин.
4. Ремонт горизонтальных скважин.
5. Газлифтная эксплуатация скважин.
6. Глушение скважин.
7. Удаление жидкости из газовых скважин.
8. Цементирование скважин.
9. Эксплуатация скважин через гибкие трубы.
10. Сбалансированное бурение скважин.
11. Бурение боковых столбов.
12. Бурение скважин на депрессии.
13. Удаление пробок.
14. Обрезание обсадных колонн и насосно-компрессорных труб.
15. Кислотная обработкка призабойной зоны пласта.
16. Разбуривание твердых отложений.
17. Гидравлический разрыв пласта.
18. Перфорация скважин.
19. Установка гравийных фильтров.

Использование колтюбинговых установок на месторождениях природного газа и нефти обладает следующими преимуществами: экономическая выгода при использовании гибких труб, соблюдение жестких экологических требований (из-за меньших размеров используемого оборудования), возможность осуществления различных технологических операций в горизонтальны и покосившихся скважинах, сокращение продолжительности подъема и спуска забойных приборов и инструментов, снижение продолжительности процессов подъема и спуска скважинного оборудования, оптимизация условий труда сотрудников ремонтных бригад, высокая степень безопасности во время спускоподъемных работ, отсутствие необходимости в освоении скважин, возможность проведения работ в нефтяных и газовых скважинах без их глушения, обеспечение герметичности скважины на всех этапах работы.

Внедрение колтюбинговых установок на нефтегазовых предприятиях способствовало увеличению спектра и облегчению работ, связанных с ремонтом и испытанием скважин нефтегазового месторождения. Новые разработки в области колтюбинга ведутся постоянно, так как весь возможный потенциал данного оборудования до сих пор не раскрыт до конца.

Проблемы применения колтюбинговых технологий

В ряде случаев при эксплуатации скважин на шельфе колтюбинговые технологии являются единственными, способными решать возникающие проблемы. Какие решения оказываются наиболее рациональными?

В ряде случаев при эксплуатации скважин на шельфе колтюбинговые технологии являются единственными, способными решать возникающие проблемы. Такими, в частности, является промывка скважин, исследование скважин, выполнение операций капитального ремонта. Все это обусловлено тем, что геометрия стволов скважин, пробуренных на шельфе, характеризуется значительными длинами горизонтальных участков. Это затрудняет проникновение инструмента к забою скважины и на удаленные участки. Какие решения оказываются наиболее рациональными?

Опыт эксплуатации скважин на Севере показывает, что в начальный период при работе в режиме фонтанирования и высоком пластовом давлении идет интенсивный вынос проникающих в полость скважины воды, конденсата и песка вместе с пластовой жидкостью или газом. При этом глушения скважины не происходит, пока скорость восходящего потока газа превышает скорость осаждения частиц. Как только это соотношение нарушается, то и песок и жидкость (в газовых скважинах) начинают падать на забой, засыпают перфорационные отверстия и постепенно глушат скважину.

Опыт проведения капитальных ремонтов показывает, что выполнение очистки забоя от песка с помощью традиционных технологий, включающих глушение скважины, спуск колонны промывочных труб, собственно промывку, вызов притока, удаление колонны занимает 3 – 4 недели. При использовании колтюбинговых технологий, не требующих глушения и вызова притока время выполнения работ составляет максимум 3 – 4 дня. Кроме того исключаются осложнения и повышается уровень безопасности проведения работ, поскольку исключаются спуско-подъемные операции колонны НКТ, что очень важно при выполнении работ на шельфе. Исключение этих операций особенно актуально, поскольку размеры приустьевых площадок ограничены, а расстояния между устьями скважин малы.

Компактность колонн гибких труб, намотанных на барабаны, позволяет иметь на каждом кусте скважин набор бунтов различных диаметров, необходимых для выполнения работ различного типа. Это справедливо прежде всего для скважин расположенных на кустах или платформах.

В этом случае колтюбинговый агрегат подземного ремонта состоит из трех блоков: катушка с колонной труб, устьевого оборудования и привода с кабиной управления. Во время выполнения ремонта над устьем скважины устанавливается транспортер колонны гибких труб.

К недостаткам колтюбинга относятся прежде всего высокое гидравлическое сопротивление и низкая изгибная жесткость гибких труб, приводящая к потере устойчивости при появлении сжимающих нагрузок. Нагрузки подобного рода появляются при перемещении гибких труб в горизонтальных участках скважин или при заклинивании колонны.

В основном все элементы колтюбинговых установок выполняются с использованием обьемного гидропривода. Однако опыт эксплуатации в условиях холодного климата показывает, что наличие в рабочей жидкости воды приводит к отказу гидросистемы. Растепление гидропривода в условиях низких температур достаточно трудоемкая операция, поскольку исключить появление воды в гидросистеме реально не представляется возможным.

Спуск колонны гибких труб при проведении промывки или разбуривания сопровождается оседанием песка и появлением дополнительных сил трения, в результате чего колонну заклинивает или происходит потеря ее устойчивости. С начала потеря устойчивости происходит в плоскости, которая по мере увеличения значения критической силы превращается в спираль. Для предотвращения этих явлений используют двухкомпонентные промывочные жидкости на основе воды или легкой нефти с азотом и добавлением ПАВ.

Для анализа ситуаций и оценки вероятности появления потери устойчивости колонн труб, расположенных в горизонтальных участках необходимо знать величину критической силы, при которой это явление возникает. Процесс потери устойчивости сопровождается принятием ее оси криволинейной формы. Будем полагать ее близкой к синусоиде. Моментом потери устойчивости будем полагать ситуацию, при которой гибкая труба деформируясь начинает касаться одновременно в диаметральной плоскости стенки обсадной колонны или стенок скважины в двух или более точек. Т.е. ее ось оказывается вписанной во внутреннее пространство скважины. При этом осевая сила, воздействующая на трубу, создает условия для упрочнения контакта гибкой трубы с поверхностью канала в котором она находится – внутренней поверхностью обсадной трубы или стенки скважины.

Для определения условий возникновения потери устойчивости определим зависимость критической силы Р_кр от условий работы гибкой трубы. Найдем ее минимальное значение, при котором происходит плоский изгиб трубы.

Исходя из условий образования упругих деформаций при потере устойчивости определим радиус кривизны оси трубы R исходя из закона Гука при изгибе [1] R = EI_x / M_x , где EI_x жесткость при изгибе, M_x – крутящий момент, изгибающий трубу. Для рассматриваемого случая величина максимального изгибающего момента в упругой области деформирования будет M_x = S_t W_x , где S_t – предел текучести метериала трубы, до которого деформации трубы будут упругими. (В силу близости значений, примем предел упругости и предел текучести равными). W_x – осевой момент сопротивления трубы изгибу. Эта величина может быть представлена как W_x = I_x / r, где r – максимальное расстояние от оси трубы до поверхности, т.е. наружный радиус гибкой трубы.

Подставив значение момента, получим R = EI_x / S_t W_x = E r / S_t .

Основываясь на геометрических соотношениях наружной поверхности синусоиды, ограниченной стенками скважины можно записать, что

L = 2 (2f (R - f)) 0,5 , где L – длина полуволны деформированной оси трубы, f – прогиб наружной поверхности гибкой трубы.

Затем подставив полученное значение длины полуволны L в формулу Эйлера [ 2 ], найдем критическую силу P_кр = п 2 EI_x /L 2 . Подставив все полученные значения в формулу Эйлера можно получить единую формулу для определения критической силы, вызывающей потерю устойчивости гибкой трубы находящейся в стесненных условиях во внутренней полости обсадной трубы. В окончательном виде формула для определения критической силы будет иметь вид

Как видно, критическая сила зависит от жесткости трубы и прочностных и деформационных характеристик материала из которого она изготовлена.

Результаты расчетов, выполненных для произвольных условий расположения труб различных диаметров расположенных в скважинах с внутренним диаметром 100 и 200 мм показаны в таб. 1.

Таб.1. Зависимость критической силы при потере устойчивости от диаметра обсадной колонны и диаметра колонны гибких труб.

Установка колтюбинговая подземного и капитального ремонта скважин

Колтюбинг
нового поколения

СОВМЕСТНЫЙ СПЕЦПРОЕКТ
Высокотехноло-
гичный колтюбинг:
что это?

Не секрет, что российская нефтяная отрасль промышленности многие годы придерживалась стратегии роста добычи углеводородов за счет неуклонного освоения все новых участков недр . И несмотря на то, что основными целями нефтегазодобывающих компаний по-прежнему являются более полное извлечение углеводородного сырья и снижение себестоимости этого процесса, сегод-няшний день вносит свои коррективы: с одной стороны, многие из месторождений уже вышли на стадию зрелой разработки ekс падающей добычей, с другой — ученые открывают все новые залежи полезных ископаемых, которые залегают все глубже.

То есть в добыче возрастает доля трудноизвлекаемых запасов (ТРИЗ).

Разработка ТРИЗ требует значительных инвестиций и использования новейших технологий. Классические решения, позволяющие решать проблему разработки ТРИЗ и восстановления нефтеносности старых скважин имеют свои пределы, которые во многих случаях уже достигнуты.

Тем не менее, наука не стоит на месте: не только постоянно разрабатываются новые технологические процессы, но и находят широкое применение уже известные методики.

Особенно в последнее время стали развиваться технологии, связанные с использованием длинномерной трубы, более известные как «колтюбинг» и изобретенные в США в далеких 50-х годах. Почему же в последнее время это направление получило «второе дыхание»
в России? Для начала разберемся в самой технологии.

Итак, колтюбинг (англ. coiled tubing), или как его еще называют «технология «намотанной
трубы» — это перспективное активно развивающееся направление нефтегазового спец-оборудования, касающееся и бурения скважин, особенно наклонно-направленных (включая гидроразрыв пласта), их капитального ремонта (КРС)и промывки, а также геофизических исследований. Кроме того, колтюбинг эффективен при интенсификации притока нефти и газа, каротажных работах. Общим для всех этих работ является применение гибких металлических непрерывных труб.

Сервисные технологии с применением колтюбинговых установок при капитальном ремонте газовых скважин

Бурное развитие колтюбинговых технологий, которое наблюдается сегодня в основных нефтегазодобывающих странах мира, обусловлено их высокой экономической эффективностью и значительными эксплуатационными преимуществами. В связи с этим ?Газпром? принял решение о разработке и выпуске отечественных колтюбинговых установок. По результатам сравнительных испытаний наиболее удачным промышленным образцом была признана колтюбинговая установка РАНТ 10-01, произведенная на предприятиях Белорусского фонда развития и поддержки изобретательства и рационализации. Установка поставлена в 000 ?Уренгойгазпром? в мае 1999 года и успешно прошла опытно-промышленную эксплуатацию на Уренгойском месторождении. В середине февраля 2000 года была закуплена новая разработка ФИД ? установка М-10 (оборудование ремонтно-технологическое колтюбинговое). Данную установку можно эксплуатировать с трубой диаметром 33,5 и 38,1 мм, кроме этого, она оснащена гидравлическим установщиком оборудования для монтажа инжектора и ПВО на устье скважины и удержания инжектора во время работы. Расширение парка колтюбинговых установок позволило коренным образом изменить стандартный подход к ремонту скважин, обеспечить индивидуальный комплексный подход к каждой конкретной скважине, включающий детальное исследование ее технического состояния и проведение полного набора ремонтно-технологических операций с целью максимального увеличения ее производительности и межремонтного периода работы. В 1999 году специалистами УИРС филиала ?УренгойГазпрома? был разработан прогноз динамики работ по ремонту скважин до 2005 года. Прогноз, учитывающий специфику Уренгойского месторождения в целом и текущее состояние его конкретных скважин показывает, что в ближайшие годы количество газовых скважин требующих ремонта будет резко возрастать. Более того, на данном этапе эксплуатации месторождения будет увеличиваться число скважин, на которых с целью вывода их из бездействия необходимо будет проводить не один, а несколько видов работ одновременно. За период эксплуатации колтюбинговых установок отремонтировано более 100 скважин. Проведены различные технологические операции, в том числе: 1) промывка песчаной пробки; 2) водоизоляция закачкой реагента А-Пласт; 3) закрепление ПЗП закачкой А-Пласт и цемента; 4) установка цементного моста; 5) освоение скважины; 6) ликвидация гидратной и гидратно-парафинистой пробки. Первые четыре вида ремонта с использованием колтюбинговых установок в России выполнялись впервые, поэтому рассмотрим их более подробно. Отдельные виды операций, проведенных на УГКМ с применением колтюбинговых установок, представлены в табл. 1.

Автор: Азат АХМЕТОВ, Николай РАХИМОВ, Рустем САХАБУТДИНОВ, Дариян ХАДИЕВ Управление интенсификации и ремонта скважин филиала ООО ?Уренгойгазпром?

Колтюбинг (ГНКТ)

Установка ГНКТ

Барабан для намотки ГНКТ

Флот ГНКТ на скважине

Основным назначением барабана для намотки гибких труб является безопасное, компактное хранение и защита колонны ГНКТ. Эта цель должна достигаться таким образом, чтобы не допускать нанесения механических повреждений при намотке на барабан. Кроме того, обычно барабан обладает несколькими особенностями, которые также важны для успешной работы установки ГНКТ, хотя и не столь очевидны. Наиболее значительной из них является наличие вертлюга, что позволяет прокачивать жидкости и газы через колонну ГНКТ и одновременно вращать барабан.

Почти все барабаны имеют гидравлические приводы, тормоза и трубоукладчик (направляющее устройство для намотки гибкой трубы). В первых конструкциях для управления некоторыми из тормозных систем и трубоукладчиков использовалась либо только пневматика, либо совместно пневматика и гидравлика. Трубоукладчик часто используется как место монтажа контрольных, измерительных приборов и устройства для нанесения защитного покрытия (ингибитора) на поверхность гибкой трубы.

В зависимости от необходимости барабан может комплектоваться контейнерной рамой.

Основные компоненты барабана для намотки ГНКТ

Приводная и тормозная системы барабана

Все барабаны имеют гидравлический привод, хотя системы управления и типы двигателей зависят от производителя и модели барабана. Большинство барабанов могут вращаться в направлениях «в скважину» и «из скважины». Однако, при нормальном режиме работы следует пользоваться только вариантом «из скважины», так как движение приводного двигателя барабана именно в этом направлении создает обратное натяжение, которым воздействуют на колонну ГНКТ при проведении СПО. Гидравлическое давление в приводной системе можно изменять, чтобы регулировать величину выходного крутящего момента двигателя, который позволяет менять силу натяжения трубы (на участке между инжектором и барабаном). Следует прикладывать только такое растягивающее усилие, которое достаточно для того, чтобы труба на участке между барабаном и инжектором не провисала. В тоже время, чрезмерное усилие может вызвать преждевременную поломку гидравлической и приводной систем или повредить трубу. Это вкупе с неправильной намоткой на барабан почти наверняка нанесет трубе повреждения.

Гидравлическое давление, необходимое для создания достаточного натяжения, зависит от количества трубы, находящейся на барабане и расстояния до инжектора. Расстояние от оси барабана до верхнего витка трубы можно считать рычагом, с помощью которого крутящий момент приводной системы должен быть преобразован в усилие, растягивающее трубу. Чем больше это расстояние, тем больший крутящий момент требуется для натяжения. Чтобы увеличить крутящий момент на выходе приводной системы, нужно увеличить гидравлическое давление. Следовательно, при извлечении колонны из скважины, расстояние от оси барабана до верхнего витка растет, поэтому для поддержания постоянного натяжения трубы, гидравлическое давление в приводной системе нужно увеличивать.

При спуске колонны в скважину, требуемое давление гидросистемы будет уменьшаться с уменьшением числа витков на барабане. В процессе спуско-подъемных операций количество трубы на барабане изменяется, соответственно вес будет также влиять на давление, требующееся для вращения барабана.

Вертлюг барабана и манифольд

Конструкция и компоновка вертлюгов и манифольдов зависит от изготовителя и модели барабана. Первые модели имели простую конструкцию и часто в них применялись резьбовые соединения. Многие компании требуют, чтобы все оборудование высокого давления имело цельную конструкцию, либо не содержало быстро разъемных соединений (БРС). Данное ограничение не разрешает также пользоваться фитингами при подсоединения ГНКТ к сердечнику барабана. Поэтому обычно на концах колонн ГНКТ устанавливаются БРС, которые привариваются на месте изготовления и проходят требуемые процедуры контроля качества.

Все барабаны должны быть оборудованы основной задвижкой, располагающейся как можно ближе к концу колонны ГНКТ. Эту задвижку необходимо закрывать в случае возникновения проблем с сальниковым уплотнением вертлюга и таким образом перекрывать трубное пространство. У барабанов, имеющих ГНКТ с установленным в ней кабелем, должен быть отдельный манифольды с сальниковым уплотнением, обеспечивающий герметичный ввод кабеля и находящийся до основной задвижки.

Манифольд для закачки жидкостей обычно состоит из двух частей: наружного манифольда, состоящего из компонентов линий высокого давления за пределами вертлюга, и внутреннего манифольда, монтированного внутри сердечника барабана.

Трубоукладчик

Точная и равномерная намотка гибкой трубы на барабан важна по нескольким причинам:

• Плохо намотанные трубы могут повреждаться в местах контакта. Даже кажущиеся небольшими повреждения поверхности труб, могут привести к уменьшению срока службы или к ухудшению эксплуатационных характеристик.
• Для того, чтобы использовать емкость барабана по максимуму, гибкая труба должна быть правильно уложена.
• Плохо намотанная труба может смещаться и провисать на барабане, соприкасаясь с полом установки, препятствовать свободному вращению барабана. Это может привести к возникновению проблем или даже невозможности подъема ГТ из скважины.
• Защита наружной поверхности труб от коррозии становится более эффективной, когда труба намотана плотно и равномерно. Чтобы достичь удовлетворительного качества при намотке, трубоукладчик направляет трубу на барабан, автоматически передвигаясь по мере ее намотки. Узел ручного отключения позволяет, когда это требуется, производить небольшую корректировку положения трубоукладчика. Кроме того, необходимо производить регулировку положения трубоукладчика по высоте, чтобы угол входа НКТ соответствовал смонтированному оборудованию.

Движущаяся головка трубоукладчика является идеальным местом для установки механического и электронного счетчиков глубины, использующих вращающиеся и соприкасающиеся с ГТ колесики. Из кабины управления оператора можно видеть показания механического счетчика глубины (одометра), имеющего циферблат с крупными цифрами. Движущаяся головка трубоукладчика также является местом установки аппаратуры контроля состояния трубы: овальность, толщинометрия, ультразвуковой контроль и т.д.

Оборудование для смазки труб

В оборудование современных барабанов входит система смазки трубы ингибитором коррозии, которая находится на трубоукладчике барабана. Система управления системой смазки трубы находится на пульте управления оператора.

Противоударная рама

Степень требуемой защиты зависит от предполагаемой области применения установки ГНКТ, например, смонтированная на салазках барабан для морских работ или барабан, установленная на грузовике. Кроме соображений эффективности рамы при ее практическом использовании, следует также учитывать требования, предъявляемые службами надзора и аттестации. Например, сертифицированная для морских работ установка должна иметь крышу, покрытую нескользким материалом, чтобы предотвратить травмирование стропальщиков.

Инжектор

Тенденция использования труб большего диаметра, позволяющих осуществлять восходящий поток с большой скоростью, требует, чтобы конкретный инжектор мог работать с трубами более широкого диапазона. Так как гибкие трубы стали широко применяться в скважинах с большим отходом от вертикали и в горизонтальных скважинах, за последние годы увеличилась и средняя длина колонн ГНКТ. Указанные выше факторы, особенно когда они действуют совместно, свидетельствуют о выросшем спросе на инжекторные головки и на другие ключевые узлы оборудования ГНКТ. Для всего парка колтюбингов характерно наличие нескольких моделей инжекторных головок.

Все используемые в настоящее время инжекторы имеют гидравлический привод с двумя или четырьмя двигателями. Двигатели обычно синхронизированы с помощью редуктора, расположенного в верхней части головки. Привод направляется на цепные ведущие звездочки (по одной на каждый набор цепей инжектора) через приводные валы, расположенные в верхней части инжекторной головки.Направление вращения и скорость двигателей регулируется и изменяется с помощью четырехходового гидравлического контрольного клапана, расположенного на силовом агрегате установки ГНКТ. Действием гидравлического клапана, а также давлением и производительностью гидравлической системы управляют дистанционно с пульта управления колтюбинга оператор. Приборы защиты наподобие регуляторов давления и трехходовых перепускных клапанов установлены в системе для защиты труб и гидравлических узлов от повреждений, вызываемых ошибками операторов или поломкой каких-либо деталей.

Тормоз инжекторной головки является единым целым с блоком двигателей и управляется гидравлически. Для того чтобы отпустить тормоз, требуется гидравлическое давление, поэтому данная система считается безопасной в работе. Обычно тормоз включается автоматически и управляется гидравлическим давлением системы. Это означает, что тормоз включается в тот момент, когда гидравлическое давление приводной системы падает ниже заранее установленного значения. Некоторые из ранних типов инжекторных головок оборудованы гидравлическими тормозами, управляемыми вручную с пульта управления. На первых типах инжекторных головок компании Uniflex были установлены наружные дисковые пневматические тормоза. Несколько гидравлических двигателей инжекторных головок оборудованы внутренним устройством для изменения скорости, которое позволяет устанавливать высокую или низкую скорость дистанционно с пульта управления установкой ГНКТ. Возможность выбора из двух скоростей позволяет инжекторной головке демонстрировать более эффективную работу при имеющейся гидравлической мощности, т.е. при существующем давлении и производительности. При работе в низкоскоростном режиме, приводные двигатели инжектора могут развивать максимальные крутящие моменты или подъемные усилия. При работе в высокоскоростном режиме, подъемное усилие обычно уменьшается в два раза, а скорость спуска удваивается.

Приводная система инжекторной головки включает в себя несколько деталей, необходимых для обеспечения контроля и безопасной работы. Почти все инжекторные головки имеют по два уравновешивающих клапана, расположенных между двигателями привода и напорными фильтрами и которые действуют от управляющих клапанов. Эти клапаны действуют как клапаны удержания нагрузки, закрывая выходную линию двигателя до тех пор, пока давление, полученное с входной линии двигателя, не достигнет величины, достаточной для открытия клапана. Такой порядок работы делает переход от режима остановки в рабочее состояние плавным. Кроме того, он позволяет удерживать вес колонны ГНКТ гидравлической системой, обеспечивая тем самым наличие блокирующего эффекта в случае поломки тормозов. Гидравлические линии, выполнены из высоконапорных стальных трубок. Это сделано в целях безопасности, так как в линии гидравлическая жидкость находится под большим давлением.

Высоконапорные фильтры на инжекторных головках служат для очистки гидравлического масла и защиты двигателя от посторонних мелких механических примесей (песок, металлическая стружка, части резиновых элементов и т.д.), которые могут оказаться внутри гидравлической системы при монтаже шланговых соединений привода.

Направляющий сектор (если он установлен) служит в качестве направляющей, поворачивая трубу на угол, образованный устьем скважины и барабаном. Колонна ГНКТ удерживается роликами, расположенными с интервалом в 25 см по окружности гузнека. Гузнек располагается над инжектором. Он направляет трубу точно в цепи инжектора и таким образом уменьшает повреждения, связанные со смещением осей.

Верхние ролики, удерживающие колонну, съемные, и облегчают внедрение и удаление трубы из инжектора. Ролики направляющей дуги обычно расположены в виде буквы V под углом 120 градусов и могут изготавливаться из стали, алюминия или полиуретана.

Сравнение размеров направляющих дуг с рекомендованными значениями их радиусов кривизны

Индикатор веса

Датчик индикатора веса (или тензометр) обычно располагается в нижней части инжектора. Информация о весе или нагрузке передается от датчика веса на циферблат или дисплей индикатора веса электронным или гидравлическим способом.

Рама инжектора обычно состоит из двух отдельных узлов, образующих внутреннюю и внешнюю рамы. Оси вращения между рамами позволяют датчику нагрузки индикатора веса точно измерять силу, действующую между этими узлами. Сила может быть направлена либо вверх, либо вниз, обусловленная либо весом колонны ГНКТ (натяжение), либо воздействием высокого давления на устье скважины (сжатие).

Приборы для измерения глубины

Информацию о глубинах обычно получают двумя способами с помощью:

• механического счетчика (одометра) колесного типа с упором колеса на гибкую трубу;
• электронного датчика, считывающего показания частоты вращения с колеса механического счетчика или с приводного вала инжектора.

Механическое оборудование для измерения глубины может устанавливаться в двух местах: на инжекторе либо на трубоукладчике барабана.

Операции с ГНКТ

Растепление скважины с АДПМ

• АДПМ устанавливается на расстояние не менее 25 метров от устья скважины. АЦ с нефтью не менее 15 метров от АДПМ с наветренной стороны. Подача нефти из АЦ на АДПМ производится через гофрированный шланг. Жесткая нагнетательная линия крепится к одному (из двух) кранов высокого давления на входе в ГНКТ.
• Оператор ДНГ снимает штуцер из штуцерной камеры ФА. После опрессовки всего оборудования, произвести прокачку ГНКТ нефтью с одновременной проверкой прохода жидкости в коллектор к АГЗУ. Спуск ГНКТ в скважину производится со скоростью не более 15 м/мин, с одновременной циркуляцией нефтью. Температура нагрева нефти не должна превышать 90ºС. Для корректировки веса ГНКТ, через каждые 300 метров производится подъем ГНКТ на 15 метров с занесением результата в отчет.
• После определения глубины гидратно-парафиновой пробки, растепление скважины производить со скоростью не более 1м/мин для наибольшего прогрева затрубного пространства. Растепление производить с подъемом ГНКТ на 2-3 метра через каждые 10 метров промывки.
• При получении положительного результата по растеплению НКТ, необходимо проверить циркуляцию по «большому» затрубному пространству путем прокачки скважины прямой промывкой нефтью. При отрицательном результате, допустить ГНКТ на 100 метров ниже последней пробки в НКТ и произвести отогрев затрубного пространства путем циркуляции горячей нефтью по «малому» затрубу. При достижении положительного результата – дальнейшие работы производить согласно плана работ.

Растепление скважины горячим раствором СаСl₂

Освоение после МГРП

После проведенного многостадийного ГРП в скважине все порты (интервалы перфорации), кроме последнего, самого верхнего, перекрыты шарами металлического или керамического исполнения. Поэтому для освоения такой скважины необходимо отфрезеровать все фрак-порты, чтобы появилась связь между скважиной и продуктивным пластом. Главной задачей для ГНКТ в данном случае становится разбуривание шаров и седел для посадки шаров, активирующих порты на необходимой глубине, а также разбуривание обратных клапанов. Забой нормализовывают до башмака хвостовика.

Зачастую оставшиеся шары или их неразрушенные фрезом части мешают произвести полноценную нормализацию скважины. Поэтому когда пластовое давление достаточно для фонтанирования скважины, её сначала запускают на факельный амбар для выноса максимального количества шаров и только затем монтируют колтюбинговую установку для разбуривания фрак-портов. Порты необходимо разбуривать, так как они сужают внутренний диаметр хвостовика, т.е. штуцируют скважину под землей.

Колтюбинговые технологии

Особенности и преимущества использования колтюбинговых технологий

Термин «Колтюбинг» в переводе с английского обозначает «гибкая труба», что и послужило названием для данного вида направления развития нефтегазового оборудования.

Особенность применения ГНКТ (гибкой насосно-компрессорной трубы) заключается в том, что эта технология во многом превосходит использование обычных насосно-компрессорных труб, применяемых при разработке скважин. В частности, гибкая труба способна без проблем проникать в горизонтальные и боковые отводы скважины, при этом не приходится тратить время на монтаж/демонтаж колонны.

Впервые подобная технология начала применяться в середине 50-х годов прошлого века, но широкое распространение получила лишь спустя 30 лет. В настоящее время, количество установок ГКНТ, используемых в мировой нефтегазодобывающей отрасли, превышает тысячи единиц, из них на территории России работает более 100.

Приоритет использования данного вида оборудования сохраняется за Канадой и США, в нашей стране колтюбинговые технологии только набирают обороты, однако имеют очень высокий потенциал роста и перспективно очень востребованы.

Область применения колтюбинговых технологий

Спектр выполнения внутрискважинных работ с использованием гибкой колонны труб достаточно широк и разнообразен, при этом в каждом конкретном случае, применение именно этой технологии даёт нефтедобывающей компании ряд неоспоримых преимуществ. Выглядит это так:

Исследование месторождений:

• Оборудование без проблем доставляется в любую точку скважины;
• Обеспечивается беспрерывная связь со спускаемым оборудованием.

Ремонтно-восстановительные работы:

• Сокращается время: отпадает необходимость сборки/разборки трубной колонны;
• При выполнении операций скважину можно не глушить, следовательно, коллекторские свойства продуктивного пласта и призабойной зоны не страдают;
• Снижается время подготовки и развёртывания необходимого оборудования;
• Полностью исключена вероятность неконтролируемого выброса и загрязнения окружающей среды технологическими жидкостями и добываемым флюидом.

Бурение

• Буровые работы могут осуществляться с использованием нефтяных растворов либо продуктов нефтепереработки;
• Вероятность открытого фонтанирования сведена к нулю;
• Появляется возможность использования спускаемого оборудования для информирования оператора о режимах бурения и оптимизации процессов проводки скважин;
• Повышается эффективность разработки горизонтальных участков.

В целом, применение колтюбинга заметно повышает безопасность выполнения работ в скважинах, где сохраняется высокое давление. Кроме этого, непрерывная колонна гибких труб позволяет безостановочно закачивать в шахту жидкости, что заметно упрощает и ускоряет рабочий процесс.

Технологический процесс колтюбинга

В общих чертах, технология применения ГНКТ не выглядит сложной. Трубы подбираются в зависимости от характера выполняемых работ, и их диаметр может варьироваться в пределах 19-114 мм. Гибкая колонна сматывается с барабана, который находится на раме тягача. Труба проходит через инжектор, который создаёт необходимое усилие для продвижения насосно-компрессорной трубы внутри скважины с учётом преодоления силы трения и давления в стволе.

После этого, гибкая труба проводится через блок превентов и поступает в колонну обсадных труб или НКТ. Наконечник ГНКТ состоит из гидромониторной насадки и обратного клапана, который предназначен для подачи азота либо другой закачиваемой жидкости. Флюид отводится через манифольд и штуцерную линию в специальную ёмкость.

Применяться колтюбинговая технология может для очистки скважины после проведения гидроразрыва пласта: закачивается азот, который вымывает из трещины проппант. Благодаря использованию подобной методики, заметно увеличивается межремонтный интервал и сокращается период возврата скважины в эксплуатацию.

Оборудование для ГНКТ

Наша компания занимается производством оборудования для ГКНТ, которое может устанавливаться на грузовое шасси автомобиля, полуприцеп или рамном исполнении. Барабаны для подачи гибкой колоны оснащаются гидравлическим приводом, тормозной системой и трубоукладчиком. В комплект поставки может включаться пакет программного управления, инжекторы и приборы для регулирования давления.

Работа колтюбинговой установки на скважине

Подача в скважину колонны гибких труб

Колтюбинговые установки

Первоначальная задумка создателей колтюбинговых установок заключалась в том, чтобы использовать их только для капитального ремонта скважин – колтюбинговое оборудование значительно экономит время и средства на него. Однако позже выяснилось, что колтюбинговая установка может быть полезной не только в ремонте, и теперь ее применяют для:

• цементирования скважин;
• ловильных работ;
• расширения стволов;
• очищения забоя скважин;
• кислотной обработки пласта;
• бурения и т.д.

Область применения колтюбинговой установки во многом зависит от диаметра ее труб. Трубы диаметром 42 и 48 миллиметров больше подходят для ремонта, остальные же работы чаще проводятся с трубами, чей диаметр более 60 миллиметров.

Особенности использования колтюбинговых установок

Колтюбинговое нефтегазовое оборудование может использоваться, когда требуется провести боковые стволы или горизонтальные ответвления скважин, которые уже находятся в эксплуатации. При работе установку нужно размещать с учетом погоды – с наветренной стороны скважины. При этом она должна устанавливаться на достаточно большом расстоянии от задвижек на устье, и на одной линии с ними ее располагать нельзя.

Если колтюбинговая установка используется для бурения, то ее параметры нужно контролировать с помощью телеметрической и циркулярной систем.

При промывке скважины от песчаных отложений, нужно убедиться, что по гибкой трубе, спущенной в скважину, подается технологическая жидкость, в которой нет воды и солевых растворов. Для промывки используют метанол, тампонажный раствор, газовый конденсат.

При работе на газовых скважинах через трубы колтюбинговых установок закачиваются специальные изолирующие составы, которые рассчитываются с учетом особенностей оборудования. Режимы закачки также рассчитываются с учетом всех факторов: нюансов использования и ремонта скважины, бюджета и т.д.

Пока работает колтюбинговая установка, нельзя осуществлять техническое обслуживание агрегатов.

Преимущества колтюбингового оборудования

По опыту применения колтюбинговых установок можно сказать, что их производительность и эффективность выше примерно в четыре раза, если сравнивать с традиционными подъемным оборудованием для ремонта скважин. При этом стоимость самого ремонта сокращается примерно в два-три раза, если использовать колтюбинговое оборудование.

Колтюбинговые установки в Казахстане можно приобрести у компании «Фидмаш»: это позволит сэкономить время и средства, которые затрачиваются на ремонт газовых и нефтяных скважин.

Читайте также:

  
• Дизайн ванны со смесителем
  
• Высота столешницы в ванной по нойферту
  
• Первая труба заполняет резервуар на 5 минут дольше чем вторая обе трубы
  
• Керама марацци плитка вилланелла варианты оформления ванной интерьер
  
• Трубы полипропиленовые канализационные рр диаметр 110 какой вес