На сегодняшний день имеется огромное количество технологий, которые требуют наличия гидравлического канала и электрического кабеля для исследования и непрерывного контроля скважин. Такие технологии позволяют обеспечить стабильную и надежную эксплуатацию оборудования. Осуществление данных технологических процессов возможно с помощью гибких сталеполимерных грузонесущих труб.
Данная разработка применяется в качестве неотъемлемого инструмента в таких технологических операциях, как перфорационно-прострелочные работы, спуско-подъемные операции геофизического оборудования, очистка ствола скважины после проведения гидроразрыва пласта, проведение ремонтно-изоляционных работ, обработка призабойной зоны физико-химическими методами, промывка ствола скважины, нормализация забоя, освоение скважин, вызов притока и др.
Столь широкое применение трубы грузонесущие получили благодаря ряду преимуществ перед гибкими насосно-компрессорными трубами из стали:
- гарантийный срок службы 40–50 лет [6];
- не подвержены электрохимической коррозии;
- устойчивость к большинству агрессивных сред;
- отсутствие «механического зарастания» трубы со временем;
- надежность при осевых и радиальных перегрузках;
- низкая теплопроводность;
- возможность изготовления непрерывными отрезками;
- в три раза легче стальных;
- высокая герметичность ввиду отсутствия разъемных соединений [4].
Большой интерес для нефтегазовой отрасли вызвала технология непрерывного спуска трубы одним отрезком, что приводит к сокращению времени проведения операций и удовлетворению главного условия эксплуатации – спуска без глушения.
Основные эксплуатационные требования, обеспечивающие надежную работу полимерных труб:
- удельная масса не должна превышать 3500 кг/км;
- рабочая осевая нагрузка – не менее 5350 кг при строительной длине 1000 м и при рабочей температуре +50 °C;
- внутреннее давление разрушения 25 МПа при рабочей температуре +50 °C;
- внешнее давление разрушения 10 МПа при рабочей температуре +50 °C;
- овальность трубы не более 0,6 мм;
- наружная и внутренняя поверхности должны сохранять целостность [4].
Для выполнения спуско-подъемных операций с применением полимерной трубы используется специальный каротажно-технический подъемник ПКС-5Г-Т [1]. Подъемник предназначен для проведения спуско-подъемных операций при геофизических исследованиях в горизонтальных и боковых стволах скважин, контроля за разработкой, исследования нагнетательных скважин, свабирования. ПКС-5Г-T состоит из мачты с верхним роликом, силового гидравлического барабана лебедки с полимерной трубой, податчика (для подачи трубы в скважину и преодоления устьевого давления), противовыбросового оборудования с четырехплашечным превентором и герметизатором, приспособленным к полимерной трубе.
Полимерные трубы могут использоваться в обводняющихся газовых скважинах, играя роль центральной лифтовой колонны в технологии концентрического лифта (рис. 2). Труба грузонесущая включает в себя внутреннюю полимерную трубу, которая является непосредственным гидроканалом для транспортировки одно- или двухфазного потока. Основным элементом, воспринимающим радиальную нагрузку (внутреннее давление), является армирование 2, с помощью высокопрочной стальной ленты, наложенной с заданным шагом. Для обеспечения требуемой величины разрывного усилия (осевой нагрузки) применяются повивы брони 3 из высокоуглеродистой стали. Защита армирования от коррозии осуществляется с помощью наружной оболочки из полимерного материала 4.
Примером удачного применения гибкой грузонесущей полимерной трубы при эксплуатации скважин по КЛК является опыт ПАО «Газпром» на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении [5].
Рис. 1. Блок спецподъемника: 1 – труба грузонесущая; 2 – колонная головка; 3 – четырехплашечный превентор; 4 – сальниковая коробка; 5 – индикатор веса; 6 – инжекторная головка для подачи и извлечения колонны гибких труб; 7 – выпрямляющее устройство; 8 – подъемный кран инжектора; 9 – барабан с гибким НКТ; 10 – кабина управления; 11 – энергетический блок
Рис. 2. Гибкая грузонесущая полимерная труба, применяемая в технологии концентрического лифта
Перевод скважины 514 на технологию удаления жидкости с помощью КЛК проводился без глушения, что позволило сохранить продуктивные характеристики призабойной зоны пласта, так как в роли центральной лифтовой колонны (ЦЛК) выступает гибкая полимерная грузонесущая труба, спуск которой осуществляется через лубрикатор. В качестве сталеполимерной трубы выступает ТГ19/73-10/10-75, характеристики которой приведены в табл. 1.
Таблица 1
Технические характеристики трубы ТГ19/73-10/10-75
|
Внутренний диаметр d, мм |
49-1,8 |
|
Наружный диаметр, D, мм |
73-2 |
|
Толщина стенки трубы грузонесущей, мм |
12 |
|
Наружный диаметр внутренней трубы, Dн, мм |
58 ± 0,95 |
|
Шаг повива ленты, мм |
5 ± 0,5 |
|
Шаг проволок 1-го повива, мм |
180 ± 5 |
|
Шаг проволок 2-го повива, мм |
200 ± 5 |
|
Толщина стенки внутренней трубы l, мм |
4,5 |
|
Овальность трубы грузонесущей, мм, не более |
0,6 |
|
Расчетная масса 1 м трубы грузонесущей без наконечников, кг |
3,3 |
Процесс реконструкции скважины заключался в спуске в основную лифтовую колонну диаметром 168 мм армированной полимерной трубы ниже башмака НКТ на 7 м, внешний диаметр которой равен 73 мм, внутренний – 49 мм. Затем на устье устанавливался технологический комплекс контроля и управления, позволяющий управлять параметрами эксплуатации скважины. Этот комплекс обеспечивал уровень необходимого дебита газа, требуемого для удаления жидкости из ствола скважины в автоматическом режиме.
До спуска полимерной трубы скважина была оснащена НКТ диаметром 168 мм и имела следующие рабочие параметры:
Устьевое давление (Ру) = 1,41–1,65 МПа;
Температура на устье (tу) = 3–6 °С;
Дебит (q1) = 88–90 тыс. м3/сут [5, 6].
При проведении ГДИ на различных режимах эксплуатации выяснилось, что вынос жидкости на поверхность из скв. 514 обеспечивался при скорости 4,6 м/с для ЦЛК и межколонному пространству МКП. Эти скорости соответствовали дебиту по ЦЛК 600 м3/ч и по МКП – более 3700 м3/ч.
Скорости восходящего потока, полученные на режимах гидродинамических исследований скважин (ГДИС), скважины с КЛК, отражаются на рис. 3. Рассчитанные инженерами ПАО «Газпром» скорости при работе скважины по лифтовой колонне (ЛК) диаметром 168 или 114 мм приведены в табл. 2. Анализируя приведенные данные, можно сделать вывод, что стабильная работа скв. 514 невозможна без применения КЛК, так как при работе по лифтовым колоннам диаметром 168 мм скорость газа обеспечивает вынос жидкости лишь на режиме ГДИС с максимальной депрессией. При этом устойчивый вынос жидкости из скважины не обеспечивается на всех режимах для ЛК диаметром 114 мм.
Благодаря поддержанию дебита по центральной лифтовой колонне (ЦЛК) выше минимально необходимого скважина работала стабильно. Рис. 4 отражает данные по работе скважины.
Опираясь на опыт работы скв. 514 Уренгойского НГКМ, можно предположить, что данную технологию можно применять и для скважин, в которых спущена ЛК диаметром 146, 127 и 114 мм, с соответствующими радиусами грузонесущих труб 65, 58 и 52 мм. Технические характеристики данных труб, включая ТГ-49/73-150-115, представлены в табл. 3. Схожесть технических характеристик позволяет использовать трубы разных диаметров при одинаковых условиях.
На основе вышеизложенных умозаключений предлагается рассмотреть гипотетическое внедрение технологии эксплуатации по КЛК в скважине 113 Медвежьего месторождения. На 16.05.2013 скважина имела средний дебит 19,42 тыс. м3/сут. После чего была обработана присадкой марки FA 4275 дважды в течение семи суток. После обработки наблюдалось увеличение добычи газа и жидкости. Через двое суток после вторичной обработки отмечена остановка скважины. Применение полимерной армированной грузонесущей трубы в такой скважине позволит увеличить скорость газа, соответственно и вынос жидкости с забоя, что в конечном итоге приведет к стабильной работе скважины.
Рис. 3. Динамика дебита скв. 514, оборудованной КЛК
Таблица 2
Скорости восходящего потока на режимах ГДИ скв. 514 и оценочные скорости при возможной работе по НКТ 168 или 114 мм
|
PyЦЛК, МПа |
ЦЛК 73/49 мм |
PyМКП, МПа |
ЦЛК+МКП, dэкв = 131 мм |
Py, МПа |
НКТ 168/150 мм |
НКТ 114/100 мм |
||||
|
qr, тыс. м3/сут |
V, м/с |
qr, тыс. м3/сут |
V, м/с |
qr, тыс. м3/сут |
V, м/с |
qr, тыс. м3/сут |
V, м/с |
|||
|
1,4 |
12 |
4,6 |
1,5 |
67 |
3,6 |
1,5 |
57 |
2,3 |
21 |
1,9 |
|
1,3 |
18 |
6,8 |
1,4 |
94 |
5,1 |
1,4 |
72 |
2,9 |
26 |
2,4 |
|
1,2 |
25 |
9,7 |
1,3 |
127 |
6,8 |
1,4 |
89 |
3,6 |
32 |
3,0 |
|
1,1 |
30 |
11,7 |
1,2 |
146 |
7,9 |
1,3 |
108 |
4,4 |
39 |
3,6 |
|
1,3 |
18 |
6,9 |
1,3 |
121 |
6,5 |
1,3 |
127 |
5,2 |
46 |
4,3 |
Рис. 4. Скорости газа в скв. 514 на режимах ГДИ
Таблица 3
Технические характеристики труб грузонесущих 73, 65, 58 и 52 мм
|
Наименование |
ТГ-30/52- 200-170 |
ТГ-35/58- 200-170 |
ТГ-40/65- 200-170 |
ТГ-49/73- 150-115 |
|
Диаметр, вн/нар, мм |
30/52 |
35/58 |
40/65 |
49/73 |
|
Разрывное усилие, кН |
170 |
170 |
170 |
115 |
|
Относительное удлинение, м/км/кН |
0,3 |
0,3 |
0,1 |
0,1 |
|
Мин. радиус изгиба, мм |
1000 |
1160 |
1300 |
1400 |
|
Вес в воздухе, кг/км |
2800 |
3300 |
3600 |
3300 |
|
Вес в воде, кг/км |
1400 |
1600 |
1600 |
1450 |
|
Макс. давление, вн/нар, МПа |
20/20 |
20/20 |
20/20 |
15/10 |
|
Макс. рабочая температура, °C |
60 |
60 |
60 |
60 |
Рис. 5. Скорости газожидкостного потока в ЦЛК диаметром 73, 65, 58 и 52 мм
Результаты расчётов скорости газожидкостного потока в ЦЛК при гипотетическом использовании технологии КЛК отражены на рис. 5. Рассмотрена эксплуатация скважин с основной лифтовой колонной (ОЛК) диаметром 168, 146, 127 и 114 мм и грузонесущей трубой (ЦЛК) диаметром 73, 65, 58 и 52 мм соответственно. Прогноз основан на положительном опыте эксплуатации скв. 514 Уренгойского месторождения и расчете скорости газожидкостного потока при эксплуатации скв. 113 Медвежьего месторождения с ЛК 114 мм.
Анализируя выведенные графические зависимости, можно сделать вывод, что наибольшая скорость газа будет обеспечиваться даже при минимальном дебите, если будут использоваться грузонесущие трубы меньшего диаметра. Выведенные зависимости могут использоваться при внедрении технологии КЛК на скв. 113 Медвежьего месторождения.
Таким образом, применение гибких сталеполимерных грузонесущих труб в нефтегазовой отрасли является очень перспективным направлением. Основным фактором, обуславливающим эффективность их использования, является возможность спуска грузонесущих труб без глушения скважины, что приводит к сокращению времени проведения работ и затрат, исключению отрицательного воздействия на призабойную зону пласта. Одним из потенциальных секторов внедрения сталеполимерных труб является применение их при эксплуатации низкодебитных газовых скважин по технологии КЛК, которая позволяет своевременно удалять жидкость с забоя и продолжить стабильную добычу газа. Анализ положительного опыта работы скв. 514 Уренгойского НГКМ по вышеупомянутой технологии позволяет прогнозировать эффект от эксплуатации по КЛК других низкопродуктивных скважин сеноманских залежей. Рассмотренное гипотетическое внедрение данного способа на скв. 113 Медвежьего месторождения демонстрирует обеспечение необходимой скорости газа для выноса жидкости с забоя. Приведенные зависимости скоростей газожидкостного потока от диаметра спущенной колонны будут полезны при рекомендации использования КЛК в качестве геолого-технического мероприятия по поддержанию работы данной скважины.