Применение колтюбинговых технологий. Нетрадиционные технологии ремонта скважин

1. Применение колтюбинговых технологий

Нетрадиционные технологии
ремонта скважин

2. Цель лекции

Ознакомление студентов с реальными
возможностями колтюбинга в нефтегазовой
отрасли
Сущность и последовательность наиболее
распространенных технологий в Западной
Сибири

3.

Применение технологий, разработанных на основе
использования колтюбинговых установок, дает
сервисным компаниям ряд постоянно подтверждаемых
практикой преимуществ:
- обеспечение герметичности устья скважины на всех
этапах выполнения внутрискважинных операций;
- отсутствие необходимости освоения и вызова притока
скважины, в которой выполнялись работы с
использованием колтюбинговой трубы;
- возможность проведения работ в нефтяной и газовой
скважине без ее предварительного глушения;
- уменьшение периода подготовительных и
заключительных операций;
- сокращение времени СПО внутрискважинного
оборудования;

4.

Применение технологий, разработанных на основе
использования колтюбинговых установок, дает
сервисным компаниям ряд постоянно подтверждаемых
практикой преимуществ:
- возможность бурения, спуска инструментов и
приборов, а также выполнения операций ПРС в
горизонтальной или сильно искривленной скважине;
- улучшение условий труда работников бригад ПРС и
бурения;
- обеспечение экологической безопасности за счет
предотвращения утечки пластовых и технологических
жидкостей в закрытой системе циркуляции.
Иногда применение колтюбинга позволяет производить
несколько операций ремонта за один спуско-подъемный
цикл, увеличивая скорость выполнения поставленных
перед сервисной компанией задач.

5.

Кроме того, мобильность колтюбинговых установок
позволяет эффективно применять их на отдаленных
месторождениях, разрабатывать индивидуальную схему
ремонта и обслуживания для каждой скважины.
Для того чтобы обеспечить экономический эффект,
колтюбинговое оборудование должно соответствовать
определенным техническим требованиям:
- принадлежать к наиболее распространенным на
данной территории модификациям;
- полностью соответствовать расчетным сроку и
коэффициенту эксплуатации;
- быть ремонтопригодным;
- иметь возможности дооснащения и модернизации в
процессе эксплуатации.
Крупнейшие сервисные компании, применяемые
колтюбинг, Halliburton, Schlumberger, BJ Services и др.

6. Подземный ремонт скважин

Подземный ремонт скважин (ПРС) – работы, связанные
с выполнением операций по воздействию на
оборудование, находящееся в скважине, скважину или
прилегающие к ней участки пласта. Он подразделяется
на текущий (ТРС) и капитальный ремонт (КРС).
ПРС с помощью колтюбинговой техники к настоящему
времени оформился в самостоятельное направление.
Применение колтюбинговых технологий подразумевает
обязательное оснащение устья скважины ПВО и
уплотнителем колтюбинговой трубы,
обеспечивающими безопасность ведения работ и
герметизацию полости скважины при перемещении или
остановке колонны.

7. Очистка забоя скважины от песка

Применение
Для обеспечения нормальной эксплуатации скважин
песок, накапливающийся на забое скважины,
необходимо удалять. В противном случае увеличение
его объема выше уровня перфорационных отверстий
приводит к снижению дебита скважин, а иногда и
прекращению их эксплуатации.

8. Очистка забоя скважины от песка

Причины возникновения песчаных пробок
- оседание частиц пласта, выносимых через
перфорационные отверстия в эксплуатационной колонне в
ствол скважины;
- оседание частиц после проведения операций с
использованием гидропескоструйных перфораторов;
- оседание частиц после проведение операций по
гидроразрыву пласта;
- наличием песка, намытого в ствол скважины при
создании искусственного забоя и др.

9. Очистка забоя скважины от песка

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка (труба должна иметь на конце
обратный клапан и промывочную насадку);
- насосный агрегат;
- емкости для технологической жидкости;
- технологическая жидкость, в качестве которой
используют ньютоновские жидкости, двухфазные смеси,
инертные газы.

10. Очистка забоя скважины от песка

Ньютоновские жидкости – вода, соляные растворы на
воде, углеводородные жидкости (дизельное топливо,
очищенная нефть и т.п.).
Неньютоновские жидкости – буровые растворы и
гели.
Двухфазные смеси - аэрированная жидкость и пены.
Инертные газы – азот, выхлопные газы ДВС.

11. Очистка забоя скважины от песка

Описание технологии
Спуск трубы выполняют, поддерживая непрерывную
циркуляцию технологической жидкости с глубины 100150 м. Скорость спуска выбирается исходя из
информации о расположении песчаной пробки и
достигает 0.5 м/с. Не доходя порядка 100 м до
предполагаемой пробки, скорость уменьшают до 0.1-0.2
м/с и тщательно контролируют давление, развиваемое
насосной установкой. После входа промывочной
насадки в пробку скорость перемещения трубы
уменьшают до 0.01-0.03 м/с, а подачу промывочного
насоса доводят до максимума.

12. Очистка забоя скважины от песка

Основные положения, описывающие
процесс промывки, соответствуют
традиционной технологии удаления
песчаных пробок, но особенности
колтюбинга позволяют выполнять его в
большем диапазоне давлений в стволе
скважины. Основной задачей выполнения
процесса является обеспечение выноса
песка по кольцевому пространству. Часто
фактическое сечение кольцевого
пространства не позволяет обеспечить
необходимую скорость восходящего
потока технологической жидкости. В этом
случае необходимо использовать
двухфазные жидкости.

13. Очистка забоя скважины от песка

В процессе спуска трубы необходимо поддерживать
непрерывную циркуляцию технологической жидкости.
Для исключения поглощения жидкости продуктивным
пластом и кальматации его пор необходимо тщательно
подбирать плотность жидкости, исключающую
превышение гидростатического давления по сравнению
с пластовым. В случае возникновения поглощения
технологической жидкости колтюбинговая труба
должна быть поднята выше верхнего уровня пробки при
обеспечении циркуляции с максимально возможным
расходом технологической жидкости.

14. Очистка забоя скважины от песка

При разрушении плотных
пробок следует использовать
насадки, обеспечивающие
разрушение пробки в
сочетании с подогревом
технологической жидкости.
Скорость перемещения трубы
уменьшают до минимума.
Это позволяет исключить соприкосновение насадки с
поверхности пробки, что свидетельствуют показания
индикатора веса трубы и манометра, регистрирующего
давление, развиваемое насосом.

15. Очистка забоя скважины от песка

Промывку проводят до момента выхода на заданную
глубину. Для обеспечения удаления всех твердых
частиц объем циркуляции должен составлять не менее
одного объема скважины. Скорость восходящего потока
при работе с колтюбинговой трубой, как и при любой
промывке, должна превосходить скорость оседания в
ней твердых частиц. Это условие справедливо для
вертикальных скважин и наклонных участков в
последних с отклонением от вертикали до 45°. Для
более пологих и горизонтальных участков скважины
необходимо обеспечивать достаточную турбулентность
потока восходящей жидкости.

16. Удаление парафиновых пробок

Применение
Для обеспечения нормальной эксплуатации скважин
парафиновые отложения на их внутренних стенках
необходимо удалять, так как следствием их скоплений
является образование парафиновых и пафинопесчаных
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.

17. Удаление парафиновых пробок

Причины возникновения парафиновых пробок
В процессе эксплуатации скважин в определенном
интервале глубин происходит отложение парафина,
провоцирующее осаждение песка (если он есть), с
последующим образованием песчанопарафиновых
пробок. Основной причиной этого является охлаждение
пластовой жидкости по мере ее движения по колонне
лифтовых труб и кристаллизация парафина. Кристаллы
парафина налипают на внутреннюю поверхность
колонны лифтовых труб, уменьшая поперечное сечение
канала и образуя пробку. В результате чего расход
жидкости снижается или прекращается полностью.

18. Удаление парафиновых пробок

На интенсивность отложения
парафина прежде всего влияют
следующие факторы:
- химический состав нефти;
- температура жидкости в
пластовых условиях;
- дебит скважины.

19. Удаление парафиновых пробок

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка (колтюбинговая 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,
химреагенты).

20. Удаление парафиновых пробок

Описание технологии
Технология промывки скважин разогретой
технологической жидкостью при использовании
колтюбинговой установки аналогична традиционной
технологии. Основные преимущества обусловлены
герметичностью полости скважины и возможностью
непрерывного ведения процесса без остановки для
наращивания колонны НКТ.
Для нагрева технологической жидкости могут
использоваться применяемые на промыслах установки
для промывки скважин горячей нефтью, либо
импортные агрегаты для ее нагрева.

21. Удаление парафиновых пробок

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 колтюбинговую
трубу.
Существует две схемы включения оборудования – с
замкнутой и незамкнутой циркуляцией.

22. Удаление парафиновых пробок

В первом случае поток технологической жидкости,
поднимающийся из скважины на дневную поверхность,
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 требует использования газовых
сепараторов, факельной линии, но предопределяет
больший объем технологической жидкости.

23. Удаление парафиновых пробок

Процесс удаления парафиновой
пробки 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.

24. 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. При температуре и
давлении, соответствующих равновесному состоянию
смеси образуются кристаллогидраты углеводородов и
появляется кристаллическое вещество.

25. Удаление гидратных пробок и растепление скважин

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.

26. Удаление гидратных пробок и растепление скважин

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка (колтюбинговая труба
должна иметь на конце обратный клапан и
промывочную насадку);
- насосный агрегат;
- емкости для технологической жидкости;
- установка для нагрева технологической жидкости;
- технологическая жидкость.

27. Удаление гидратных пробок и растепление скважин

Описание технологии
Для удаления гидратных пробок существует ряд
методов, наиболее эффективным из которых является
промывка скважин горячим соляным раствором (при
температуре 70-80°С).
При использовании колтюбинговых установок гидраты
удаляют путем подачи промывочной жидкости во
внутреннюю полость НКТ, если эксплуатацию скважин
проводят фонтанным способом или с помощью ЭЦН.
Если скважина оборудована ШСНУ, то технология
удаления гидратной пробки усложняется.

28. Удаление гидратных пробок и растепление скважин

В этом случае колтюбинговую трубу спускают в
кольцевое пространство между колонной НКТ и
эксплуатационной колонной.
Наибольшие затраты и энергетических ресурсов
требуются при проведении работ по растеплению
скважины, так как имеет место образование массива
гидратов и льда, как в колонне лифтовых труб, так и в
кольцевом пространстве эксплуатационной колонны. В
процессе следует контролировать температуру
промывочной жидкости на входе и выходе колтюбинга,
а также у устья скважины. Слишком низкая
температура восходящего потока свидетельствует о
наличии гидратов в кольцевом пространстве.

29. Удаление гидратных пробок и растепление скважин

При эксплуатации скважины ШСНУ спуск колтюбинга
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 ПРС для смены
внутрискважинного оборудования). На отверстие,
предназначенное для ввода колтюбинговой трубы,
устанавливают уплотнитель облегченной конструкции.

30. Удаление гидратных пробок и растепление скважин

Колтюбинг спускается в скважину на пониженной
скорости, поскольку размер кольцевого пространства
мал и существует опасность ее застревания. Горячая
технологическая жидкость подается по колтюбинговой
трубе и, поднимаясь по кольцевому пространству,
нагревает образовавшийся гидрат. При разложении
гидрата имеет место бурное выделение газа. В этот
период колтюбинговую трубу целесообразно
остановить и контролировать герметичность
уплотнителя. После растепления основной массы
гидратов при восстановлении циркуляции в работу
может быть спущен станок-качалка.

31. Удаление гидратных пробок и растепление скважин

Технологическая жидкость будет поступать на прием
ШСН, поднимаясь по колонне НКТ. Процесс подачи
горячей жидкости продолжают до тех пор, пока не
установится стационарный тепловой режим работы
скважины.

32. 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.

33. Удаление жидкости из газовых скважин

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.
Чтобы избежать этого нежелательно явления, следует
использовать колтюбинговые технологии, обеспечивающие удаление жидкости без остановки скважины.

34.

Удаление жидкости из газовых
скважин
Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- насосный агрегат;
- емкости для технологической жидкости;
- источник инертного газа;
- компрессор для закачки инертного газа.

35. Удаление жидкости из газовых скважин

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 колтюбинговую 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.

36. Удаление жидкости из газовых скважин

Выбор способа осуществляют с
учетом затрат на выполнение
периодических ремонтов скважины
или оснащения ее колтюбингом и
необходимой головкой для
крепления на устье.
Периодическое удаление
накопившейся жидкости с помощью
установок ПРС следует проводить
при функционировании скважины,
без ее остановки.

37. Удаление жидкости из газовых скважин

В противном случае придется выполнять операции по
вызову притока. Манифольд барабана с колтюбинговой
трубой соединяют с линией сбора продукции скважины.
В процессе спуска или подъема колтюбинга эксплуатация скважины не прекращается и ведется по колонне
лифтовых труб. После достижения колтюбинговой
трубой уровня жидкости, находящейся на забое
скважины, открывают задвижку на боковом отводе
фонтанной арматуры. Затем на малой скорости
продолжают спуск колтюбинга до тех пор, пока весь
объем жидкости не будет вынесен на поверхность.
После выполнения работ эксплуатацию скважины
продолжают вести по колонне лифтовых труб,
колтюбинг извлекают.

38. Удаление жидкости из газовых скважин

Для обеспечения постоянного удаления жидкости
посредством сифонной колонны следует использовать
колтюбинговую трубу возможно большого 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 лифтовой труб.

39. Удаление жидкости из газовых скважин

Для спуска 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 колтюбинга 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.

40. Установка цементного моста

Применение
Установку цементного моста обычно используют в
случаях, когда необходимо изолировать перфорированные участки эксплуатационной колонны, которые дают
приток воды или снижают. 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.

41. Установка цементного моста

Описание технологии
Предварительно определяется внутренний объем
колтюбинговой трубы расчетным путем с
использованием геометрических параметров трубы или
экспериментально.
При последнем способе подкрашенная вода из
тарированного бака закачивается по колтюбингу, и как
только она появляется с другого конца, производится
измерение объема.

42. Установка цементного моста

Рассчитывают длину трубы, которую
заполнит цемент. Опустив колтюбинг
на заданную глубину, запускают
цементировочный агрегат. После
закачки объема цемента, соответствующего объему колтюбинговой
трубы, начинают ее подъем со
скоростью, соответствующей
производительности насоса,
обеспечивая минимальное погружение
трубы под уровень цемента,
находящегося в эксплуатационной
колонне и исключается опасность
цементирования колтюбинга по
периметру.

43. Установка цементного моста

Затем оставшийся объем цемента закачивают по
колтюбинговой трубе с последующей продавкой его
технологической жидкостью. Этим обеспечивается
установка цементного моста на месте. К тому времени,
когда весь цемент будет прокачан по колтюбинговой
трубе, ее конец должен располагаться в верхней части
цементного моста.
Во время закачки цемента задвижка, соединяющая
полость лифтовых труб должна быть открыта. В
результате, при закачки цемента из полости скважины
вытесняется жидкость, заполняющая ее полость. После
закачки цемента колтюбинговая труба продувается.

44. Изоляция перфорационных отверстий

Применение
При переходе эксплуатации с одного пласта на другой,
а также при выполнении изоляционных работ, связанных с герметизацией отверстий в эксплуатационной
колонне, выполняют задавливание цементного раствора
или иного изолирующего материала в перфорационные
отверстия и призабойную зону.
Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- цементировочный агрегат;
- емкость для цементного раствора;
- цементный раствор.

45. Изоляция перфорационных отверстий

Описание технологии
Колонна гибких труб опускается до интервала перфорации, подлежащего изоляции. Если этот интервал
находится высоко над забоем, предварительно устанавливается цементный мост, который после выполнения
работ разбуривается.
Перед выполнением работ скважина заполняется
технической водой. Через колтюбинговую трубу
выполняют закачивание расчетного объема цемента
таким образом, чтобы интервал перфорационных
отверстий, подлежащих глушению, был полностью
заполнен им.

46. Изоляция перфорационных отверстий

При этом задвижка, соединяющая
полость лифтовых труб, должна
быть открыта.
После прокачки цементного
раствора и вытеснения его из
полости колтюбинговой трубы,
последняя поднимается над
уровнем цемента. Задвижка,
соединяющая полость лифтовых
труб с линией сбора продукции
скважины, закрывается, и в
скважину закачивается технологическая жидкость (обычно техническая вода).

47. Изоляция перфорационных отверстий

Давление в полости скважины поднимают до расчетного
уровня, обеспечивающего продавливание цементного
раствора в перфорационные отверстия. После выдержки
в течение 15-30 минут, колтюбинговую трубу опускают
до забоя и начинают промывку цементного раствора,
находящегося в полости скважины.
После промывки полости скважины от остатков цемента,
колтюбинговая труба извлекается из скважины, и в
скважине создается избыточное давление, исключающее
выдавливание цементного раствора из изолируемых
полостей. После окончания процесса твердения цемента
скважина опрессовывается для проверки качества
цементирования.

48. Установка гравийных фильтров

Применение
Установка гравийных фильтров производится для
предотвращения выноса частиц породы, из которых
сложен продуктивный пласт, с помощью либо
механических фильтров, либо крепления призабойной
зоны специальными составами, обеспечивающими
связывание частиц пласта и увеличивающими таким
образом его прочность.
Намыв гравийного фильтра целесообразно выполнять с
применением колтюбинга в тех случаях, когда буровая
установка уже демонтирована, дебит скважины мал,
использовать агрегаты ПРС стандартного типа
экономически нецелесообразно, а глушение пласта
нежелательно.

49.

Установка гравийных фильтров
Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- гравийные фильтры с верхней или нижней намывкой.
В обоих случаях в центральной части располагают
механический фильтр. К механическим относятся
различного рода сетчатые, спиральные и другие
фильтры, спускаемые на колтюбинговой трубе, а также
гравийные фильтры, намываемые с поверхности.

50. Установка гравийных фильтров

Описание технологии
Выбор гранулометрического состава гравийного фильтра
осуществляют из тех же соображений, что и при традиционной технологии.
Последовательность операций при создании гравийного
фильтра и использовании верхней намывки следующая.
Через лифтовую колонну, находящуюся в эксплуатационной скважине, спускают механический фильтр. Он
опирается на забой скважины (естественный или
искусственный, получаемый в результате установки
цементного моста).

51. Установка гравийных фильтров

Если диаметр эксплуатационной
колонны большой, то фильтр
целесообразно снабжать центраторами, обеспечивающими его коаксиальное расположение в скважине и
сохранение прямолинейности оси.
Оставляемая на забое компоновка
соединяется с колтюбинговой трубой
посредством разъединителя. Пробказаглушка может быть установлена и
после отделения оставляемой на забое
компоновки. Далее через колтюбинг
проводится намыв необходимого
количества песка.

52. Установка гравийных фильтров

После этого удаляют пробку-заглушку и в верхней
части механического фильтра устанавливают
уплотнительный узел. На этом работы заканчивают.
При использовании технологии нижней намывки
сначала намывают на забой песок, а затем
устанавливают на место фильтр. Для обеспечения
прохода последнего через намытый слой песка в его
нижней части размещают промывочный башмак.

53. Изоляция заколонных перетоков в ГС

Применение
Эффективность эксплуатации боковых стволов, особенно
с большими горизонтальными участками, часто снижается по причине обводненности продукции. Работы по изоляции водоперетоков в скважинах с боковыми стволами
осложняются из-за большой длины перфорированных
труб (фильтра), находящихся в горизонтальной части
хвостовика. Это вызывает определенные трудности при
проведении РИР с использованием традиционных технологий и материалов.

54. Изоляция заколонных перетоков в ГС

Из факторов, в той или иной мере влияющих на работу
скважин, в которых было произведено забуривание БС с
горизонтальными участками, влияют следующие:
- геологические (литологическая неоднородность залежей, низкое сопротивление пластов гидроразрыву, наличие в интервале цементирования высокопроницаемых
водоносных горизонтов, значительные градиенты давления между вскрытыми пластами);
- технические (образование канала между цементным
камнем и обсадными трубами за счет их деформации при
снятии избыточного внутреннего давления, негерметичность заколонных пакеров, негерметичность эксплуатационной колонны ЭК);

55. Изоляция заколонных перетоков в ГС

56. Изоляция заколонных перетоков в ГС

- технологические (качество тампонажного раствора, эксцентричное положение обсадной колонны, неполное вытеснение бурового раствора тампонажным и их смешение, недостаточная очистка ствола от бурового шлама);
- физико-химические (несовместимость бурового и тампонажного растворов, наличие в тампонажном растворе
избыточной воды, прорыв пластовых флюидов по проницаемым зонам в процессе ОЗЦ, седиментационные процессы в тампонажном растворе);
- механические (трещинообразование в цементном
камне).

57. Изоляция заколонных перетоков в ГС

Однако, главной причиной, приводящей к возникновению водоперетоков, является геологическое строение
интервала забуривание БС и особенность конструкции
скважин с боковыми стволами.
Когда интервал перетока не сообщается с перфорированным участком ЭК, проведение изоляционных работ
требует установки отсекающего моста или взрывного
пакера с последующей перфорацией. Эти работы, как
правило, существенно увеличивают продолжительность
ремонта и оказывают негативное воздействие на
интервал продуктивного пласта. Кроме того, установка
песчаных или цементных мостов в скважинах с геологическими осложнениями всегда проблематична.

58. Изоляция заколонных перетоков в ГС

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- насосно-компрессорный агрегат;
- насосный агрегат и автоцистерна;
- цементная установка и осреднительная емкость;
- емкость долива с запасом продавочной жидкости;
- ППУ (при проведении работ в зимнее время);
- изолирующая и блокирующая жидкости;
- тампонирующая жидкость;
- цементный раствор.

59. Изоляция заколонных перетоков в ГС

Описание технологии
Для исключения влияния отрицательных факторов изоляцию заколонных перетоков производят через перфорированную часть ЭК. При этом продуктивный пласт
«отключают» блокирующей жидкостью.
Проведение работ в скважинах с горизонтальными стволами включает в себя:
- определение рецептуры и параметров применяемых
изолирующей и блокирующей жидкостей;
- Приготовление и закачку с использованием колтюбинга в перфорированную часть горизонтального ствола
блокирующей жидкости;

60. Изоляция заколонных перетоков в ГС

- приготовление и закачку с использованием колтюбинга
в зону водоперетока раствора ПАВ и тампонирующей
смеси;
- ожидание реакции или затвердевания цемента;
- разбуривание цементного стакана;
- работы по очистке ствола скважины от остатков блокирующей жидкости;
- освоение скважины;
- комплекс геофизических исследований (ГИС) с колтюбинговой трубой для оценки качества проведенных работ.

61. Подготовка к проведению текущего ремонта скважин

Применение
Выполнение работ по ТРС, например, извлечение
изношенного насосного оборудования УЭЦН для
замены его новым, требует предварительного открытия
сливного (сбивного) клапана. Если эта операция не
выполнена, то подъем НКТ будет производится с
пластовой жидкостью, заполняющей ее. Часто наличие
толстого слоя парафина на стенках колонны лифтовых
труб препятствует падению «ломика», который
сбрасывают в скважину для разрушения сливного
клапана и сообщения внутренней полости лифтовых
труб с полостью скважины.

62. Подготовка к проведению текущего ремонта скважин

При использовании колтюбинговой установки эта
операция выполняется посредством колтюбинговой
трубы, которая также может использоваться и для
депарафинизации НКТ.
Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- насосный агрегат;
- нагреватель технологической жидкости;
- сепаратор;
- бустерная установка (или насосный агрегат,
компрессор и смеситель);
- емкость для ПОЖ.

63. Подготовка к проведению текущего ремонта скважин

Описание технологии
Колтюбинговая труба спускается в скважину с учетом
предполагаемого расположения парафиногидратной
пробки. При этом технологическая жидкость,
поднимающаяся из скважины может направляться в
специальную емкость или в систему сбора продукции
скважин.
При проведении работ возможны осложнения,
обусловленные наличием «ломика», сброшенного в
скважину ранее при попытке сбить сливной клапан и
застрявшего в пробке.

64. Подготовка к проведению текущего ремонта скважин

В этом случае следует комплектовать колтюбинговую
трубу промывочной насадкой, обеспечивающей
эффективное обтекание его промывочной жидкостью.
При этом темп выполнения работ сокращается.
Разрушение пробки и проталкивание «ломика» вниз
продолжается до тех пор, пока интервал с удаляемой
пробкой не будет пройден, и «ломик» не начнет падать
вниз самостоятельно.
После этого промывку колонны продолжают до уровня,
соответствующего глубине установки насосного
оборудования, ударяют колонной по «ломику» и
находящемуся под ним клапану с целью его
гарантированного разрушения.

65. Подготовка к проведению текущего ремонта скважин

Если неудавшихся попыток сбить сливной клапан не
было, то предварительно выполняют очистку
внутренней полости НКТ от парафина и гидратов, а
затем открывают сливной клапан.

66. Разбуривание в полости скважин

Применение
Разбуривание в полости скважин применяют для
удаления цементного камня, оставшегося после
цементирования перфорационных отверстий,
цементных мостов, остатков цемента, который успел
затвердеть до того, как раствор был вымыт из полости
труб, а также для удаления плотных пробок из песка,
парафина и кристаллогидратов.

67. Разбуривание в полости скважин

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- устьевое оборудование (должно включать шлюз,
обеспечивающий спуск компоновки в скважину,
которая находится под давлением);
- насосная установка;
- компоновка оборудования на забое может состоять из
следующих элементов (сверху вниз): соединительного
устройства, обратного клапана, циркуляционного
переводника, забойного двигателя, породоразрушающего инструмента;
- техническая или морская вода с небольшими
добавками полимеров, например, биозана.

68. Разбуривание в полости скважин

При необходимости проведения бурения в эксплуатационной колонне в качестве породоразрушающего
инструмента применяют расширитель, ниже которого
устанавливают долото малого диаметра («пилотная
фреза»).
К особенностям выбора забойного двигателя и
породоразрушающего инструмента следует отнести
необходимость использования оборудования,
требующего создания возможно меньших осевых
усилий и меньших крутящих моментов.

69. Разбуривание в полости скважин

Такому требованию удовлетворяют винтовые забойные
двигатели в сочетании с долотами истирающего типа. В
противном случае вследствие малой осевой и крутильной
жесткости неизбежна потеря устойчивости колонны.
Породоразрушающий инструмент применяется как
правило, с раскрывающимися рабочими органами, что
позволяет пропускать его через колонну лифтовых труб.

70. Разбуривание в полости скважин

Описание технологии
Спуск инструмента в скважину проводят на максимальной скорости, а подача промывочной жидкости должна
быть такой, чтобы не вызвать раскрытие инструмента.
Инструмент опускают в ту зону скважины, где
гарантировано отсутствие пробки, цементного камня на
стенках труб и других наростов. Именно в этой зоне
должен раскрываться инструмент, в противном случае
режущие элементы могут не занять своего рабочего
положения. Затем увеличивают подачу промывочной
жидкости до значения, при котором происходит
раскрытие инструмента.

71. Разбуривание в полости скважин

В том случае, если породоразрушающий инструмент не нуждается в
переводе его в рабочее положение,
описанная операция не выполняется.
После этого при номинальной для
конкретного применяемого забойного
двигателя подаче промывочной жидкости начинают разбуривание.
Наиболее оптимальным режимом
работы является непрерывный, то
есть при отсутствии резких падений
числа оборотов породоразрушающего
инструмента и скачков давления на
выкиде промывочных насосов.

72. Разбуривание в полости скважин

Для повышения эффективности очистки ствола
скважины целесообразно после проходки каждых 15-30
м пробки прекращать процесс ее разрушения,
приподнимать инструмент и проводить интенсивную
промывку. Закачка загущенной полимером жидкости
может проводиться только в процессе интенсивной
промывки скважины.

73. Газлифтный способ освоения скважин

Применение
Технология применяется в случае необходимости
понижения противодавления на пласт, обусловленного
наличием в скважине жидкости для глушения или
бурового раствора, оставшегося после выполнения
операций бурения или КРС.
Данные работы выполняются при вызове притока в
нефтяных и газовых скважинах

74. Газлифтный способ освоения скважин

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- источник инертного газа;
- компрессор для закачки азота;
- сливная емкость (если по каким-либо причинам нельзя
использовать трубопровод системы сбора продукции
скважины);
- ПАВ.

75. Газлифтный способ освоения скважин

Диаметр колтюбинговой трубы выбирают исходя из
того, чтобы гидравлическое сопротивление трубы и
кольцевого канала между ней и колонной лифтовых
труб соответствовало требуемому расходу технологической жидкости (или газа), обеспечивающей удаление
жидкости глушения.
При этом необходимо учитывать дополнительные
давление, обусловленное гидравлическим
сопротивлением кольцевого канала, воздействующего
на продуктивный пласт, поскольку при проведении
процесса увеличивается опасность поглощения
продуктивным пластом технологической жидкости или
газа.

76. Газлифтный способ освоения скважин

Описание технологии
Операция предусматривает спуск в полость НКТ
колтюбинговой трубы, по которой в скважину подается
газ, аэрирующий жидкость. За счет уменьшения
плотности жидкости обеспечивается ее подъем и
удаление из скважины. В результате снижения
гидростатического давления газ (нефть) из
продуктивного пласта поступает в скважину. Подъем
смеси осуществляется по кольцевому пространству
между колтюбинговой трубой и НКТ.

77. Газлифтный способ освоения скважин

Закачку газа начинают сразу или при
погружении колтюбинговой трубы не
более чем на 100-200 м при ее спуске
и не прекращают в течение всего
процесса вызова притока. Газ подают
с постепенным увеличением подачи
до 14-20 м3/мин. При этом давление
закачки газа постоянно контролируют
и при погружении трубы в жидкость.
Сначала начинает аэрироваться
жидкость, находящаяся в колонне
лифтовых труб.

78. Газлифтный способ освоения скважин

Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее
глушение, то, как правило, это соленая техническая вода
или, в худшем случае, глинистый раствор. За счет
снижения гидростатического давления на продуктивный
пласт начинается приток жидкости (газа), который
совместно с газом, закачиваемым через колтюбинговую
трубу, интенсифицирует процесс удаления из скважины
имевшейся там жидкости. Для улучшения вспенивания
жидкости и повышения эффективности процесса в
скважину может добавляться ПАВ.

79. Газлифтный способ освоения скважин

После спуска колтюбинга до уровня нижних перфорационных отверстий в течение необходимого промежутка
времени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс
необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне
лифтовых труб будет подниматься пластовая жидкость.
Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем трубы.
При этом необходимо контролировать состав жидкости,
поступающей из скважины, и дебит последней. После
подъема колтюбинговой трубы до глубины 100-200 м,
если процесс фонтанирования продолжается, подача
газа может быть прекращена.

80. Освоение скважин большого диаметра

Применение
Применяется для освоения скважин большого диаметра в
условиях АНПД. Позволяет плавно без создания репрессии на пласт вызвать приток газа из скважины за счет
поинтервальной замены технологической жидкости на
двухфазную пену.
Данная технология может использоваться на ПХГ, так
как соответствует одному из требований при строительстве и ремонте скважин на ПХГ – сохранению коллекторских свойств пласта, как при вскрытии продуктивных
отложений, так и при вызове притока газа.

81. Освоение скважин большого диаметра

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- насосный агрегат;
- емкость для ПОЖ;
- азотная установка;
- ПОЖ.

82. Освоение скважин большого диаметра

Описание технологии
Первоначально колтюбинговая труба, оборудованная
насадкой, спускается на 50 м ниже уровня НПОЖ в
скважине.
При открытом на факельную линию трубном пространствах в колтюбинг закачивается двухфазная пена со
степенью аэрации а=50-75. Пена с необходимой
степенью аэрации производится в газожидкостном
эжекторе. ПОЖ подается в эжектор насосным агрегатом.
Производительность насосного агрегата, азотной
установки – 9 м3/мин.

83. Освоение скважин большого диаметра

Пена, выходя из насадки колтюбинга,
попадает в зону пониженного давления (около 0.5 МПа при давлении на
выходе примерно 6-9 МПа), аэрирует
скважинную жидкость и создает в
НКТ газожидкостную быстро расширяющуюся за счет энергии сжатого
газа пачку, выталкивающую жидкость
выше насадки колтюбинговой трубы
из скважины.
После первого этапа колтюбинг опускают ниже по стволу на 50-100 м,
после чего операция повторяется.

84. Освоение скважин большого диаметра

В результате поэтапного извлечения жидкости из скважины давление ее столба, плавно понижаясь, становится
ниже пластового, газ начинает поступать из пласта в эксплуатационную колонну, и дальнейшее освоение скважины происходит за счет энергии пласта. Часть жидкости после освоения остается в затрубном пространстве в
аэрированном виде. Ее удаление осуществляют путем
кратко временной отработки скважины через затрубное
пространство.

85. Освоение скважин большого диаметра

Преимущества
- не создается избыточного давления на пласт и в него не
проникают кольматирующие агенты, ухудшающие ФЕС
коллектора;
- сокращаются затраты времени на освоение и отработку
скважины;
- зумпф скважины от жидкости и песчаных пробок как в
процессе освоения, так и во время отработки, полностью
освобождается без дополнительных затрат;
- проведение интенсификации без глушения скважины.

86. Кислотная обработка ПЗП

Применение
Применяется для воздействия кислотой на карбонатные
породы, слагающие продуктивный пласт, с целью
увеличения его проницаемости.
Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- установка для кислотной обработки скважин, имеющая
специализированный насос;
- емкость для запаса кислоты;
- кислота.

87. Кислотная обработка ПЗП

Описание технологии
В процессе выполнения данной операции колтюбинг,
при обеспечении непрерывной циркуляции воды,
спускают на глубину перфорации. Затем в скважину
через нее закачивают расчетный объем кислоты, после
чего ее продавливают в пласт. При закачке и продавке
кислоты выкидная задвижка на арматуре колонны
лифтовых труб должна быть закрыта. Это обеспечивает
проникновение реагента через перфорационные отверстия в пласт.

88. Кислотная обработка ПЗП

Процесс закачки и продавки выполняют при максимально возможной
подаче жидкости. При осуществлении этих процессов необходимо
следить за тем, чтобы давление в
зоне перфорационных отверстий не
превышало давления, при котором
происходит разрыв пласта. После
выдерживания скважины под
давлением в течение заданного
периода времени реакции кислоты с
породой продуктивного пласта
выкидную задвижку открывают.

89. Кислотная обработка ПЗП

После чего колтюбинговую трубу приподнимают и
начинают операцию по вызову притока.
Практика использования колтюбингового оборудования
показывает, что расход реагентов при обработке
скважины в этом случае сокращается по сравнению с
традиционными технологиями на 25-30 %, кроме того
сокращается время обработки скважины.

90. Селективное воздействие на пласт

Применение
Объектом селективного воздействия на пласт являются
либо интервал перфорационных отверстий, расположенных на определенном уровне, либо зона негерметичности
эксплуатационной колонны, через отверстия которой в
скважину поступает флюид. Технология используется,
когда требуется обработать точно заданный интервал,
например, при закачке цемента, поинтервальной кислотной обработке либо в других случаях.

91. Селективное воздействие на пласт

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- емкости для промывочной и отработанной жидкости;
- компоновка сдвоенного пакера;
- локатор;
- промывочная жидкость.
Особенностью конструкции применяемого оборудования
– сдвоенный пакер, расстояние между пакерами которого
выбирают в соответствии с длиной интервала обработки.

92. Селективное воздействие на пласт

Описание технологии
При проведении этих работ на колтюбинговой трубе
спускают сдвоенный пакер и выше него на точно
определенной высоте локатор. После спуска пакера ниже
расчетного уровня, колтюбинговую трубу приподнимают до тех пор, пока локатор не зафиксирует заданное
положение пакера относительно обрабатываемого
интервала.

93. Селективное воздействие на пласт

Затем пакер приводится в рабочее
положение, при котором наружные
поверхности камер плотно прижимаются к стенкам эксплуатационной
колонны, в результате чего обрабатываемый интервал отделяется от
полости скважины.
На следующем этапе работ открываются отверстия, через которые
полость колтюбинговой трубы
сообщается с пространством между
пакерами.

94. Селективное воздействие на пласт

В него закачивается необходимая технологическая
жидкость, а при необходимости – продавочная. После
выдержки скважины в течение определенного времени
давление уменьшается, пакер переводится в транспортное положение и извлекается из скважины на дневную
поверхность.

95. Освоение скважин после ГРП

Применение
Основными требованиями к технологии освоения скважин после ГРП являются:
- Проведение работ по промывке забоя и получению
притока пластовых флюидов в минимальные сроки для
сокращения времени простоя скважины;
- Быстрое удаление технологических жидкостей и
сохранение максимальной проницаемости трещины,
созданной при ГРП;
- Максимальное удаление незакрепленного проппанта
для понижения уровня выноса мехпримесей до
значения, близкого к фоновому по месторождению;

96. Освоение скважин после ГРП

- Выполнение работ в стволе скважины на пониженном
гидродинамическом давлении без потерь технологической жидкости в пласт во избежание снижения его коллекторских свойств.
Оборудование и материалы
- колтюбинговая труба;
- насосная установка;
- емкости для ПОЖ;
- промывочные жидкости;
- источник азота.

97. Освоение скважин после ГРП

Описание технологии
Операция по очистке и азотному газлифту обычно
производится за один спуско-подъем рабочей колонны
ГНКТ и состоит из трех стадий:
1) Промывка ствола скважины после ГРП
Проводится для очистки зумпфа максимально глубже
нижних перфорационных отверстий.
Благодаря использованию двухфазных и пенных технологических жидкостей обеспечивается промывка забоя
без потери циркуляции в скважинах, где пластовое давление составляет от 0.3 до1.0 от гидростатического.

98. Освоение скважин после ГРП

При этом достигается хороший вынос твердых частиц
на поверхность при прямой циркуляции на относительно малых скоростях закачки даже в обсадных колоннах
диаметрами 146, 168, 178 и 194 мм и стволах с большим
отклонением от вертикали.
2) Газлифт через рабочую колонну ГНКТ
Проводится до получения стабильного притока чистого
пластового флюида и снижения концентрации твердых
частиц. Уровень депрессии на пласт может достигать от
60 до 140 атм., позволяя тем самым добиться очистки
ПЗП и заколонного пространства от незакрепленных
твердых частиц.

99. Освоение скважин после ГРП

100. Освоение скважин после ГРП

Эта операция позволяет исключить необходимость
спуска насоса для подъема жидкости, имеющейся в
скважине. Длительность газлифтной стадии может
составлять 12 часов и более. В качестве газа может
быть использован азот или газ из трубопровода.
3) Финальная промывка ствола скважины
Промывка проводится до искусственного забоя перед
спуском насосного оборудования с целью удаления
вынесенных из ПЗП и заколонного пространства
твердых частиц.
Средняя продолжительность работ с применением
колтюбинговой установки составляет от 2 до 5 суток,
включая длительный азотный газлифт (до 16 ч) и ПЗР.

101. Колтюбинговые волновые технологии

Применение
Многообразие колтюбинговых технологий включает
использование гидродинамических генераторов, создающих низкочастотные колебания достаточно высокой
амплитуды при сравнительно малом расходе прокачиваемой через них жидкости. Эти технологии, называемые
колтюбинговыми волновыми технологиями, применяются для очистки забоя и НКТ от отложений, свабирования, для обработки ПЗП, обработки ГС и БС, а также
для ограничения водопоглощений и выравнивания профилей приемистости.

102. Колтюбинговые волновые технологии

Оборудование и материалы
Для осуществления виброволнового
воздействия применяются гидродинамические генераторы колебаний с
оригинальным принципом работы.
При относительно малых диаметре
и массе они обладают высоким гидравлико-акустическим КПД и способны генерировать низкочастотные
колебания достаточно высокой амплитуды при сравнительно малом
расходе прокачиваемой через них
жидкости.

103. Колтюбинговые волновые технологии

Их параметры настраиваются на рациональный частотноамплитудный диапазон функционирования в соответствии с конкретными геолого-техническими характеристиками скважин.
Конструктивно генераторы выполнены в виде насадок,
крепящихся к колтюбинговой трубе с помощью переходников, завальцованных на конце трубы.

104. Колтюбинговые волновые технологии

Характерные особенности и преимущества
- существенное снижение материально-временных затрат
при проведении работ;
- повышение эффективности промывок НКТ и забоя
скважин;
- возможность непрерывной поинтервальной обработки
ПЗП;
- повышение охвата пласта воздействием как по толщине, так и по простиранию.
При волновом воздействии проявляется комплекс эффектов и явлений:

105. Колтюбинговые волновые технологии

- тиксотропное разжижение глин, ослабление и разрушение взаимных связей между частицами кольматирующих материалов и скелетом пласта;
- инициирование и интенсификация переноса кольматирующих частиц потоком жидкости по порам;
- уменьшение влияния фаз – воды, нефти и/или газа;
- последовательная деструкция зоны кольматации;
- инициирование и интенсификация процессов тепломассопереноса, а также фильтрации флюидов;
- вынос кольматанта из пласта на поверхность;
- появление новых каналов фильтрации и др.

106. Промывка НКТ и забоя скважин

Применение
Применяется в скважинах, в которых имеются неплотные и твердые отложения (АСПО, песок, ил, соль и пр.)
Оборудование и материалы
- Колтюбинговая установка;
- Гидродинамические генераторы колебаний;
- Специальные наконечники генератора для улучшения
очистки;
- Растворители АСПО, растворы ПАВ, кислоты, щелочи.

107. Промывка НКТ и забоя скважин

Описание технологии
Промывка НКТ осуществляется рабочей жидкостью на нефтяной основе
для добывающих или водой для нагнетательных скважин с добавлением
химреагентов через генератор колебаний. Скорость промывки зависит
как от диаметра НКТ и расхода жидкости, так и от природы отложений.
Повышение скорости и эффективности очистки происходит за счет пульсирующего истечения и закрутки потока жидкости.

108. Гидровибросвабирование

Применение
Технология используется в нагнетательных или фонтанных добывающих скважинах с ненулевой приемистостью (продуктивностью), снизившейся в результате
кольматации ПЗП в процессе эксплуатации, глушения
или ремонтных работ.
Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- гидродинамические генераторы колебаний.

109. Гидровибросвабирование

Описание технологии
Поинтервальное воздействие упругими колебаниями в
сочетании с промывкой скважины. Циклическое повышение забойного давления выше пластового для создания репрессии, продолжительность которой достаточна
для накопления высокого потенциального запаса упругой энергии сжатия жидкости и породы в наиболее кольматированной области ПЗП вблизи скважин, с последующим созданием локальной депрессии на пласт одновременно с воздействием упругими колебаниями на ПЗП.
Сочетание циклов репрессионно-депрессионно-волнового
воздействия с закачкой химреагентов.

110. Обработка горизонтальных скважин

Применение
Применяется в горизонтальных скважинах или боковых
стволах с ненулевой продуктивностью.
Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка;
- гидродинамические генераторы колебаний;
- емкости для ПОЖ;
- промывочные жидкости (кислота, водонефтяная
эмульсия)

111. Обработка горизонтальных скважин

112. Обработка горизонтальных скважин

Описание технологии
Циркуляция через генератор смеси рабочей жидкости с
азотом и заполнение ствола скважины пенной системой.
Очистка ствола скважины и ПЗП в поле упругих колебаний и вынос кольматанта из скважины при использовании высоких флотационных и вязко-упругих свойств
получаемых пен.
Последовательная закачка в пласты порций химреагентов через генератор с последующим извлечением продуктов реакции.

113. Водоизоляция притока и зон поглощения

Применение
Данная технология применяется в нагнетательных скважинах, вскрывающих слоисто-неоднородные пласты, в
которых происходит поглощение воды в высокопроницаемых пропластках, а также в добывающих скважинах,
в которых наблюдается поступление воды из обводненного пропластка слоисто-неоднородного пласта или
прорыв подошвенных вод.
Оборудование и материалы
- Колтюбинговая установка;
- Гидродинамические генераторы колебаний.

114. Водоизоляция притока и зон поглощения

Описание технологии
Очистка подлежащих тампонированию
интервалов пласта от кольматантов и
подготовка поверхности пор коллектора при воздействии упругими колебаниями для прочного сцепления с изолирующим материалом. Закачка тампонирующей композиции непосредственно
через генератор колебаний, установленный в скважине напротив подлежащего изоляции интервала, при этом
создание изолирующего экрана может
выполняться в виде нескольких
оторочек.

115. Водоизоляция притока и зон поглощения

Характерные особенности и преимущества
- увеличение охвата пласта изоляционными составами;
- повышение селективности внедрения состава при
снижении давления нагнетания;
- повышение удерживающей способности изолирующего
экрана;
- возможность экономии компонентов изоляционных
составов.

116. Гидроразрыв пласта

Применение
Для интенсификации притока флюида к забою скважины,
вскрывающей низкопроницаемые коллекторы, необходимо создать в их ПЗП систему трещин. Для раскрытия естественных микротрещин и создания новых в материале
ПЗП следует создать давление, которое превысило бы
прочность слагающего его материала. Это достигается за
счет закачки технологической жидкости в продуктивный
пласт с расходом, величина которого превышает расход
жидкости , поглощаемой пластом. После фиксации образовавшихся трещин путем нагнетания в них песка гидравлическое сопротивление ПЗП существенно снижается и
дебит скважины увеличивается.

117. Гидроразрыв пласта

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка, оснащенная трубой с достаточно большим поперечным сечением, обеспечивающим
закачку технологических жидкостей с необходимым расходом (обычно не менее 60.3 мм);
- забойная компоновка, включающая пакеры для изоляции зоны перфорации от полости скважины;
- устьевое оборудование, состоящее из превентора и
шлюза для спуска в скважину забойной компоновки (в
ряде случаев шлюз заменяется системой из двух универсальных превенторов и промежуточной камеры);

118. Гидроразрыв пласта

- насосный агрегат (обычно используется несколько
агрегатов, работающих параллельно, а также резервный агрегат);
- манифольд;
- пескосмесительные агрегаты;
- емкости для технологических жидкостей (жидкость
разрыва, жидкость-песконоситель, продавочная жидкость);
- станция управления процессом;
- материалы для проведения ГРП (песок, технологические жидкости).

119. Гидроразрыв пласта

Описание технологии
Основные принципы выполнения ГРП с использованием
колтюбинговых установок соответствуют существующим, разработанным для выполнения этих работ по
классической технологии – с помощью агрегатов КРС.
Отличия обусловленные преимуществами колтюбинга
следующие:
- проведение процесса может быть выполнено при
спуске оборудования в колонну лифтовых труб, что
позволяет начать эксплуатацию скважины после выполнения ГРП;

120. Гидроразрыв пласта

- сокращается время выполнения работ, поскольку отпадает
необходимость извлечения колонны лифтовых труб, находящихся в скважине, и спуска колонны НКТ с пакером для выполнения процесса;
- исключается операция глушения скважины для извлечения
технологического оборудования и сопровождающая ее операция по вызову притока.

121. Гидроразрыв пласта

Технология выполнения ГРП с использованием колтюбинга подразумевает:
- монтаж на устье скважины ПВО;
- разворачивание комплекса оборудования для закачивания технологической жидкости;
- спуск в скважину колтюбинговой трубы с забойной
компоновкой и перевод в рабочее состояние;
- приготовление технологических жидкостей к закачке
в скважину;
- закачку расчетного объема жидкости разрыва пласта;
- закачку расчетного объема жидкости-песконосителя;
- закачку продавочной жидкости;

122. Гидроразрыв пласта

- промывку скважины от песка, оставшегося в полости
скважины;
- извлечение колтюбинговой трубы;
- гидродинамическое исследование скважины для определения эффективности выполненного ГРП.

123. Ловильные работы

Применение
Применение колтюбинговой трубы при ловильных работах имеет ряд преимуществ:
- работа при пониженном гидростатическом давлении в
стволе скважины;
- ускорение спуска инструментов по сравнению с применением традиционных технологий выполнения СПО;
- более быстрое развертывание и свертывание по сравнению с традиционными установками;
- сокращение расхода трубы, потребляемых материалов
и трудовых ресурсов.

124. Ловильные работы

Ловильные работы с использованием колтюбинговой
установки имеют много общих технологических принципов с аналогичными работами с применением канатной техники.
Среди преимуществ применения колтюбинговой трубы
по сравнению с канатными операциями следует отметить:
- возможность циркуляции технологической жидкости в
скважине;
- возможность вращения ловильного инструмента с помощью забойного двигателя;
- возможность выполнения работ в наклонных и горизонтальных скважинах.

125. Ловильные работы

Материалы и оборудование
Разнообразие условий выполнения ловильных работ предопределяет и соответствующие им компоновки инструментов, спускаемых на колтюбинговой трубе. В то же
время можно говорить и о типовой компоновке, которая
включает в себя следующие элементы (сверху-вниз): соединитель колтюбинговой трубы с инструментом, обратный клапан, гидравлический разъединитель, циркуляционный клапан, забойный двигатель или ясс, ловильный
или породоразрушающий инструмент (овершоты, труболовки, ерши, ловушки, фрезы, расширители, резаки, долота, скребки, оправки), дополнительное оборудование
(ускоритель ясса, утяжелитель, центратор, кривой
переводник, якорь).

126. Ловильные работы

Описание технологии
При проведении ловильных работ сначала тщательно
контролируют состояние всех элементов компоновки и
герметичность соединений. Такие устройства, как гидравлически освобождающиеся овершоты и двигатели,
должны быть испытаны с целью получения фактических
значений давлений и расходов, при которых они срабатывают. В процессе проведения работ необходимо следить за состоянием участков колтюбинга, которые многократно деформируются при прохождении направляющей и намотке на барабан.

127. Ловильные работы

Эффект от применения колтюбинговой
трубы при выполнении ловильных работ заключается, прежде всего, в развитии большего тягового усилия, чем
инструментом, спускаемым с помощью
канатной техники. Кроме того, облегчает осуществление ловильных операций возможность обеспечения циркуляции рабочей жидкости.
К недостаткам технологии относят невозможность вращения колонны, а также не всегда достаточные развиваемые
усилия по сравнению с традиционными
конструкциями.

128. Каротажные работы

Применение
Проведение каротажных исследований, сопровождающихся спуском
различных приборов не только в
искривленные, но и горизонтальные
скважины.

129. Каротажные работы

Оборудование и материалы
- колтюбинговая установка (геофизический кабель находится внутри трубы, а барабан снабжают токосъемником);
- переходный узел с циркуляционными отверстиями,
срабатывающий при определенной величине давления,
шлипсы для удержания кабеля и специальный разъем
для присоединения кабеля к инструменту;
- дублирующий электронный счетчик (помимо механического).

130. Каротажные работы

Наземное оборудование должно быть соответствующим
образом приспособлено для ведения каротажных работ.
Так, барабан для намотки колтюбинговой трубы нужно
снабжать токосъемником, позволяющим передавать
электрические сигналы от кабеля, вращающегося вместе с барабаном, к электронному оборудованию, расположенному в лаборатории.
Преимущества применения колтюбинга
- меньшие затраты времени на СПО инструмента, чем
при использовании кабеля;

131. Каротажные работы

- больший диапазон скоростей перемещения приборов и
инструмента во время исследований;
- проникновение в любые участки горизонтальных
скважин;
- повышение качества выполнения исследовательских
работ;
- возможность совмещения вызова притока и других
операций, связанных с воздействием на пласт, с каротажными исследованиями;
- обеспечение возможности работы в необсаженных
скважинах.

132. Бурение БС и ГС

Применение
Бурение БС с наклонным и горизонтальным профилем
выполняется в уже имеющейся вертикальной скважине
через предварительно прорезанное окно в эксплуатационной колонне.
После прорезки бокового окна (или нескольких окон)
бурильная труба извлекается и в скважину спускается
колонна лифтовых труб. Эта колонна по окончании
бурения используется для эксплуатации скважины.
В процессе бурения колтюбинговая труба спускается
через лифтовую колонну. Совместимость бурового
раствора с пластовой жидкостью и бурение на депрессии исключает кольматацию пор продуктивного пласта,
что позволяет исследовать скважину на приток.

133. Бурение БС и ГС

После бурения отвода заданной длины в скважину опускается перфорированная эксплуатационная колонна.
Ограниченная гидравлическим сопротивлением колтюбинга и ее прочностью максимальная подача бурового
раствора может привести к снижению эффективности
выноса частиц выбуренной породы восходящим потоком жидкости. Особенно при бурении горизонтальных
участков скважины. Для преодоления этого применяются различные добавки в буровой раствор или использование пен.
По окончании процесса бурения начинается эксплуатация скважины без проведения каких-либо мероприятий
по вызову притока.

134. Бурение БС и ГС

Оборудование и материалы
- колтюбинговая буровая установка;
- ПВО;
- регулируемый штуцер с манифольдом;
- система приготовления и очистки бурового раствора;
- комплект забойного оборудования, включающий
систему ориентации, управляемый отклонитель, скважинные расходомеры жидкости, измерители усилия на
долоте и т.п.;
- азотный агрегат (или генератор нейтрального газа);

135. Бурение БС и ГС

- насосная установка;
- силовой привод;
- система управления оборудованием и контроля процесса бурения;
- буровой раствор;
- ингибитор коррозии (необходимо добавить в буровой
раствор при наличии сероводорода);
- пенные жидкостные системы (альтернативно азоту).

136. Бурение БС и ГС

Описание технологии
Для бурения новых, преимущественно вертикальных,
скважин используются колтюбинговые установки. Для
увеличения нагрузки на долото и обеспечения устойчивости колтюбинга, она снабжается тяжелым низом из
утяжеленных бурильных труб. Аналогичный прием
используется при бурении с использованием традиционных буровых установок, однако замена основной части
колонны бурильных труб на колтюбинг позволяет:
- исключить все операции, связанные с наращиванием
колонны;
- вести бурение в режиме депрессии.

137.

138. Бурение БС и ГС

В результате становится возможным:
- увеличить скорость проводки скважины;
- сократить время развертывания и свертывания комплекса для бурения;
- сократить трудоемкость буровых работ и численность
персонала;
- повысить безопасность ведения работ;
- улучшить экологичность процесса бурения;
- сократить площадь поверхности, занимаемой буровой
установкой;
- сократить общее время обустройства скважины и
ускорить ее введение в эксплуатацию.

139. Эксплуатация скважин

Применение
Колтюбинговая труба используется при эксплуатации
скважин в тех случаях, когда необходимо увеличить
скорость восходящего потока пластовой жидкости и
газа. Подобные задачи возникают при уменьшении
пластового давления и соответственного снижения
дебита газовых скважин, приводящего к образованию
жидкостных или песочных пробок на забое газовой
скважины. При эксплуатации фонтанирующих нефтяных скважин с достаточным газовым фактором переход
на колонну лифтовых труб меньшего диаметра (33; 38
мм) вместо 60.3 и 73 мм обеспечивает возникновение
газлифта и переход в режим фонтанирования.

140. Эксплуатация скважин

В ряде случаев бывает целесообразным спуск колтюбинга в колонну лифтовых труб для продолжения
эксплуатации скважины фонтанным способом в случае
возникновения негерметичности последней. Это
позволяет продлить срок фонтанной эксплуатации и
избежать глушения скважины, необходимого для
извлечения колонны НКТ.
Для эксплуатации скважин разработана колтюбинговая
труба с условным диаметром 114 мм, наружная поверхность которой снабжена слоем изоляции из пластического материала.

141. Эксплуатация скважин

Известно использование струйных
насосов и ЭЦН, спускаемых на ГНКТ.
Описание технологии
Используются две технологии применения колтюбинговой трубы для эксплуатации скважины – с соединением
конца трубы с ниппелем, установленным на колонне НКТ, заранее спущенной в скважину, или пакере, ранее установленном в скважине и спуск с
пакером.

142. Эксплуатация скважин

Наиболее предпочтительным является первый вариант,
который исключает установку пакера посредством колтюбинга. Также предусматривается оснащение нижнего
конца посадочным ниппелем, который должен взаимодействовать с ответной деталью, установленной на пакере, предварительно размещенном в скважине.
Спуск пакера на колтюбинге требует выполнения набора
операций, совершаемых при традиционных технологиях
установки пакера на колонне НКТ. Обязательным условием при этом является использование разъединителя,
который срабатывал бы без вращения трубы с поверхности. Это же относится и к технологии установки и
съема пакера.

143. Наземные трубопроводы

Применение
Колтюбинговая труба используется в качестве выкидных
линий скважин, трубопроводов для воды и т.п.
Для трубопроводов большого диаметра из-за сложности
транспортировки крупногабаритного барабана используется метод изготовления колтюбинговой трубы путем
сварки ее из мерных труб длиной по 10-12 м с последующей намоткой на крупногабаритный барабан. По причине больших габаритов такие барабаны транспортируются
водным транспортом, а трубопроводы прокладываются с
судов.

144. Наземные трубопроводы

Для прокладки трубопроводов используется несколько
видов морских судов.
Для мелководных участков используются баржи, оборудованные барабанами с вертикальной осью вращения.
Укладку трубопроводов диаметром 102-152 мм производят, используя транспортные суда, предназначенные
для доставки труб и технологических жтдкостей к буровым платформам.
Для укладки трубопроводов диаметром 152-406 мм –
более крупные суда типа «Apache».

145. Наземные трубопроводы

Описание технологии
Процесс колтюбинговой прокладки трубопроводов среднего диаметра из смотанной трубы, изготовленной методом последовательной сварки труб мерной длины, включает следующий этапы:
- технологический процесс сборки и сварки секций, и
смотки колтюбинга на промежуточный барабан;
- перемотка колтюбинга на барабан судна;
- укладка трубопровода до изобаты «0 м»;
- укладка трубопровода с движущегося морского укладчика.

146. Наземные трубопроводы

Преимущества колтюбингового трубопровода по сравнению с обычным способом укладки:
- высокое качество выполнения сварочных работ и большая производительность;
- более высокая скорость выполнения работ;
- сокращение затрат.
В арктических морях высокая скорость прокладки позволяет более эффективно использовать короткий летний
безледовый период.

147. Колтюбинг при скважинной добыче твердых полезных ископаемых

Примерно 60% твердых полезных ископаемых во всем
мире залегает в жидкостно-проницаемых горных породах, и уже сейчас остро стоит проблема отработки таких
рудных тел.
Особый интерес сегодня представляют возможности
повышения эффективности скважинных методов добычи
полезных ископаемых и, в частности, физико-химической
геотехнологии (ФХГТ) на основе использования колтюбинговых установок.
ФХГТ – наука, изучающая условия, средства и способы
разработки полезных ископаемых путем перевода их на
месте залегания в подвижное состояние.

148. Колтюбинг при скважинной добыче твердых полезных ископаемых

Это достигается посредством осуществления в недрах
тепловых, массообменных, химических и гидродинамических процессов, что позволяет производить добычу
полезного ископаемого из недр через специальные горные выработки скважины. Она дает возможность соединить в недрах операции по добыче полезных ископаемых
с их пределом – превращением в продуктсодержащий
рабочий агент, удобный для подъема на поверхность.
Колтюбинговые установки могут быть эффективно применены практически при всех способах вскрытия месторождений и особенно при бурении наклонных скважин,
которые наиболее выгодны при отработке маломощных
залежей, позволяя отработать большие запасы.

149. Колтюбинг при скважинной добыче твердых полезных ископаемых

Кроме того с помощью колтюбинга можно выполнять
ряд важнейших технологических операций при проведении горных работ:
- управлять горным давлением путем разгрузки горного
массива от предельных напряжений с помощью различно
ориентированных стволов скважин, пробуренных с поверхности или из подземных выработок;
- разгружать горный массив от водогазовых скоплений с
организацией при необходимости их добычи;
- производить разупрочнение горных пород продуктивных пластов в комплексе с физико-химическими методами;

150. Колтюбинг при скважинной добыче твердых полезных ископаемых

- формировать в продуктивных пластах фильтрационные каналы и в сочетании с волновым воздействием
наведенную и дополнительную проницаемость;
- производить сбойку скважин при организации работ
по подземной газификации, подземному растворению и
выщелачиванию;
- управлять технологическим процессом при скважинной гидродобыче, в частности, управлять работой гидромониторной струи на забое, регулировать и поддерживать заданное расстояние насадки гидромонитора до
забоя в процессе отработки очистных камер, менять
направление действия струи, отрабатывать пласты на
больших расстояниях (до 2 км) от скважины.

151. Колтюбинг при скважинной добыче твердых полезных ископаемых

Колтюбинговые технологии позволяют резко повысить
уровень безопасности для работающих в горных выработках за счет эффективного управления горным давлением и предотвращения выбросов в выработку пластовых вод и взрывоопасных объемов природного газа.

152. Выводы

студенты ознакомлены с наиболее применяемыми технологиями колтюбинга в области
нефтегазовой отрасли;
ознакомлены с оборудованием и материалами,
которые применяются в той или иной технологии, а также непосредственно с описаниями
колтюбинговых технологий бурения, ремонта и
эксплуатации скважин