Перспективы применения гибких насосно-компрессорных труб в России

27.09.2018
Источник: Журнал «PROнефть»
Prospects for coiled tubing development in Russia

УДК 622.276.5.05 

С.М. Симаков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Электронный адрес: Simakov.SM@gazpromneft-ntc.ru

Ключевые слова: нестандартное оборудование, гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ), колтюбинговые установки, актуальные задачи сегодняшнего дня, решение задач на перспективу 
 
S.M. Simakov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

At present time, coiled tubing units perform almost all types of intervention operations. These units are fully automated, and in fact are pilot models of future drilling and workover rigs. Unfortunately, reserves structure, depth and accessibility are becoming more complex each year so that standard operations no longer address challenges we face today. Drilling of more complex wells require development and application of non-standard equipment. This includes multistage fracturing completion systems and CT as the main tool that meets modern requirements. Nowdays, there is a clear tendency for the increase in CT length and diameter. CT wall thickness has also been changed. Service companies start to apply tapered CT strings optimized for certain well conditions. Equipment, which is discussed in the article has not yet been used in the fields of Gazprom Neft. Therefore, it is very important to approach the problem of the correct selection of all key aspects both from a technical and technological point of view in advance.

Keywords: non standard coil equipment, coiled tubing unit, today's challenges, perspectives of the challenges solution

DOI: 10.24887/2587-7399-2018-3-63-67

Введение

Гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) или колтюбинг (Coiled Tubing – колонна гибких труб) были изобретены во время Второй мировой войны для прокладки бензопровода под водой (проект PLUTO), но широкое применение получили только в конце 80-х годов ХХ века. Промывка скважин, освоение азотом, растепление гидрато-парафиновых пробок и многие операции, проводимые с использованием ГНКТ, перешли в разряд стандартных. Колтюбинговые установки в настоящее время позволяют выполнять практически все виды работ в ходе капитального ремонта скважин (КРС), при этом они полностью автоматизированы и, по сути, являются прототипами буровых установок и КРС-станков будущего. Западная Сибирь, являясь основной российской нефтегазоносной провинцией, может по праву считаться главным полигоном, где испытываются и внедряются новые технологии, и где на сегодняшний день сконцентрировано максимальное число установок ГНКТ в России. В этом регионе нашли применение такие технологии с использованием ГНКТ, как геофизические исследования скважин, гидропескоструйная перфорация, фрезерование портов многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), активация портов МГРП специализированными компоновками низа колонны и др.

С каждым годом увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, что обусловлено усложнением их структуры, глубиной залегания, доступностью, и рядовые скважинные операции уже не решают тех задач, которые стоят сегодня перед нефтедобытчиками. Строительство более сложных скважин требует разработки и применения нестандартного оборудования. Это касается систем заканчивания скважин с МГРП, ГНКТ как основного инструмента, отвечающего современным требованиям.

В ПАО «Газпром нефть» с 2010 по 2015 г. применялись ГНКТ длиной 4000 м, в 2016 г. – 4500 м, в 2017 г. – 5000 м, в настоящее время наблюдается тенденция увеличения ихдлины и диаметра. Вместе с длиной изменилась и толщина стенки применяемых труб, стали использоваться разностенные оптимизированные под конкретные скважинные условия (темпированные) ГНКТ.

Изменение длины и диаметра труб вызвало ряд изменений технических особенностей оборудования, таких как тяговое усилие инжектора силовой установки, диаметр узла намотки и его габаритные размеры.

Применение ГНКТ для решения актуальных задач

Использование ГНКТ позволяет решать технологические задачи, которые до сегодняшнего дня считались трудновыполнимыми. Еще несколько лет назад длина горизонтального участка скважины составляла 500–700 м, в настоящее время – 2000–3000 м, измеренная глубина (MD) – 6100–6500 м и более. Отдельно следует отметить проблемы, возникающие в связи с освоением территорий, находящихся за Полярным кругом. Здесь ключевыми факторами являются низкие температуры и ограничения гидравлических характеристик установок ГНКТ большинства производителей. При температуре –35 °С существующее оборудование не отвечает предъявляемым требованиям как с технической, так и с технологической точек зрения. В подобных условиях находят применение установки ГНКТ повышенной грузоподъемности (рис. 1).


Рис. 1. Общий вид центра управления установкой ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 3/8″

Установка ГНКТ с емкостью узла намотки 6500 м и диаметром гибкой трубы 2 3/8″ (60,3 мм) может использоваться:
– для управления равнопроходными муфтами МГРП на горизонтальных интервалах длиной 2000 м и более, где требуется приложить дополнительную нагрузку более 10 кН;
– при управляемом бурении, когда в телесистему входит электрический ориентирующий прибор повышенной мощности, способный на забое разворачивать винтовой забойный двигатель (ВЗД) вокруг своей оси, при этом за счет угла перекоса профиль коридора проводки скважины может составлять 1 м;
– на скважине сложной конструкции, где необходимо использование технологии темпирования.

Очевидно, что работа с трубами диаметром 60 мм на глубине более 6000 м невозможна без силовой установки с гарантированным запасом прочности по грузоподъемности инжекторной головки. Существуют западные компании, выпускающие инжекторные головки с электроприводом, что позволяет:
– повысить грузоподъемность установки;
– исключить зависимость от температурных условий;
– кратно увеличить скорость спускоподъемных операций (СПО);
– повысить управляемость.

Установка ГНКТ с длиной барабана 6500 м и диаметром 2 7/8″ (73,0 мм) (рис. 2) может использоваться для выполнения МГРП через гибкую трубу, что обеспечивает явное преимущество в скорости перехода между стадиями, в объеме прокачиваемой жидкости из-за отсутствия необходимости заполнения объема НКТ до начала ГРП и на стадии «продавки», т.е. в режиме Flush. Следует также отметить уникальную возможность проведения повторных МГРП через гибкую трубу в скважине с открытыми портами, когда жидкость ГРП точечно, так же как и в случае с выборочным открытием/закрытием портов, закачивается в определенный порт.

Рис. 2. Установка ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 7/8″: а – вид сбоку; б – вид сверху


Ограничением в данном случае может быть расстояние между портами МГРП, но для условий Западной Сибири, где расстояние варьируется от 50 до 100 м, это не критично. Можно предположить, что в случае с незацементированными портами при проведении каждой последующей стадии МГРП, возможны утечки жидкости гидроразрыва в ранее сформированные трещины. Следует отметить, что при подборе скважины-кандидата для проведения МГРП через гибкую трубу 2 7/8″ должны учитываться расход жидкости гидроразрыва и давление закачки.

Транспортировка узла намотки с длиной ГНКТ 6500 м в перечисленных случаях возможна на отдельно стоящем трале, однако существуют установки с нестандартным расположением барабана относительно оси трала. На рис. 3 показан барабан с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ (60,3 мм) длиной 9000 м.

При перечисленных преимуществах, рассмотренные установки ГНКТ имеют два недостатка – высокую стоимость и большую массу. Первый приводит к удорожанию проекта, второй требует получения разрешительной документации на провоз негабаритного груза. И здесь появляется возможность для сервисных компаний продумать поэтапное введение большеразмерных ГНКТ с тенденцией на уменьшение стоимости сервиса за счет предложения охвата большего числа скважин и сокращения транспортных расходов на доставку труб.


Рис. 3. Установка с нестандартно расположенным барабаном с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ длиной 9000 м

Часто задают вопрос, существует ли нормированное время на проведение той или иной технологической операции. Такого времени нет и быть не может, но есть скоростной режим спускоподъема гибкой трубы. В настоящее время скорость СПО с гибкой трубой независимо от ее диаметра на вертикальном участке составляет 15-20 м/мин, на горизонтальном – 5–10 м/мин. Поскольку с глубиной увеличивается время СПО, равное в среднем примерно 40 % общего производительного времени, увеличение глубины скважин должно быть нивелировано повышением скорости СПО как минимум в 2 раза. В Северной Америке скорости СПО уже давно превышают 50 м/мин. На рис. 4 приведен монитор записи рабочих параметров СПО, когда скорость первичного спуска составляет более 160 фут/мин (48,7 м/мин).

Рис. 4. Пример записи параметров СПО

Следует также обратить внимание на качество дорожного покрытия на отечественных месторождениях. Не секрет, что промысловые дороги в РФ по качеству покрытия уступают западным, что отражается в вездеходном исполнении техники, поступающей с заводов. На проходимость в условиях Западной Сибири, где используется вездеходная колесная база 6×6, влияет и сама длина несущей конструкции. Практика применения оборудования не только в рыхлых песках Западной Сибири, но и в условиях распутицы Оренбуржья показывает, что короткие установки имеют определенное преимущество перед их аналогами с прицепами.

Различие в выполнении технологических операций с ГНКТ и проведении ГРП обусловливает конструктивные особенности применяемых технических средств, но есть и схожие моменты, например, длительное пребывание персонала в компьютерном центре управления ГРП (Data Van) и установкой ГНКТ (Coil Unit). Здесь следует уделить внимание наличию потенциала для увеличения рабочего пространства в кабине оператора, поскольку при современных высокотехнологических операциях контроль их выполнения осуществляется не только непосредственно буровым оператором, но и другими специалистами на скважине. При этом необходимо сократить время оперативного совместного реагирования на ситуацию.

Задачи ставятся не только перед сервисными компаниями, обслуживающими ГНКТ, но и перед производителями оборудования. Решения необходимо находить на основании запросов от нефтедобывающих компаний, которые, в свою очередь, руководствуются поиском оптимальных технологий добычи углеводородного сырья при ухудшающейся структуре запасов.

Установка ГНКТ в перспективе видится многофункциональным комплексом, обеспечивающим выполнение технологических задач и корректировку процесса проведения работ в режиме реального времени. Решения могут быть разными, от рядовых до высокотехнологичных, так же как и система предупреждения отказов оборудования вследствие низкого давления в системе, изменения толщины стенки гибкой трубы или ее формы.

Заключение

Описанные в статье технологические решения могут быть реализованы в ПАО «Газпром нефть» не только в части проектного оборудования, но и в части технологии его использования. Разработанные методы и способы осуществления новых проектов с привлечением комплекса ГНКТ позволяют решать задачи на перспективу, определять алгоритм действий на ближайшее будущее. Приведенный технический обзор оборудования и технологий дает возможность уже сегодня минимизировать будущие риски и затраты на единицу добываемой продукции, а также заблаговременно детально подойти к системе контрактования потенциальных контрагентов, раскрыть технические критерии и провести отбор с учетом необходимого оснащения, логистики и временны ʹх параметров, что очень важно при передислокации нестандартного оборудования из других регионов и зарубежных стран.

Список литературы

1. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exibition 27-28 Mar 2018. The Woodlands Waterway Marriot Hotel & Convention Center. The Woodlands, Texas, USA
2. Hydraulic Fracture Placement Assessment in a Fiber Optic Compatible Coiled Tubing Activated Cemented Single Point Entry System / A. Gustavo [и др.] // SPE-189842-MS. – 2018.
3. Колтюбинг повышает эффективность мультистадийных гидроразрывов на Новопортовском месторождении / А.В. Белов [и др.] // SPE-187715-RU – 2017.

Reference

1. Proceedings of SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, The Woodlands, Texas, USA, 27-28 March of 2018.
2. Gustavo A. et al., Hydraulic fracture placement assessment in a fiber optic compatible coiled tubing activated cemented single point entry system, SPE 189842- MS, 2018.
3. Belov A.V., Coiled tubing boosts efficiency of multistage hydraulic fracturing technique in Novoportovskoe field (In Russ.), SPE 187715-RU, 2017.

Авторы статьи:  С.М. Симаков
Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)

Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку