Техника и технология проведения ПРС с применением гибких труб

Введение
Нефте- и газодобывающиекомпании постоянно развивают новые технологии в своем нескончаемом стремлении коптимизации скорости отбора нефти из скважин и общей добычи нефти и газа приодновременном сдерживании затрат и минимизации нежелательных воздействий наокружающую среду.
Некоторые из этих новыхтехнологий на самом деле вовсе не новы, а просто являются новыми областямиприменения или улучшениями уже существующих технологий.
Гибкие трубы – это однаиз тех технологий, известных на протяжении десятилетий и имевшая ограниченноеприменение до недавнего времени, когда интерес к ней резко возрос благодарясущественным техническим достижениям. Данная технология является одной из самыхдинамично развивающихся в мире. Но приоритет в области конструирования,изготовления и промышленной эксплуатации установок с колонной гибких трубпринадлежит фирмам США и Канады.
Существует достаточномного терминов, означающих технологию применения длинномерной колонны труб, неимеющих резьбовых соединений и наматываемых на барабан. Это и «гибкие трубы», и«непрерывные трубы», и «безмуфтовая колонна», и «гибкие НКТ». Основнымприменяемым термином у нас для обозначения этого направления являетсярусифицированная транскрипция сочетания английских слов «coiled tubing» – колтюбинг,что означает наматываемые трубы.
Роль колтюбинга каксовокупности новой техники, реализующей новые технологии, трудно переоценить.Если при традиционных технологиях технические возможности машин, в основном,определяли режимы работ, то колтюбинг позволяет обеспечить условия рациональнойэксплуатации месторождения, оптимальные режимы вскрытия, освоения, эксплуатациии ремонта скважин. Подобные задачи ставились и частично решались в бурении иКРС с использованием традиционных конструкций колонн, но в полном объеме они могутбыть решены только сейчас.
Наиболее значительныйэффект гибкие трубы дают при бурении. Именно это направление интенсивноразвивается в настоящее время. Гибкие трубы позволяют проводить бурение надепрессии без глушения скважин и увеличить их дебит в 3–5 раз. Особенноперспективным является применение гибких труб для бурения дополнительныхгоризонтальных стволов из колонны старой скважины при доразработке истощенныхместорождений на поздней стадии, вовлечении в разработку трудноизвлекаемыхзапасов, восстановление бездействующих и малодебитных скважин. Бурение гибкимитрубами позволяет уже сегодня вовлечь в разработку значительную часть, а вперспективе – практически все забалансовые запасы углеводородов и добыватьдополнительно в России до 50 млн. тонн нефти и до 30 млрд. м3 газаежегодно.
Особенно эффективноприменение гибких труб при разбуривании и эксплуатации морских месторождений.
Весьма важным припроведении любых работ в скважине является решение социальной задачи – исключаетсязначительный объем операций, выполняемых под открытым небомв любоевремя года при любой погоде.
Сегодня из 50–60известных операций, проводимых с использованием гибких труб, в России наиболеешироко распространены следующие:
– ликвидацияотложений парафина, гидратных и песчаных пробок в НКТ;
– обработкапризабойной зоны, подача технологических растворов, специальных жидкостей (втом числе щелочных и кислотных растворов) и газов;
– спуск оборудованиядля проведения геофизических исследований, особенно в наклонных игоризонтальных скважинах;
– установкацементных мостов;
– выполнение работпо изоляции пластов.
Область примененияописываемых технологий постоянно расширяется. Сейчас у специалистов, работающихнад созданием и совершенствованием оборудования, существует мнение, что неттаких операций или процессов при бурении и ПРС, где нельзя было бы применятьколонны гибких труб. Предполагают, что в ближайшее время с помощью такихустановок будут выполнять более половины всех подземных ремонтов скважин.
Последнее время всебольше внимания уделяется экологическим вопросам. Компании при использованииколтюбинговой технологии получают возможность соблюдать более высокиетребования в области экологии при проведении всех операций по ремонту скважин.В частности, это происходит за счет меньших размеров комплексов оборудованиядля этих целей по сравнению с традиционными. Еще следует подчеркнуть, чтокомпании в результате применения колонн гибких труб, как при ремонте, так и припроведении буровых работ получают существенный экономический эффект. С однойстороны, по стоимости работ использование колтюбинговых установок иногда оказываетсяболее дорогим, чем применение обычных установок КРС. Но экономическиепреимущества обуславливаются объемами нефти, которые можно добывать за счетразницы в сроках проведения работ. Если у обычных бригад КРС уходит до 7 днейна проведение довольно простых операций, то с использованием колтюбинга этовполне удается сделать за три дня. Ориентировочно можно сказать, чтоэффективность применения колтюбинга оказывается на 15-20% выше стандартныхметодов.
Проблемы, которымпосвящена эта работа, в равной степени относятся и к подземному ремонту, и кбурению, и к исследованию скважин. Общим для всех этих различных по назначению,применяемой технике и технологии операций является использование колонны гибкихнепрерывных металлических труб.

1. Геологическая часть
1.1 Общие сведения оместорождении
Уренгойское нефтегазоконденсатноеместорождение по физико-географическому районированию расположено в севернойчасти Западносибирской низменности. В административном отношении оно входит всостав Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области.
Граница полярного круга проходит между УКПГ 9 и УКПГ 10.Район малонаселен. Ближайшие к г. Новый Уренгой населенные пункты: пос. Тарко-Сале,Старый Уренгой, Самбург, Тазовск, Коротчаево, Надым, Пангоды.
Территория Уренгойскогоместорождения представляет собой сильно заболоченную, слабовсхолмленнуюравнину. Характерной гидрогеологической особенностью является обилие рек,ручьев, озер, при этом судоходство возможно только по реке Пур. Реки и озерапокрываются льдом в начале октября, вскрываются ото льда в середине-конце мая.Около 50% территории занимают болота, что делает ее труднопроходимой, а местамии вовсе непроходимой.
Климат резкоконтинентальный, с холодной зимой и коротким прохладным летом. Среднезимняятемпература составляет -17 °С. Самые холодные месяцы года – декабрь,январь, февраль. В эти месяцы морозы достигают (-45… – 55)°С и часто сопровождаютсясильными ветрами. Безморозный период – с середины июня до середины сентября.Самый теплый месяц – июль. Его средняя температура колеблется от +6 до +15оС,а максимальная может достигать 40оС. Среднегодовая температура района– (-7,5… – 8.5)оС. Амплитуда колебаний температуры междунаиболее холодными и теплыми месяцами составляет 80оС. Мощностьснежного покрова на всех рассматриваемых площадях достигает 1–2 м впонижениях рельефа. Среднегодовое количество осадков достигает 350 мм.
Район работ находится взоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП), температура которыхпонижается с юга на север примерно на 1°С на 100 км. Наводораздельных участках температуры ММП выше в среднем на 2°С и имеют величину впределах от -2°…+1,5°С и до 0°…+0,5°С, в то время как научастках с малой мощностью снега могут быть низкие температуры (до -5°С и ниже). Наводоразделах образуются и существуют многочисленные надмерзлотные талики,мерзлота несливающего типа, на подошве слоя годовых теплооборотов формируютсяталые породы с температурой 0°…+0,5°С.
Криогенный факторпредставляет собой сложность при освоении северных месторождений. Нарушениетемпературного равновесия приповерхностного слоя четвертичных отложений врезультате хозяйственной деятельности сопровождается рядом негативных явлений –термокарста, криогенного пучения, выводящих из строя несущие фундаментысооружений, свайные опоры, трубопроводы.
Возможны осложнения впроцессе бурения, например, замерзание промывочной жидкости в скважине, а такжепротаивание и потеря связности в рыхлых породах с образованием значительных пообъему каверн. В процессе эксплуатации скважин отмечается образование гидратныхпробок, забивающих скважинное оборудование.
Таким образом, территорияУренгойского месторождения характеризуется неустойчивостью термодинамическогоравновесия геологической среды, обусловленной существованием многолетнемерзлыхпород.
Сообщение с участкомработ осуществляется дорожным, воздушным и водным путем (из Салехарда черезОбскую губу суда поднимаются вверх по течению реки Пур). По территории проложеныавтомобильная и железная дорога (пассажирское и грузовое движение от г. Тюменидо г. Новый Уренгой и п. Ямбург). Автомобильная дорога между п. Коротчаево и п.Пурпе находится на стадии строительства, зимой на этом участке широкоиспользуется зимник.
Непосредственно наУренгойском месторождении ведется добыча газа, конденсата и нефти изсеноманских и валанжинских отложений.
Район работприравнивается к 4 категории трудности.
1.2 Стратиграфия
Геологическое строениеУренгойского месторождения представлено породами палеозойского складчатогофрагмента и терригенными песчано-глинистыми отложениями платформенногомезозойского кайнозойского осадочного комплекса.
Стратиграфиямезозойско-кайнозойских отложений приводится по материалам региональнойстратиграфической схемы мезозойских отложений Западносибирской равнины
В разрезе платформенных отложенийпрослеживаются все ярусы от юры до палеогена.
Палеозойский фундамент
На Уренгойской площадисверхглубокой скважиной СГ-6 отложения палеозойского фундамента вскрыты наглубине 7 км. Породы фундамента представлены метаморфизованнымиаргиллитами и алевролитами.
Юрская система представлена тремяотделами: нижним, средним, верхним. Тюменская свита представляет собой мощнуютолщу прибрежно-континентальных отложений литологически состоящих из крайненеравномерного переслаивания аргиллитов, алевролитов, песчаников.
Абаланская свиталитологически делится на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвитатолщиной от 49 до 117 м представлена аргиллитами с прослоями песчаников иалевролитов, верхняя – аргиллитами.
Баженовская свитатолщиной от 9 до 26 м представлена аргиллитами.
Меловая система
Отложения меловой системыпредставлены всеми ярусами нижнего и верхнего отделов. Объединяются в тринадгоризонта:
– зареченский(берриас, валанжин, готерив, баррем, нижняя часть апта);
– покурский (верхняячасть апта, альб, сеноман);
– дербышинский(турон, коньяк, сантон, кампан, маастрихт).
В основании меловыхотложений залегает сортымская свита (ранее мегионская) (K1br-v),которая включает в себя в нижней части ачимовскую толщу, выше мощную (до 700 м)преимущественно глинистую толщу, ранее называемую очимкинской ипесчано-алевролитово-глинистую (ранее южно-балыкская).
Ачимовская толща содержитв своем составе песчаники серые, мелкозернистые, слюдистые, частоизвестковистые, с прослоями песчано-алевролитовых и глинистых пород. Потекстуре песчаники однородные или горизонтально-слоистые за счет прослоекглинистого материала и углистого детрита. Аргиллиты темно-серые, слюдистые,крепкие, горизонтально-слоистые. Общая толщина ачимовской толщи составляет 43 –167 м. К отложениям ачимовской толщи на Восточно- и Ново-Уренгойскомместорождениях приурочены продуктивные пласты Ач1 – Ач6,имеющие локальное распространение и содержащие газ, конденсат и нефть.
Для вышележащей толщихарактерны глины аргиллитоподобные, серые, темно-серые, тонко отмученные иалевритовые, с разнообразными типами слоистости, с невыдержанными прослоямипесчаников.
Из песчаных пластов,залегающих в этой части разреза, на рассматриваемой площади продуктивны БУ16и БУ17.
Верхняя часть сортымскойсвиты сложена песчаниками серыми, с прослоями глин аргиллитоподобных, серых,темно-серых, тонко отмученных и алевритовых, разнообразно слоистых. Характеренобугленный растительный детрит, скопление криноидей. Толщина этой части свитыдостигает 100 м.
На собственно Уренгойскомместорождении в разрезе верхней части свиты выделяются основные продуктивныепласты – БУ10 и БУ11.
В кровле сортымской свитызалегает глинистая чеускинская пачка, представленная глинами аргиллитоподобнымисерыми, темно-серыми, тонкоотмученными и алевритовыми, с единичными пластамипесчаников. Толщина чеускинской пачки составляет 19 – 47 м.
Тангаловская свита,известная ранее под именем вартовской, (K1h+K1b+K1a)делится на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижнетангаловская подсвитасостоит из глин серых, иногда аргиллитоподобных, чередующихся с песчаниками иалевролитами. Характерен обугленный растительный детрит, обрывки растений,корневидные растительные остатки. К этой подсвите на собственно Уренгойскомместорождении приурочены продуктивные пласты БУ8 – БУ9.Толщина подсвиты составляет 131 – 215 м.
Перекрываетсянижнетангаловская подсвита хорошо выдержанной по всей площади месторожденияпачкой «шоколадных» глин. Глины с прослоями серых и темно-серых разностей,оскольчатые. Толщина 8–15 м.
Среднетангаловскаяподсвита представлена песчаниками серыми, с прослоями серых глин, иногда слабокомковатых. Толщина 181 – 336 м.
Заканчиваетсясреднетангаловская подсвита пимской пачкой глин серых, аргиллитоподобных, спрослоями песчаников толщиной 27 – 67 м.
Верхнетангаловскаяподсвита представлена песчаниками и алевролитами серыми, иногдазеленовато-серыми, изредка комковатыми, с единичными зеркалами скольжения.Отмечаются редкие прослои аргиллитоподобных глин. Характерен обугленныйрастительный детрит, остатки флоры, единичные фораминиферы. В составе подсвитывыделяются шесть песчаных пластов. Толщина подсвиты 250 – 400 м.
Покурская свита (K1a+K1al+K1s)условно разделяются на 3 части в соответствии с ярусами.
В пределах аптского ярусаона представлена песчаниками светло-серыми, реже серыми, в отдельных прослоях сзеленоватым оттенком, часто каолинизированными, которые чередуются в сочетаниис глинами, алевролитами темно-серыми. Толщина до 200 м.Альбский ярус нижнего мела представлен крупными пачкамиглин, глинистых алевролитов, иногда углистых, преимущественно темно-серогоцвета в единичных прослоях с зеленоватым, буроватым оттенком, чередующимися всложном сочетании с песчаниками серыми и светло-серыми, иногда каолинизированными,с окатышами глин в основании отдельных пластов. Породы преимущественногоризонтально-слоистые. Характерен растительный детрит, остатки растений,сидерит, единичные пласты бурых углей. Толщина достигает 380 м.
В пределах сеноманскогояруса верхнего мела в составе покурской свиты распространены пески уплотненные,песчаники серые, мелко зернистые, слабо сцементированные, глины алевритистые,темно-серые до серых, нередко углистые. Характерен растительный детрит, обрывкирастений. Толщина 300 – 350 м.
Туронский ярусверхнемелового отдела представлен отложениями кузнецовской свиты (K2t),которая сложена глинами темно-серыми до черных, слабо битуминозными,алевритистыми, мощностью 20 – 40 м.
Коньякский, сантонский икампанский ярусы объединяются в березовскую свиту (K2k+K2st+K2km),в подошве которой залегают песчано-алевролитовые породы, встречаются кремнистыеразности. Верхняя часть березовской свиты сложена преимущественно глинистымипородами. Толщина свиты составляет 150–250 м.
В пределах маастрихтскогояруса верхнего мела и датского яруса палеогеновой системы выделяетсяганькинская свита (K2m+P1d), сложенная глинами ипесчано-алевритовыми породами с преобладанием глин в подошве свиты. Толщинасвиты 250 – 350 м.
Палеогеновая система
В разрезе палеогенавыделяются отложения тибейсалинской, люлинворской, юрковской свит икорликовской толщи.
В нижней частитибейсалинская свита (Р1) сложена глинами серыми и темно-серыми,слюдистыми с маломощными прослоями песчаников и алевролитов, а в верхней – преимущественноалеврито-песчаными породами. Толщина свиты изменяется от 180 до 320 м.Люлинворская свита (Р2) подразделяется на нижнюю, среднюю и верхнююподсвиты и сложена глинами опоковидными, алевритистыми с прослоями диатомитовыхглин. Толщина свиты 150 – 200 м.
Юрковская свита (Р2– Р3) (ранее чеганская) представлена песками светло-серымиразнозернистыми с прослоями и линзами глин и гравия. Встречаются прослои бурогоугля. Общая толщина юрковской свиты достигает 100 м.
Корликовская толща (Р3)(ранее атлымская) объединяет песчаные отложения континентального генезиса.Породы представлены песками белыми и светло-серыми, плохо отсортированными слинзами гравелитов. Характерно обилие каолина в виде заполнителя гнезд,линзообразных прослоев и окатышей. Толщина достигает 100 м.
Четвертичные отложения(Q)
Разрез четвертичныхотложений представлен песками, глинами, супесями с включениями гравия и галек,а также древесно-растительных остатков. В верхнем деятельном слое установленыотложения торфяных болот. Толщина четвертичных отложений варьируется от 18 до50 м.
1.3 Тектоника
Западносибирская плитаявляется частью молодой платформы и характеризуется трехъярусным строением:кристаллический фундамент — промежуточный комплекс — осадочный чехол.
Нижний этап сформировалсяв допалеозойское и палеозойское время и отвечает геосинклинальному этапуразвития современной платформы. Отложения этого возраста составляют складчатыйфундамент, тектоническое строение которого в северной части плиты изучено внастоящее время достаточно подробно.
Среднийструктурно-тектонический этаж объединяет породы, отложившиеся впарагеосинклинальных условиях в пермо-триасовое время. От отложений фундаментаэти отложения отличаются меньшей степенью дислоцированности и метаморфизма. Впределах Уренгойского месторождения пермо-триасовый комплекс не вскрыт.
Верхнийструктурно-тектонический этаж — типичный платформенный, сформировавшийся вусловиях длительного погружения территории.
Уренгойское месторождениеприурочено к структуре первого порядка — Нижне-Пурскому мегавалу.На севере мегавал граничит с Хадуттейской впадиной, на востоке – сНижне-Пурским мегапрогибом, на западе – с Песцовой мегаседловиной и Нерутинскойвпадиной, на юге – Средне-Пурским и Пякупурским мегапрогибами. К Нижне-Пурскомумегавалу приурочены структуры второго порядка: Пырейное куполовидное поднятие,Центрально-Уренгойский вал.
Центральный Уренгойскийвал осложнен следующими локальными поднятиями, принятыми при подсчете запасовструктурным зонам:
– Северо-Уренгойское-Северному куполу (СК),
– Центрально-УренгойскоеI и II поднятия — Центральной приподнятой зоне (ЦПЗ),
– Уренгойскоелокальное поднятие — Южному куполу (ЮК).
Северо-Уренгойскоелокальное поднятие (СК) имеет изометрическую форму, северо-северо-западноепростирание, размеры по изогипсе – 2050 м составляют 26,0*9,0 км самплитудой 80 м. Углы наклона крыльев не превышают 1°30'. Это поднятиеявляется наиболее приподнятой частью Уренгойского вала.
Центрально-Уренгойскомуподнятию I (север ЦПЗ) соответствует участок скважин 104–108–120 с размерами поизогипсе – 2600 м, 9,5*7,0 км с амплитудой 35 м.
Центрально-Уренгойскомуподнятию II (юг ЦПЗ) соответствует участок, прилегающий к скважине 58, поизогипсе – 2600 м размеры составляют 12,0*4,7 км с амплитудой 30 м.Оба поднятия имеют меридиональное простирание.
Уренгойское локальное поднятие (ЮК) вытянутов региональном направлении, по форме оно близко к овальной, по изогипсе – 2625 мразмеры составляют 19,0*9,0 км и амплитуду 60 м.
На структурных картах покровлям коллекторов пластов БУ8 — БУ14 сохраняютсявсе элементы, выделяемые на структурной карте – по отражающему сейсмическомугоризонту Б2 и кровле пласта БУ80, чтоподтверждает унаследованный характер структурного плана.
Формирование современногоструктурного плана тесно связано с предшествующим мезозойским этапом платформенноготектогенеза и является непосредственным продолжением последнего.
По сейсмическомуотражающему горизонту «Б» (верхняя юра) в наиболее изученнойчасти рассматриваемой территории, т.е. Уренгойского вала выделяетсятрахиантиклинальная складка платформенного типа, которая в контуре замыкающейизогипсы» – 3950 м» и состоит из двух крупных поднятий: Центрально-Уренгойскоговала и Уренгойского куполовидного поднятия. Центрально-Уренгойский валзамыкается изогипсой» – 3900 м» и представляет собой систему из трехкулисообразно сочленяющихся структур третьего порядка: северной — Северо-Уренгойской,средней — Ен-Яхинской, южной — Центрально-Уренгойской. Ось Центрально-Уренгойскойструктуры отклоняется в юго-восточном направлении. Размеры Северо-Уренгойскогоподнятия 10*5 км, амплитуда – 50 м, Ен-Яхинского — 18*13 км, амплитуда– 125 м, Центрально-Уренгойского — 27*10 км, амплитуда– 135 м. Размеры Уренгойского куполовидного поднятия по замыкающейизогипсе -» – 3830 м» — 19*10 км, амплитуда– 100 м.
Ен-Яхинское поднятие посейсмическому отражающему горизонту «В» замыкается изогипсой» –3000 м». В контуре этой изогипсы поднятие осложнено несколькими небольшимикуполами, структурными носами и заливами. Размер куполов от 5*5 км до 7*9 км.Свод поднятия смещен к западу, где пробурены скважины 51, 141, 143. Поэтому жегоризонту совместно с Ен-Яхинским куполовидным поднятием изогипсой» – 3100 м»оконтуривается Песцовое куполовидное поднятие (изогипсой» – 3000 м»).Песцовое поднятие представляет собой антиклинальную складку размером 22*15 км,амплитудой более 100 м.
По сейсмическомуотражающему горизонту «С» (сеноман) Уренгойское куполовидноеподнятие, Центрально-Уренгойский вал, Ен-Яхинское куполовидное поднятие,Песцовое куполовидное поднятие оконтуривается единой сейсмоизогипсой «-1040 м».Сейсмоизогипса» – 1040 м» как бы смыкается севернееЦентрально-Уренгойского вала, оставляя небольшой, шириной около 4 км,перешеек для сочленения с Ен-Яхинским поднятием, расположенным севернее скв. 54и 59.
В пределах сейсмоизогипсы«– 1040 м» Ен-Яхинское поднятие имеет размеры 40*57 км. Оно имеетболее пологое строение, осложнено большим количеством куполов, наиболее высокиеиз которых замыкаются сейсмоизогипсой» – 940 м». Конфигурацияподнятия по изогипсе» – 1040 м» имеет очень изрезанный рельеф, сбольшим количеством структурных осложнений. Углы падения пластов на всех бортахЕн-Яхинского поднятия изменяются от 40' до 1°12'. На западном склонеЕн-Яхинского поднятия сейсмоизогипсы «-1040 м» размыкается в сторонуПесцового поднятия. Имеющийся фактический материал позволяет говорить о том,что Песцовое поднятие также оконтуривается сейсмоизогипсой» – 1040 м».
Замыкающая изогипса дляУренгойского месторождения проходит на отметке «-1200 м». В пределах этойизогипсы длина залежи 180 км при ширине от 15 до 37 км. Изменениекрутизны крыльев возрастает в северном направлении. Углы падения меняются назападном крыле от 1° до 3°48' и на восточном – от 1° до 1°36'. В этом женаправлении возрастают и амплитуды локальных поднятий.
В тектоническом отношениизалежи углеводородов в неокоме приурочены к структуре I порядка Нижнепуровскогомегавала. Анализ временных сейсмических разрезов отложений осадочного чехла натерритории Уренгойского месторождения предполагает наличие разрывныхтектонических нарушений в пределах поля нефтегазоносности. В качестве сейсмическойосновы использована структурная карта по отражающему горизонту В2,который условно сопоставляется с кровлей пласта БУ80. Покровле БУ80Уренгойская структура представляет собойбрахиантиклинальную складку субмеридионального простирания с размером поизогипсе – 2650 м 92,3 на 10,5 км с амплитудой 108 м. Размерыюжного купола по замыкающей изогипсе – 2625 м составляет 19 на 9 км,амплитуда – 60 м. На структурных картах по кровле БУ8 – БУ14сохраняются все элементы, выделяемые на структурной карте по отражающемугоризонту В2 и кровле пласта БУ80.

1.4 Нефтегазоносность
Под 400-метровым слоемвечной мерзлоты располагаются три этажа нефтегазоносности:
Первый – сеноманскийгазовый горизонт, который является наиболее крупным и играет более важную рольв экономике России. Так, из всего фонда 2400 скважин УНГКМ 1400 пробурены насеноман для добычи газа.
По контуру охватывает триструктуры: Уренгойский вал, Песцовое и Ен-Яхинское поднятия. Эту залежьотделяет от поверхности Земли немногим более тысячи метров. Начальное пластовоедавление газа 122 атмосферы, а температура +31 °С. В составе пластовогогаза преобладает метан (почти 98%). Здесь нет опасного сероводорода, крайнемалы примеси азота, аргона, гелия, углекислого газа. Отложения характеризуютсяисключительно благоприятными условиями для накопления и сохранения крупныхзалежей газа. Песчано-алевролитовые коллекторы сеномана отличаются высокими емкостными свойствами:открытая пористость их 26–34%, проницаемость нередко достигает 3000–6000 мД,составляя в среднем 1000–1500 мД. Это и обусловливает очень высокиедебиты газа из сеноманских отложений.
Второй – нефтегазоконденсатныезалежи нижнего мела, залегают на Уренгойской, Ен-Яхинской, Песцовой,Северо-Уренгойской площадях на глубинах 1700–3340 метров. В нем выделяют до 17нефтегазоконденсатных пластов. Газа тут уже не так много, как в верхнем ярусе,зато очень много жидких углеводородов – нефти и конденсата. B нижнемеловыхотложениях выявлено свыше 25 залежей газового конденсата, в том числе 7 cнефтяными оторочками. Продуктивные пласты представлены чередованием песчаников,алевролитов и аргиллитов c резкой литологической изменчивостью.
Приэтом на долю коллекторов приходится 50–70%, на долю глин – 25–50%. Глинистыепрослои не выдержаны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовыхколлекторов являются гидродинамически взаимосвязанными. Они отличаются высокимиемкостными свойствами.
Давление не в пример«первому» этажу достаточно высокое – около 300 атмосфер, да и температура до +97 °С. На одной изскважин в этих отложениях получен необычный результат: суточный дебит составилоколо полумиллиона кубометров газа и более 200 тонн конденсата. Он содержитэтан, пропан, бутан. Эффективная мощность коллекторов 1,6–69,2 м, мощностьглинистых прослоев 2–45 м. Высота залежей до 160 м.
Перспективы третьегоэтажа (нефтегазоконденсатные залежи ачимовской толщи и юры) растут по мере егодальнейшего изучения. Кроме того, возможен выход к еще более глубоко залегающему,четвертому, этажу газоносности – триас-полеозойскому.
1.5 Физико-химическиесвойства флюидов, насыщающих продуктивные горизонты
Газы сеноманских залежей всех известныхместорождений однотипного состава. Они почти нацело состоят из метана (98–99,6%)и отличаются ничтожным содержанием тяжелых углеводородов (0,1–0,3%). Из неуглеводородных компонентов отмечены углекислота(0,5–1,2%) и азот (0,1–0,4%). По большинству месторождений конденсатпрактически отсутствует.
Газы валанжинской залежи характеризуются,наоборот, значительным количеством тяжелых углеводородов (до 9,5%) исодержанием метана до 88,5%. Нефть месторождения легкая, ее плотность 766–799 кг/м3.Содержание серы до 0,06%, парафина 2,87%,смол 0,88%.

1.6 Конструкция скважиныКолонна Диаметр колонны, мм Интервал спуска колонны, м Подъём цемента за колонной, м Направление 426 0 – 105 до устья Кондуктор 324 0 – 570 до устья Э/колонна 219 0 – 1248 до устья

2. Расчетно-техническаячасть
2.1 Техника дляпроведения подземного ремонта скважин с применением гибких труб
К настоящему временисформировалось несколько определенных и отличающихся друг от друга направленийв проектировании и изготовлении комплексов оборудования для работы сиспользованием колонны гибких труб. Под термином «комплекс» в дальнейшем будемподразумевать набор оборудования, позволяющий выполнять все технологическиеоперации при подземном ремонте скважин с применением КГТ. К ним относятся:
транспортные операции подоставке оборудования на место проведения работ;
спуск и подъем колонныгибких труб;
подготовкатехнологической жидкости, применяемой при ремонте скважины, – доставкажидкости, ее подогрев и т.д.;
собственно подземныйремонт – промывка пробок, сбивка клапана. К этой же группе операций относится изакачка жидкости в скважину;
операции повосстановлению свойств технологической жидкости, использованной в процессеподземного ремонта, – дегазация, очистка и подогрев. При определеннойорганизации работ эта группа операций может не выполняться.
В строгом смысле слова термину«комплекс» удовлетворяет не все оборудование. Например, машины, поставленныефирмами «Hydra Rig», «Dreco», «Stewart & Stevenson», а также вдостаточной степени, отечественная установка «Скорпион» представляют собойкомплексы, поскольку они обеспечивают проведение операций и с гибкой трубой, ис технологической жидкостью. А установки, выпускаемые заводом «Рудгормаш»,фирмой «Коннас», и другие позволяют осуществлять работу только с колоннойгибких труб. Поэтому при использовании их во время подземного ремонта скважиннеобходимо дополнительно иметь насосный агрегат для технологической жидкости,передвижные парогенераторные установки для подачи тепла в емкость для хранения,нагрева и дегазации жидкости.
Несмотря на сложность изначительные габариты оборудования для обеспечения подачи технологическойжидкости, его основные компоненты не являются принципиально новыми, и поэтомуне требуется поиска иных конструктивных решений. Основные проблемы при созданиикомплекса агрегатов связаны с разработкой оборудования для использованияколонны гибких труб.
Все элементы, входящие вкомплекс рассматриваемого оборудования, выполняются мобильными. Отличаются онилишь количеством единиц, входящих в комплекс, типами транспортных средств,используемых для их перемещения, и компоновками основных узлов на последних.Столь пристальное внимание к средствам транспортирования обусловлено тем, чтоименно они в значительной степени определяют общую компоновку машин и ихосновные показатели.
Рассмотрим наиболеехарактерные и достаточно хорошо отработанные в настоящее время конструктивныерешения.
2.2 Агрегаты капитальногои подземного ремонта скважин с применением гибких труб
2.2.1 Комплексоборудования, размещенный на двух специализированных транспортных средствах
Наиболее типичным изописываемых комплексов является оборудование фирмы «Dreco». Оно представляетсобой два агрегата, один из которых осуществляет операции с трубой, второйобеспечивает подачу технологической жидкости.
Агрегат, обеспечивающийработу с КГТ (рис. 1), смонтирован на специализированном шасси с формулой«10 ´ 10». Оно включает два передних и три задних моста, которые всеявляются ведущими. В конструкции используют серийно изготавливаемые мосты,установленные на раму, специально спроектированную для данного агрегата. Дляперемещения последнего и привода его механизмов во время работы служитдизельный двигатель, расположенный за кабиной водителя. Крутящий момент отдвигателя передается карданным валом к раздаточной коробке, находящейся всредней части рамы, а от нее – к группе передних и задних мостов. Наддвигателем смонтирована кабина управления агрегатом, которая может перемещатьсявертикально по специальным направляющим на высоту около 1 м.
/>
Рис. 1. Агрегат дляработы с колонной гибких труб фирмы «Dreco»: 1 – кабина водителя; 2 – силовойагрегат; 3 – кабина оператора; 4 – барабан с КГТ; 5 – катушки с гибкимишлангами; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 – монтажное устройство; 9 –задняя тележка шасси; 10 – раздаточная коробка шасси; 11 – передняя тележка шасси
В средней части рамыагрегата находится барабан с колонной гибких труб, на нем смонтирован укладчиктрубы. В кормовой части агрегата установлен гидроприводной манипулятор,предусмотрено место для перевозки транспортера, превентора и инструментов.Рядом с ними располагается катушка с гибкими трубопроводами, служащими длясоединения транспортера с агрегатом. Последний в рабочем положении на скважинеопирается на четыре гидравлических домкрата. Для обслуживания оборудованияагрегат имеет удобные лестницы и трапы, позволяющие безопасно перемещаться иработать на нем.
Агрегат, обеспечивающийнагрев и закачивание технологической жидкости, показан на рис. 2. Егооборудование смонтировано на специализированном автошасси с формулой «6 ´ 4», конструкция кабиныуправления которого аналогична применяемой в агрегате для работы с колоннойгибких труб. И так же за кабиной водителя расположен двигатель. Кабина дляобслуживающего персонала здесь отсутствует, а управление узлами агрегатаосуществляется со специального пульта, расположенного в средней частиустановки. На агрегате имеется печь для нагрева технологической жидкости, насосдля закачивания ее в колонну гибких труб, емкость для хранения, топливные бакии контрольно-измерительная аппаратура.
/>
Рис. 2. Агрегат дляподготовки и закачки технологической жидкости фирмы «Dreco»:1 – кабинаводителя; 2 – силовой агрегат; 3 – нагреватель; 4 – плунжерный насос длянагнетания технологической жидкости; 5 – емкость для технологической жидкости

Нагретая жидкостьподается от насоса к агрегату с КГТ по металлическому трубопроводу, снабженномубыстроразъемными соединениями.
Необходимо отметить, чтокабины управления транспортными базами не только описанного оборудования, но ивсех других импортных агрегатов хорошо спроектированы. Они удобны приуправлении машинами в дорожных условиях и обеспечивают достаточный обзор врабочем положении при установке их на скважинах. Основным недостаткомрассматриваемого комплекса является ограниченная проходимость, обусловленная,прежде всего малым диаметром колес шасси. Для полноты обзора конструкцийагрегатов следует отметить, что существуют различные варианты размещениякомплекса оборудования на транспортном средстве и его прицепе, один из которыхпредставлен на рис. 3.
Они интересны тем, чтокабина оператора располагается в кормовой части за барабаном. При этом операторимеет хороший обзор устьевого оборудования, однако наблюдение за процессомнамотки трубы на барабан затруднено.
/>
Рис. 3. Размещениекомплекса оборудования на автомобильном шасси и прицепе:1 – кабинаводителя; 2 – барабан с колонной гибких труб; 3 – укладчик КГТ; 4 – кабинаоператора; 5 – рама агрегата; 6 – направляющая дуга; 7 – транспортер; 8 –механизм установки транспортера в рабочее положение; 9 – насос для нагнетаниятехнологической жидкости

2.2.2 Агрегаты,смонтированные на серийных автомобильных шасси
Использованиеоригинальных либо изготавливаемых малыми сериями шасси приводит к существенномуудорожанию агрегата и оправдано лишь в тех случаях, когда стандартное серийноешасси не обеспечивает заданных требований по грузоподъемности или габаритам. Вто же время применение серийных образцов, хотя и приводит к удешевлениютранспортной базы в 5 – 7 раз по сравнению с оригинальными конструкциями,создает ряд трудностей при проектировании агрегата. В первую очередь к нимотносится обеспечение необходимых транспортных габаритов установки ираспределения нагрузки на колеса. Кроме того, приходится планировать мощности,потребляемые отдельными узлами, и режимы их работы в соответствии с мощностью,которую можно отбирать от ходового двигателя.
Как правило, дляописываемых агрегатов используют автомобильные шасси «КамАЗ» и «УралАЗ»,обладающие грузоподъемностью не менее 12 т и имеющие достаточно длинную раму.Достаточно широко для монтажа нефтепромыслового оборудования применяютсяавтошасси «КрАЗ». Однако к их отдельным недостаткам в настоящее времяприбавилась и сложность поставки машин и запасных частей к ним, посколькузавод-изготовитель находится в ближнем зарубежье.
Наиболее характернымиконструкциями с использованием различных решений являются следующие агрегаты:КПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш», и «Скорпион», выпускаемый заводом«Брянский Арсенал».
Агрегат КПРС имееттрадиционную компоновку. Кабина оператора расположена за кабиной водителя,барабан с колонной гибких труб – в средней части шасси, а в кормовой его части– транспортер и устройство для монтажа-демонтажа.

/>
Рис. 4. АгрегатКПРС, изготавливаемый заводом «Рудгормаш», в транспортном положении:1 –кабина оператора; 2 – укладчик гибкой трубы; 3 – барабан с КГТ; 4 – механизмустановки транспортера в рабочее положение; 5 – направляющая дуга; 6 – транспортер;7 – автомобильное шасси; 8 – рама агрегата
В этой конструкцииманипулятор для проведения монтажных работ выполнен в виде рычажного механизма,несущего транспортер.
Кабина управленияагрегатом жестко закреплена на раме шасси. Ниже нее располагаются коробкаотбора мощности от ходового двигателя и гидропривод.
В рабочем положенииагрегата на скважине рессоры задней тележки автошасси разгружаются посредствомдвух гидравлических домкратов.
Компоновка агрегата «Скорпион»отличается от традиционной. В этой конструкции ось барабана для колонны гибкихтруб расположена вдоль оси автомобильного шасси, кабина оператора втранспортном положении размещена за кабиной водителя, но в рабочем положенииона поворачивается на кронштейне относительно вертикальной оси. При этом справаот оператора находится устье.

/>
Рис. 5. Агрегат«Скорпион» в транспортном положении:1 – герметизатор устья; 2 –транспортер; 3 – монтажное устройство; 4 – барабан; 5 – укладчик КГТ; 6 –направляющая дуга; 7 – колонна гибких труб; 8 – кабина оператора в транспортномположении; 9 – автомобильное шасси; 10 – раздаточный редуктор насосовгидропривода; 11 – винтовые насосы для подачи технологической жидкости; 12 –рама агрегата
Для монтажа транспортерана устье скважины используют мачту, в верхней части которой расположенанаправляющая для гибкой трубы. Транспортер с герметизатором устья втранспортном положении располагается на мачте.
В кормовой части агрегатаимеется емкость для хранения технологической жидкости с теплообменником дляподачи пара, а вдоль левого борта (по ходу автомобиля) размещены два винтовыхнасоса для нагнетания жидкости. Два последних узла позволяют говорить о данномагрегате как о комплексе, обеспечивающем не только перемещение колонны гибкихтруб, но и закачивание технологической жидкости. В обоих рассмотренных агрегатах ходовой двигательиспользуют в качестве приводного при работе на скважине. Для более полногопредставления на рис. 6 показаны возможные компоновки агрегатов,смонтированных на автомобильных шасси.
/>
Рис. 6. Компоновкиагрегатов на автомобильном шасси: Местоположение кабины оператора: а –за кабиной водителя, б – на корме агрегата, в-между барабаном для КГТ итранспортером; 1 – кабина водителя; 2 – кабина оператора; 3 – барабан с КГТ; 4– укладчик трубы; 5 – транспортер; 6 – механизм установки транспортера врабочее положение

Следует сказать и околтюбинговой установке подземного и капитального ремонта скважин УРАН-20.1.Тяговое усилие инжектора установки 15 т, емкость барабана для БДТ 38,1 мм –до 2600 м, допустимое давление в скважине до 35 МПа.
Техника заслужила высокиеоценки специалистов, зарекомендовав себя как надежный высокотехнологичныйкомплекс оборудования. Установки «УРАН» могут работать на скважинах всех типов:условно-вертикальных, наклоннонаправленных, горизонтальных.
/>
Рис. 7. Агрегат«Уран 20.1» в транспортном положении:1 – кабина водителя; 2 – блокгидросистемы; 3 – кабина оператора; 4 – барабан с КГТ; 5 – транспортер КГТ; 6 –дуга направляющая; 7 – гидроманипулятор
Хорошие эксплуатационныепоказатели и технические характеристики позволили заводу ОАО «Первомайскхиммаш»стать официальным поставщиком колтюбинговых установок для ОАО «Роснефть»,ОАО «Газпром».
В настоящее времяразработаны колтюбинговые установки нового поколения «УРАН-20.2», «УРАН-20.21»с тяговым усилием инжектора до 30 т, и емкостью барабана для ДБТ 38,1 мм –до 5 000 м. Данные установки рассчитаны для работы на скважине с давлениемдо 70 МПа.
Монтаж с установкой ПВО имеханизма подачи, или демонтаж установки занимают не более двух часов.Рациональная компоновка оборудования позволяет проводить спускоподъемныеоперации без непосредственного контакта с фонтанной арматурой. Разгрузка устьяскважин от веса монтируемого оборудования на четыре опорные стойки,регулируемые по высоте.
Применена импортнаягидроаппаратура. Применение высокомоментных импортных гидромоторов «Danfos» упрощаетконструкцию редукторов, приводов. Разводка гидросистемы выполнена в видестальных трубопроводов, что повышает ее надежность. Большой объем гидробака(700 л) обеспечивает стабильную температуру масла в системе. Примененораздельное питание гидролиний, основных систем установки, каждой от своегонасоса насосной станции.
Конструкция герметизаторапозволяет вести присоединение различного инструмента (насадки, наконечники),обратных клапанов без разборки герметизатора; производить замену сальника, невынимая БДТ из инжектора (разъемный сальник), и вести визуальное наблюдение заБДТ между инжектором и фонтанной арматурой.
Комплектуетсявспомогательным оборудованием: насадками размывочными, втулками для ремонтатрубы, приспособлениями для ремонта и фиксации БДТ.
Большой запас попроизводительности насосов насосной установки, применены аксиально-поршневыенасосы отечественного производства. Применена электронная система контроля параметровтехпроцесса с возможностью фиксации параметров в запоминающем устройстве иналичие дублирующего механического счетчика метража трубы. Мощная системаосвещения обеспечивает возможность выполнения работ в ночное время суток ипозволяет освещать установку, устье скважины и дополнительное оборудование.
Наличие лестниц иплощадок с ограждениями позволяет безопасно проводить работы по монтажу и демонтажуоборудования при высоте фонтанной арматуры до 5 м.
2.2.3 Агрегаты,смонтированные на прицепах (полуприцепах)
Монтаж оборудованияагрегата на прицепе (типа трейлера) позволяет значительно сократить долюстоимости транспортной базы в общем балансе стоимости агрегата, значительноупростить компоновку последнего, обеспечить реализацию необходимых параметровпри меньших весовых и габаритных ограничениях. Такие фирмы, как «Dowell», «NewcoWell Service Ltd.», применяют подобные решения. В этом случае привод агрегатаосуществляют от палубного двигателя.
2.3 Оборудование устьяскважины
Оборудование устьяскважины при проведении работ с использованием колонны гибких труб содержит(рис. 9) эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважине. Этоможет быть фонтанная арматура, эксплуатационная арматура установки электроцентробежногонасоса, арматура нагнетательной скважины, штанговая скважинная установка сэксцентричной шайбой.
В первых трех случаях нафланце верхней стволовой задвижки монтируют четырехсекционный превентор,входящий в состав комплекса оборудования. Превентор должен обеспечиватьсвободный пропуск колонны гибких труб в скважину. При возникновении аварийнойситуации он либо герметизирует полость колон-
В рассматриваемыхкомплексах оборудования используют плашечные превенторы с механическим илигидравлическим приводом. При этом конструкции исполнительной части превенторов– корпуса и плашки – практически идентичны. Предпочтительнее применятьпревенторы с гидравлическим приводом, поскольку ручное управление штурваламибывает затруднено при высокой эксплуатационной устьевой верхний фланецпоследней арматуре. Нередки случаи, когда для нефтяной скважины находится навысоте 1,5–2 м, а газовой – на высоте 3–4 м. Однако использованиекомбинированных приводов – ручного и гидравлического – повышает комфортностьуправления агрегатом.
На верхнем фланцепревентора монтируют герметизатор. Основное назначение герметизатора – этоизоляция внутренней полости скважины и колонны лифтовых труб от внешней среды,исключение утечек в зазоре между его корпусом и поверхностью гибких труб. Ондолжен обеспечивать герметичность, как в штатном режиме работы агрегата, так ипри отказе или остановки каких-либо систем.
Герметизатор выполняют ввиде контактного уплотнения с использованием в качестве уплотнительногоэлемента 6 втулки из эластомера. Материалом для создания герметизатора служитмаслобензоизносостойкая резина или полиуретан. Уплотнение осуществляют спринудительным поджимом к уплотняемой поверхности, для чего используютгидравлический привод, которым управляют из кабины оператора агрегата. Впроцессе работы в зависимости от положения штока цилиндра гидроприводауплотнительный элемент может обеспечивать гарантированный зазор или плотноеприжатие к поверхности гибкой трубы. Уплотнительный элемент являетсяспецифическим узлом, применяемым только для агрегатов ПРС. Поэтому расчет егоосновных элементов в технической литературе практически не освещен.
Над герметизаторомустанавливают устройство, обеспечивающее принудительное перемещение колонныгибких труб вверх или вниз. В отечественной технической литературе этоустройство называют транспортером, а в англоязычной – инжектором илиинжекционной головкой.
Он должен обеспечиватьнадежное перемещение колонны гибких труб в заданном диапазоне безпроскальзывания рабочих элементов и повреждений наружной поверхности трубы и еегеометрии.
К настоящему временисложились два направления в конструировании транспортеров – с одной и двумятяговыми цепями, снабженными плашками, взаимодействующими с колонной гибкихтруб. Плашки прижимаются к гибкой трубе с помощью гидравлических цилиндров.Кроме того, из патентной и технической литературы известны и другие конструкциитранспортеров, однако они представляют интерес только как образцы развитиятехнической мысли конструкторов.
При наличии каких-либодефектов гибкой трубы (например, местное смятие, вспучивание, нарушениеправильной геометрии) отклоняется от своего нормального положения плашка,контактирующая с поверхностью трубы в этой зоне.
Необходимый законизменения тягового усилия по длине контакта плашек с трубой устанавливаетсярегуляторами давления 6 и изменениями диаметров цилиндров 10.
В агрегатах для работы сколонной гибких труб реализуют обычно два направления оформления узловкрепления транспортера в рабочем положении.
Как правило, эту опоруснабжают растяжками, которые крепят к установленным в грунте якорям. В рядеконструкций агрегатов транспортер дополнительно удерживается в верхней частипосредством монтажного устройства, обеспечивающего его установку. Идополнительное крепление в верхней части, и растяжки служат для восприятиягоризонтальных составляющих усилий при перемещении трубы в периоды спуска илиподъема.
Опора транспортера должнаиметь достаточную высоту, чтобы обеспечить установку этого узла над фонтаннойарматурой, превентором и уплотнительным элементом устья.
Преимущество подобнойсистемы заключается в практически полной разгрузке устья скважины от поперечныхусилий, возникающих при операциях монтажа-демонтажа оборудования и действииагрегата. Это особенно важно при работе с «высокими» устьями, на которых даженезначительные поперечные усилия приводят к появлению больших изгибающихмоментов, воздействующих на элементы устьевого оборудования.
Использование опорытранспортера позволяет разгрузить устье от вертикальных сил, обусловленныхсобственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибких труб,спущенных в скважину.
Второе решениепредусматривает монтаж транспортера непосредственно на герметизатор устья (рис. 13).Использованиеопоры транспортера позволяет разгрузить устье от вертикальных сил,обусловленных собственным весом оборудования, и нагрузки от веса колонны гибкихтруб, спущенных в скважину.
К недостаткам следуетотнести необходимость хотя и в простом, но дополнительном узле – опоре, которуюнужно собирать и устанавливать на устье скважины перед монтажом транспортера. Вданной конструкции агрегата монтаж-демонтаж осуществляют с помощью манипулятора,к которому жестко присоединен транспортер. При работе агрегата штокигидроцилиндров, перемещающих манипулятора, фиксируются, что обеспечиваетжесткую связь транспортера с установкой.
Преимуществом данноготехнического решения является комплексное использование манипулятора, анедостатком – неизбежность возникновения поперечных сил, воздействующих наустье как при монтаже-демонтаже, так и при работе агрегата. Последнееобусловлено неизбежной просадкой домкратов, на которые опирается рама агрегата,и низкой жесткостью самого манипулятора. Кроме того, на устье скважиныпередаются усилия веса транспортера и колонны гибких труб. На газовых скважинахработа с подобным оборудованием из-за возможности разрушения фонтанной арматурызапрещена Росгостехнадзором.
Колонна гибких труб илиее часть, не находящаяся в скважине, располагается на барабане, конструкциякоторого имеет вид цилиндрической бочки, как правило, подкрепленной изнутриребрами и снабженной по бокам ребордами или радиально расположенными стержнями.Барабан вращается на валу, установленном на подшипниках качения. Для фиксации«мертвого» конца гибкой трубы, намотанной на барабан, его бочка имеет зажимы.Диаметр последней в зависимости от диаметра гибкой трубы изменяется от 1,6 до 2 м,а ширина составляет в среднем 1,8 – 2,5 м. «Мертвый» конец гибкой трубысоединяется через задвижку, а в ряде случаев и через обратный клапан с каналом,просверленным в валу барабана. У выхода из отверстия на торце вала размещаютвертлюг, обеспечивающий подачу технологической жидкости от насосов в полостьвала и далее в колонну гибких труб.
Необходимость установкизадвижки обусловлена требованиями безопасности – в случае потери герметичностивертлюга или трубопроводов манифольда она обеспечивает герметичность внутреннейполости колонны гибких труб, находящихся в скважине, и исключаетнеконтролируемое истечение жидкости в окружающее пространство. Наиболеепредпочтительной является конструкция узла с задвижкой, а не с обратнымклапаном, поскольку с ее помощью при возникновении аварийной ситуации можнооперативно управлять процессом и уменьшать гидравлические потери при течениитехнологической жидкости.
Узел крепления «мертвого»конца трубы, соединительные элементы и задвижку располагают во внутреннейполости бочки барабана. В некоторых конструкциях там же размещают и приводбарабана – гидромотор и редуктор.
В комплект барабана длягибкой трубы входит и ее укладчик – устройство для обеспечения ровной укладкивитков трубы при ее разматывании и наматывании. В настоящее время общепринятомонтировать укладчик в виде двухзаходного винта, перемещающего каретку понаправляющим. Через нее пропускается гибкая труба, наматываемая на барабан.Винт приводится в действие от вала барабана посредством цепной передачи. Роликикаретки, направляющие гибкую трубу, соединяются гибким тросом со счетчиком,регистрирующим глубину ее спуска. Специалисты некоторых фирм считают необходимымдублирование счетчиков, устанавливая один непосредственно на каретке, а второй– в кабине оператора.
Узел, в который входитбарабан, может быть неподвижно закреплен на раме агрегата или иметь вертикальнуюось, позволяющую ему поворачиваться с небольшими отклонениями (15–20°), что приводит кснижению нагрузки на элементы агрегата при разматывании или наматывании витковтрубы, находящихся на краях барабана. Однако в этом случае усложняютсяконструкции и рамы, и узла барабана.
Для обеспечения смазки поверхности трубы, направляемойв скважину, и защиты ее от коррозии после извлечения на поверхность проводяторошение (смачивание) трубы, намотанной на барабан. Для этого вдоль нижнейчасти барабана устанавливают распылители, а под ним самим – сборник. Внекоторых случаях смазка трубы осуществляется вручную.
Осуществление управленияагрегатом производится из кабины оператора, в которой располагаются пультыуправления основным и вспомогательным оборудованием, а также весь комплексконтрольно-измерительных приборов. Также кабина оператора должна отвечатьтребованиям конструктивной гармоничности агрегата, быть удобным и комфортнымрабочим местом, допускать хороший обзор рабочей зоны.

2.4 Гидравлический расчетпромывки песчаной пробки
Появление песка на забоескважины может быть обусловлено оседанием частиц пласта, выносимых черезперфорационные отверстия в эксплуатационной колонне во внутреннюю полостьскважины. Этот процесс происходит практически во всех нефтяных и газовыхскважинах, и его интенсивность определяется механическими свойствамипродуктивного пласта.
Песок может оказаться назабое скважины после проведения операций подземного ремонта скважины, связанныхс использованием гидропескоструйных перфораторов, и после выполнениягидравлического разрыва пласта. Наконец, определенное количество песка можетбыть намыто при создании искусственного забоя. Независимо от причин появленияпеска для обеспечения нормальной эксплуатации скважины его следует удалять. Приэтом отрицательное воздействие на пласт должно быть минимальным.
При выборе оборудованиядля выполнения подобных работ нужно иметь в виду, что длина колонны гибкихтруб, содержащихся на катушке барабана агрегата, должна быть не меньше глубинызабоя скважины.
Очистку эксплуатационнойколонны (или забоя) от песка осуществляют с помощью внутрискважинного оборудования,схема которого для выполнения данной операции показана на рис. 16. У устьяскважины располагают агрегат с колонной гибких труб, насосный агрегат, буфернуюемкость для приема поднимающейся из скважины промывочной жидкости.
Основным требованием кпоследней является способность ее выносить твердые частицы из скважины, чтонеобходимо и при бурении, и при подземном ремонте скважин. Во время работы сколоннами гибких труб выполнение этого требования приобретает особую важность,поскольку их использование накладывает определенные ограничения на эффективностьданного процесса.
В качестве промывочныхиспользуют два типа жидкостей – ньютоновские и неньютоновские. К первой группеотносятся вода, соляные растворы на воде, углеводородные жидкости (дизельноетопливо, очищенная нефть). Все они имеют постоянную вязкость.
Вторую группу составляютбуровые растворы и гели. Для них характерно наличие зависимости вязкости отусловий течения, они обладают ярко выраженными релаксационными свойствами, азависимость между скоростью и напряжением сдвига у них нелинейна. Помимоописанных используют сжимаемые жидкости, содержащие газ. К ним же, правда, сопределенной условностью могут быть отнесены и пены, поскольку они представляютсобой газожидкостную эмульсию. В качестве жидкости для образования пениспользуют воду или нефть, в качестве газа – азот. Для образования устойчивойпены добавляют небольшое количество ПАВ (до 5 – 6%). Использование пен вкачестве промывочных жидкостей обусловлено стремлением снизить гидростатическоедавление на пласт при выполнении технологических операций.
Важным свойством пеныявляется ее способность удерживать во взвешенном состоянии крупные твердыечастицы, что не удается другим типам промывочных жидкостей. При промывкескважин, имеющих угол наклона более 30°, применение пеннежелательно, так как при их распаде в процессе подъема по колонне лифтовыхтруб происходит образование застойных зон в местах, где колонна гибких трубсоприкасается с внутренней поверхностью лифтовых труб. В ряде случаев можетобразовываться поток жидкости, направленный сверху вниз, который переноситчастицы песка обратно на забой. Предотвратить это явление можно, еслиобеспечить турбулентный режим течения промывочной жидкости по всему поперечномусечению лифтовой колонны. Этому способствует подача в промывочную жидкостьазота.
Жидкости, содержащие гази пены, требуют более сложных режимов работы оборудования. При ихиспользовании, как правило, необходимо обеспечивать дросселированиеподнимающегося потока на выходе из устьевой арматуры. В качестве промывочногоагента используют также и газ, в подавляющем большинстве случаев – это азот. Кположительным его свойствам следует отнести нетоксичность, инертность, плохоерастворение в воде и углеводородных жидкостях.
Использование газапозволяет резко снизить величину гидростатического давления на забой скважины.
Основными показателямипроцесса промывки скважины являются величины скоростей в колонне гибких труб vги затрубном пространстве vз.
Скорость восходящего потока при работе с КГТ,как и при любой промывке, должна превосходить скорость оседания в ней твердыхчастиц. Это условие справедливо для вертикальных скважин и наклонных участков впоследних с отклонением от вертикали до 45°. Для более пологих и тем более горизонтальныхучастков скважины процесс выноса твердых частиц гораздо сложнее. В такихслучаях происходит образование застойных зон в местах контакта гибкой трубы состенкой скважины или эксплуатационной колонной. В этой зоне частицы пескаоседают, несмотря на достаточную среднюю скорость течения. Для предотвращенияэтого явления или сведения его отрицательного эффекта к минимуму необходимообеспечивать достаточную турбулентность потока восходящей жидкости.
Для оценки возможностивыноса твердых частиц потоком жидкости используют понятие установившейсяскорости оседания частиц.
Установившаяся скоростьоседания vу сферических твердых частиц малого размера можетбыть определена из эмпирического уравнения
vу = Re (0,001m)/Dчrч,

где Re – число Рейнольдсадля сферических песчинок (для условий промывки песка в скважинах оно можетпринимать значения до 500); m – вязкость жидкости; Dч –диаметр частиц; rч – плотность твердых частиц.
Анализ показывает, чтоустановившаяся скорость оседания для частиц песка размером 0,84 ммсоставляет 0,128 м/с, а для 2 мм – 0,274 м/с. Посколькугранулометрический состав песка в пробке достаточно разнообразен, то расчетыследует проводить с учетом максимальных размеров песчинок, выносимых наповерхность. Считается, что для обеспечения подъема песка в вертикальнойскважине скорость восходящего потока жидкости должна превышать установившуюсяскорость оседания в 1,5 – 2 раза, а в горизонтальных участках – в 10 раз.
Если ньютоновскаяжидкость не обеспечивает выноса песка, необходимо использовать пену или газ.
Основным фактором,ограничивающим скорость движения промывочной жидкости в восходящем потоке,являются гидродинамические потери на трение в КГТ. Для их преодоления нужноразвивать такое давление на входе в колонну, которое ограничено лишь прочностьютруб.
В большинстве случаевосновная доля гидродинамических потерь во внутрискважинном оборудованииприходится на колонну гибких труб. Гидравлическое сопротивление кольцевогопространства примерно на порядок меньше этих потерь. Следует иметь в виду, чтопри концентрации твердых частиц в жидкости до 360 кг/м3 вязкостьпоследней практически не изменяется и при расчетах ее можно рассматривать какчистую жидкость. Свыше указанного предела необходимо учитывать изменяющиесясвойства жидкости.
Наличие твердых частиц впромывочной жидкости, поднимающейся по кольцевому пространству, приводит кповышению гидростатического давления на забой. Их присутствие обусловливаетувеличение давления насоса, подающего технологическую жидкость в КГТ. Прииспользовании для контроля за давлением стрелочных манометров со шкалой,рассчитанной на максимальные величины, этот прирост может быть и незаметеноператору. Однако если плотность жидкости подбиралась недостаточно точно иимеется опасность поглощения ее пластом, то может возникнуть следующаяситуация. При увеличении гидростатического давления технологическая жидкостьбудет уходить в пласт. При этом ее расход в восходящем потоке уменьшится, аплотность последнего будет все время возрастать, что повлечет за собойдальнейшее увеличение гидростатического давления. Этот процесс будет идти дотех пор, пока не произойдет полная потеря циркуляции, песок опустится покольцевому пространству вниз и произойдет прихват колонны гибких труб. Подобнаяситуация и ее развитие имеют прямые аналоги при проведении буровых работ.
Поэтому при планированииопераций по удалению песчаных пробок необходимо предусматривать возможностьутечки пластовой жидкости в пласт и иметь ее запас. Концентрация твердыхчастиц, слагающих пробку, в технологической жидкости, поднимающейся покольцевому пространству, определяется скоростью перемещения КГТ в пробке.
При удалении одиночнойрыхлой пробки концентрация твердых компонентов в поднимающейся жидкости мала ипрактически не оказывает влияния на гидростатическое давление. При очисткеколонны достаточно большой длины с несколькими пробками следует контролироватьрасход технологической жидкости из кольцевого пространства. В том случае, еслирасход жидкости уменьшается или прекращается вообще, необходимо поднятьколонну, продолжая закачку жидкости до возобновления циркуляции.
Специалисты американскихи канадских фирм, выполняющих подобные работы, рекомендуют ограничиватьскорость спуска КГТ до 9 – 12 м/мин, если положение пробки неизвестно.Если оно установлено, скорость может быть увеличена до 18 м/мин. Впроцессе спуска КГТ должна поддерживаться непрерывная циркуляция жидкости.Нежелательно также оставлять КГТ неподвижной в течение длительного времени.
После размыва пробки илиее участка нужно продолжать промывку без изменения глубины подвески КГТ до техпор, пока из кольцевого пространства не будет вынесен весь объем песка. Придальнейшем спуске колонны следует контролировать нагрузку на транспортер – онадолжна монотонно увеличиваться пропорционально глубине спуска. Периодическичерез 300 м целесообразно проверять усилие, необходимое для подъемаколонны.
При разрушении плотнойпробки может возникнуть ситуация, когда пробка воспримет вес КГТ и ееперемещение прекратится. Такое положение однозначно отражается на показанияхиндикатора веса колонны и манометра, регистрирующего давление, развиваемоенасосом, – показания первого прибора уменьшаются, а второго увеличиваются.После определения верхней границы пробки колонну гибких труб приподнимают на3–5 м и увеличивают подачу промывочного насоса до расчетной величины.Скорость перемещения колонны при разрушении подобной пробки составляет 1–3 см/с.
Если этот интервалдостаточен для образования объема, в котором песок находится во взвешенномсостоянии за счет турбулизации жидкости истекающим из КГТ потоком, то при входев колонну лифтовых труб скорость подъема резко возрастает и процесс выноса песчаныхчастиц идет нормально. Если это условие не соблюдается, то верхняя границарасположения взвешенных частиц находится ниже башмака лифтовой колонны. В этомслучае песок не будет выноситься на поверхность.
Для обеспеченияэффективного выноса песка используют пены или полимерные гели, приготавливаемыена водяной основе и имеющие повышенные сопротивления сдвигу и низкую вязкость.
При достижении башмакалифтовой колонны и подходе к вероятной точке нахождения песка скорость спускауменьшают до среднего значения. Момент соприкосновения наконечника гибкой трубыс песчаной пробкой определяют по индикатору нагрузки – величина усилия в точкеподвеса трубы резко уменьшается, а давление, развиваемое промывочным насосом,возрастает.
Для повышенияэффективности процесса разрушения пробки используют насадки на КГТ различнойконструкции. Все они основаны на гидромониторном эффекте, а отличаются числомотверстий и направлением. Потери давления на подобных насадках могут достигать17 МПа.
Для уменьшениягидростатического давления на пласт при удалении песчаных пробок существуютспособы, основанные на применении струйного насоса, спускаемого на двухкоаксиально расположенных колоннах гибких труб. При этом проблемы с выносомпеска не возникает, так как скорости и нисходящего, и восходящего потоковпромывочной жидкости достаточно велики. Положительным свойством данного способаявляется и то, что гидростатическое давление жидкости, находящейся в скважине ивоздействующей на пласт, может быть сведено к минимуму.
Использование данногоспособа промывки может быть реализовано только при достаточном внутреннемдиаметре труб, в которых происходит перемещение коаксиальных колонн гибкихтруб.
Все описанные вышепроблемы возникают и решаются при прямом способе промывки, когда технологическаяжидкость направляется к пробке через колонну гибких труб. Несмотря на советы недопускать попадания во внутреннюю полость песка и других компонентов пробки,есть мнение о целесообразности использования обратной промывки. Все вопросы опреимуществах и недостатках прямой и обратной схем промывок при удалении пробокдостаточно хорошо разработаны для традиционных способов ПРС. В данном случаеони остаются справедливыми.
Основным опасением иаргументом против использования схемы обратной промывки является возможностьзакупорки КГТ продуктами, слагающими пробку. Кроме того, при подаче жидкости вкольцевое пространство может произойти потеря устойчивости колонны гибких трубв верхней части и смятие. Практические эксперименты и предварительные расчетырежимов выполнения обратной промывки показывают, что в качестве технологическихжидкостей в данном случае можно использовать только несжимаемые. Естественно,что обратные клапаны на КГТ и какие-либо другие устройства, пропускающие жидкостьв одном направлении по колонне и всему тракту ее течения, устанавливаться недолжны.
Произведем гидравлическийрасчет прямой промывки скважины для удаления песчаной пробки.
Исходные данные:
Глубина скважины Н = 1248 м,
Наружный диаметр НКТ Dн= 114,3 мм (для расчетов принимаем целые значения, Dн = 114 мм),
Внутренний диаметр НКТ Dв=100,3 мм (100 мм);
Наружный диаметрпромывочных труб dн = 33,5 мм (33 мм);
Внутренний диаметрпромывочных труб dв = 27,5 мм (27 мм);
Максимальный размерпесчинок, составляющих пробку дч = до 8 мм;
Толщина стенкипромывочных труб дс = 3,0 мм;
Для промывки используетсянасосная установка ЦА-320М:
dпоршня = 100 мм;производительность агрегата: 1 скорость – 1,4 л/с;
2 скорость – 2,55 л/с;3 скорость – 4,8 л/с; 4 скорость – 8,65 л/с.
Рекомендуемый расходжидкости (воды) при циркуляции, согласно технологическому регламенту по ремонтускважин с помощью колтюбинговых установок, для выноса частиц размером до 8 мми плотностью 2600 кг/м3 составляет 2,8 – 4,9 л/с, присоотношении диаметров НКТ и БДТ 114 Ч 33, для условно-вертикальных скважин смаксимальным углом наклона не более 25 градусов. Скорость выноса частиц от 0,4– 0,7 м/с.
Оптимальный расходпромывочной жидкости через БДТ диаметром 33 мм должен составлять 10,8 –14,4 м3/ч (3–4 л/с), давление при закачивании – от 8,0 до15,0 МПа. Данным условиям удовлетворяет работа агрегата ЦА – 320М на ЙЙЙскорости при диаметре поршня 100 мм (расход до 4,8 л/с, давление до160 атмосфер).
1. Основныепоказатели процесса промывки скважины – скорости восходящего и нисходящегопотока. Их рассчитываем из следующих формул.
vг = 1,274Q/d2тр.вм/с (1);
vз = 1,274Q/(Dв2– d2тр.н) м/с (2),
где dтр.н,dтр.в, Dв – наружный и внутренний диаметрыгибкой трубы, внутренний диаметр труб в которые спущена КГТ, Q – подачатехнологической жидкости, в м3/с.
Скорость нисходящегопотока при работе на ЙЙЙ скорости:
vг = 1,274 ·0,0048/0,0272 = 8,4 м/с
Скорость восходящегопотока при работе на ЙЙЙ скорости:
vз = 1,274 ·0,0048/(0,1002 – 0,0332) = 0,69 м/с
2. Определяемпотери напора на гидравлические сопротивления при движении жидкости впромывочных трубах.
/> м (3);
где л –коэффициент трения при движении воды в трубах, для диаметра 33 мм, беремпримерное значение 0,041; vн – скорость нисходящего потока жидкости,м/с,
Потери напора приработе на ЙЙЙ скорости:
h1 = 0,041 · (1248/0,027) · [8,42/ (2 · 9,81)] = 6815,05 м
3. Определяемпотери напора на гидравлические сопротивления при движении смеси жидкости спеском в затрубном пространстве скважины:
/> м (4);
ц – коэффициент,учитывающий повышение гидравлических потерь напора в результате содержанияпеска в жидкости (колеблется в пределах 1,1 – 1,2); vв – скоростьвосходящего потока жидкости в затрубном пространстве, м/с.
Потери напора вкольцевом пространстве при работе на ЙЙЙ скорости:
h2= 1,2 · 0,041 · [1248/(0,1 –0,033)] · [0,692 / (2 · 9,81)] = 21,99 м
4. Определяемпотери напора на уравновешивание столбов жидкости разной плотности в промывочныхтрубах и в затрубном пространстве:
/> м (5);
где m – пористостьпесчаной пробки (принимаем равной 0,3); F – площадь проходного сечения НКТ; Lп– высота пробки промытой за один прием (принимаем 14 м), f – площадьпоперечного сечения кольцевого пространства между НКТ и БДТ; сп –плотность зерен песка (сп=2600 кг/м3); сж –плотность промывочной жидкости (сж= 1000 кг/м3); vу– установившаяся скорость оседания песчинок в воде (принимаем vу=0,274 м/с).
Потери напора науравновешивание столбов жидкости при работе на ЙЙЙ скорости:
h3 = [((1 – 0,3) · 0,00785 ·14))/0,000854] · [(2600/1000) · (1 – 0,274/0,69) – 1] = 55,13 м
5. Определяемпотери напора на гидравлические сопротивления в вертлюге при движении воды.
На четырехскоростях h4 = 25,7 м
6. Находим потеринапора на гидравлические сопротивления в 73-мм нагнетательной линии (dв=0,062 м)от насоса агрегата до вертлюга. Принимаем длину этой линии Lн=30 м.
/> м, (6);
где л1=0,035
Потери давления внагнетательной линии при работе на ЙЙЙ скорости:
h5 = 0,035 · (30/0,062) · (0,692/ (2 · 9,81)) = 8,062 м
7. Определяемдавления на выкиде насоса:
Рн = сж∙g∙(h1+ h2 + h3 +h4 + h5)∙10-6МПа (7);
где сж=1000кг/м3
Давление на выкиденасоса при работе на ЙЙЙ скорости:
Рн =1000 · 9,81 · (6815,05 + 21,99 + 55,13 + 25,7 + 8,062) · 10-6= 67,9 МПа
8. Определяемдавление на забое скважины при работе установки:
Рзаб =сж∙g∙(Н + h2 +h3)∙10-6МПа (8);
Давление на забоепри работе на ЙЙЙ скорости:
Рзаб =1000 · 9,81 · (1248 + 21,99 + 55,13) · 10-6 = 13 МПа
9. Определяеммощность, необходимую для промывки скважины от песчаной пробки:

/> кВт (9);
где за– общий механический к.п.д. агрегата (принимаем за = 0,65), Q – подачаагрегата. Рн подставляем в Па.
Мощность приработе на ЙЙЙ скорости:
N = (67900000 · 0,0048)/(103· 0,65) = 501 кВт
10. Определимкоэффициент использования максимальной мощности насосной установки, насоснаяустановка ЦА – 320М имеет номинальную полезную мощность Nmax = 108кВт.
/> % (10);
Коэффициентиспользования максимальной мощности при работе на ЙЙЙ скорости: K = (501·108)/100 = 541%.
11. Определимскорость подъема размытого песка:
vп = vв– vу м/с (11);
Скорость подъемапеска при работе на ЙЙЙ скорости:
vп =0,69 – 0,274 = 0,416 м/с
12. Определяемпродолжительность подъема размытой пробки после промывки скважины до появлениячистой воды, переводя в минуты:
t = H / vп с,(12),
Продолжительностьподъема пробки при работе на ЙЙЙ скорости:
t = 1248/0,416 =3000 с или 50 мин.

2.5 Общий обзорколтюбинговых технологий
месторождение подземныйремонт скважина
В настоящее времясуществует достаточное множество внутрискважинных операций, которое может бытьвыполнено посредством колтюбинговой установки. Практическое применение гибкихтруб постоянно усовершенствуется и дорабатывается, расширяется новымитехнологиями и стремительно движется вперед. В нефтегазовой промышленностиРоссии имеет место развитие колтюбинговых технологий, однако, оно не такоепрогрессивное как, например, в США или Канаде.
На сегодняшний деньдовольно хорошо изучены и опробованы около трех-четырех десятков технологий сприменением гибких труб. В число этих технологий входят как достаточно простые,так и очень сложные технологические операции, например, бурение скважин.
Диапазон колтюбинговыхтехнологий включает в себя: освоение скважин, очистку скважин от АСПО ипесчаных пробок, растепление гидратных пробок, установку цементных мостов,установку гравийных фильтров, различные ремонтно-изоляционные работы, кислотнуюобработку ПЗП, гидравлический разрыв пласта, ловильные работы, каротажныеработы, визуальное обследование ствола скважин и, наконец, бурение боковыхстволов и горизонтальных участков скважин, а также бурение новых стволов.Названные технологии являются лишь частью из полного списка возможных длявыполнения их колтюбинговыми установками.
В нашей стране зачастуюприменяются не очень сложные технологии, как правило, это различного родапромывки, водоизоляция, освоение, а приоритет по выполнению сложных технологийостается, всё-таки, за иностранными компаниями, работающими на территории нашейстраны, но со временем увеличивается количество непростых технологическихопераций, выполняемых российскими специалистами.

Сравнительнаяхарактеристика традиционного метода ремонта и с применением КГТНаименование работ Продолжительность работ, (бригадо-часы) Без применения колтюбинга С применением колтюбинга Переезд на скважину 11,0 1,9 Глушение скважины 2,9 - Подготовительные работы 6 2,1 Монтаж установки 6,4 3,1 Подъём глубинонасосного оборудования 12,0 - Спуск и опрессовка НКТ 11 4,5 Промывка забоя, определение приемистости 4,2 5,7 Закачка растворителя или кислотного раствора 2,7 3,7 Реагирование 8 8 Вымыв продуктов реакции 2,3 4,0 Подъем НКТ 8,4 2,0 Спуск глубинонасосного оборудования 11,6 - Заключительные работы 9,6 2,0 Итого: Продолжительность 143 36 Стоимость тыс. р 272,2 92,8
Проведение тех или иныхопераций при помощи колтюбинга позволяет сэкономить не только время, но иполучить большие технико-экономические показатели. В начале 2001 годаэкспертно-аналитическим отделом ОАО «Татнефть» был проведен анализэкономического эффекта от использования гибких труб. Он показал, чтопродолжительность ремонта скважин в этом случае сокращается в 3–4 раза посравнению с традиционным подходом КРС, а время пребывания в ремонте в 5–7 раз.
За время использованияустановок с колонной гибкой трубы были выявлены следующие преимущества:
– ускорение спускоподъемныхопераций;
– в нагнетательныхскважинах исключается подъем колонны НКТ;
– при ОПЗ добывающихскважин по межтрубному пространству исключается подъем ПО;
– возможностьпроведения неограниченного количества ОПЗ за 1 СПО;
– проведение полногокомплекса работ при ремонте горизонтальных скважин;
– возможностьпроведения работ КРС на депрессии;
– возможностьпроведения работ КРС без глушения;
– экологическаябезопасность при проведении работ;
– высокая культурапроизводства.
Колтюбинговые технологии это специфический и крайнеинтересный для изучения вектор в нефтегазовой промышленности, за которым стоитеё будущее. Каждая технология имеет свои особенности, плюсы и минусы. Для тогочтобы рассказать и описать каждую из них даже не внедряясь в технологическиерасчеты, потребуется создание отдельной большой главы, что ограничено рамкамиданной работы. Поэтому целесообразнее будет описать преимущества некоторыхтехнологий и указать перспективу развития этого направления. Говоря о некоторыхколтюбинговых технологиях, стоит отметить, что некоторые из них аналогичнытрадиционным, но за счет технических особенностей имеет ряд преимуществ.Например, очистка скважин от парафиновых пробок. Основные преимущества прииспользовании КГТ обусловлены герметичностью полости скважины и возможностью непрерывноговедения процесса без остановки для наращивания промывочной колонны. Процессудаления парафиновой пробки в определенном смысле аналогичен промывке песчанойпробки до верхней кромки спуск колонны ведут с повышенной скоростью, затем резкоснижают. В процессе удаления парафиновой пробки контролируется температуратехнологической жидкости, закачиваемой в скважину и поднимающейся из скважины. Также происходит с растеплениемгидратных пробок.
Особенно эффективноприменение колтюбинговой технологии при аномально низких пластовых давлениях,так как работы могут производится без глушения скважины. Также гибкую трубуцелесообразно применять при намыве гравийного фильтра при условиях, когдабуровая установка уже демонтирована, дебит скважины мал, использовать агрегатыподземного ремонта стандартного типа экономически нецелесообразно, а глушениепласта нежелательно.
При применении колтюбингапри кислотной обработке призабойной зоны исключается негативное воздействиехимреагентов на внутреннюю поверхность НКТ. Практика использованияколтюбингового оборудования показывает, что расход реагентов при обработкескважины в этом случае сокращается по сравнению с традиционными технологиями на25–30%, кроме того сокращается общее время обработки скважины.
Многообразиеколтюбинговых технологий включает использование гидродинамических генераторов,создающих низкочастотные колебания достаточно высокой амплитуды присравнительно малом расходе прокачиваемой через них жидкости. Эти технологии,называемые колтюбинговыми волновыми технологиями, применяются для очистки забояи НКТ от отложений, свабирования, для обработки ПЗП, обработки горизонтальныхскважин и боковых стволов, а также для ограничения водопоглощения ивыравнивания профилей приемистости. Для осуществления виброволновоговоздействия применяются гидродинамические генераторы колебаний с оригинальнымпринципом работы. При относительно малых диаметре и массе они обладают высокимгидравлико-акустическим КПД и способны генерировать низкочастотные колебаниядостаточно высокой амплитуды при сравнительно малом расходе прокачиваемой черезних жидкости. Их параметры настраиваются на рациональный частотно-амплитудныйдиапазон функционирования в соответствии с конкретными геолого-техническими характеристикамискважин.
Использование гибких труботкрывает новые возможности для выполнения каротажных исследований. Спускприборов в сильно искривленные скважины на кабеле-тросе затруднен, а вгоризонтальную скважину и вообще невозможен. Гибкая труба представляет собойидеальное средство доставки оборудования в нужную точку скважины. ИспользованиеКГТ существенно повышает качество выполнения работ и достоверность получаемойинформации, поскольку отсутствуют продольные колебания инструмента и егопрерывистое движение. Это обусловлено более высокой продольной жесткостьюгибких труб по сравнению с геофизическим кабелем. Одновременно в процессепроведения исследований через колонну гибких труб можно подаватьтехнологическую жидкость или азот для уменьшения гидростатического давления наисследуемые пласты. Сейчас применяются приборы, не требующие применение кабеля,они заряжаются на определенное время работы, устанавливается таймер на началоработ, монтируются на низ колонны и проводится исследование.
Аналогично каротажнымработам проводится визуальное исследование ствола скважины, где вместогеофизического оборудования применяется камера. Применение гибкой трубыпозволяет вывести эти работы на более высокий технологический уровень. Так какобеспечивается точность позиционирования камеры, возможность выполнениянепрерывной промывки скважины, а также снятие ограничений на профиль скважины,в которой выполняются работы.
Применение гибкой трубыпри ловильных работах имеет ряд преимуществ по сравнению с традиционнымиметодами ремонта скважин.
Например, некоторых изних:
– работа припониженном гидростатическом давлении в стволе скважины;
– ускорение СПО посравнению с традиционными технологиями;
– более быстроеразвертывание и свертывание техники;
– сокращение расходатрубы, потребляемых материалов и трудовых ресурсов;
– значительное сокращениезатрат.
По сравнению с канатнымиоперациями здесь есть плюсы: возможность промывки скважины, возможностьвращения инструмента с помощью винтового забойного двигателя и возможностьпроведения работ в наклонных и горизонтальных скважинах.
Для ловильных работгибкими трубами (рис. 18) требуется соответствующий специфический наборинструмента. При проведении ловильных работ сначала тщательно контролируютсостояние всех элементов компоновки и герметичность соединений. Такиеустройства, как гидравлически освобождающиеся овершоты и двигатели, должны бытьиспытаны с целью получения фактических значений давлений и расходов, прикоторых они срабатывают.
К недостаткам технологиис использованием гибкой трубы по сравнению с технологией, реализуемойустановками капитального ремонта скважин, относятся невозможность вращенияколонны, а также не всегда достаточные развиваемые усилия по сравнению с традиционнымиконструкциями.
Говоря о перспективеприменения колтюбинга, следует отметить следующие направления. Во-первых, этобурение: различных плотных пробок из песка, парафина, кристаллогидратов, атакже цемента; боковых стволов и горизонтальных участков скважин и, наконец,бурение новых скважин. Преимущества бурения с помощью КГТ заключаются: висключении операций, связанных с наращиванием колонны, в возможности ведениябурения на депрессии. В результате становится возможным: увеличение скоростипроводки скважины; сокращение времени развертывания и свертывания комплексаоборудования для бурения; сократить трудоемкость буровых работ и численностьперсонала; повысить безопасность ведения работ; существенно улучшитьэкологические показатели процесса бурения, полностью исключив разлив нефти,химических реагентов и другие виды загрязнения окружающей среды; сократитьплощадь поверхности, занимаемой буровой установкой; сократить общее время обустройстваскважины и ускорить ее введение в эксплуатацию.
Во-вторых, гибкая трубаиспользуется при эксплуатации скважин в тех случаях, когда необходимо увеличитьскорость восходящего потока пластовой жидкости или газа. Подобные задачи возникаютпри уменьшении пластового давления и соответственного снижения дебита газовыхскважин, приводящего к образованию жидкостных или песочных пробок на забое газовойскважины. При эксплуатации фонтанирующих нефтяных скважин с достаточным газовымфактором переход на колонну лифтовых труб меньшего диаметра обеспечиваетвозникновение естественного газлифта и переход в режим фонтанирования.
Наиболее предпочтительнымявляется первый вариант, который исключает установку пакера посредством гибкойтрубы. Первая предусматривает оснащение нижнего конца посадочным ниппелем,который должен взаимодействовать с ответной деталью, установленной на пакере,предварительно размещенном в скважине. Вариант, предусматривающий спуск пакерана гибкой трубе, требует выполнения традиционного набора операций. Обязательнымусловием при этом является использование разъединителя, который срабатывал быбез вращения трубы с поверхности.
В-третьих, гибкая трубаиспользуется в трубопроводном транспорте, в качестве выкидных линий скважин,трубопроводов для воды. Есть опыт прокладки такого гибкого трубопровода по днуморя со специального трубоукладочного судна.
В-четвертых, наматываемыетрубы применяют для обслуживания наземных трубопроводов, водоводов системы поддержанияпластового давления.
И, в-пятых, можно сказатьо перспективности применения колтюбинговых установок при скважинной добыче твердыхполезных ископаемых.

Заключение
Подводя итоги всемувышеобозначенному, можно сказать следующее: в настоящее время во всем мире при бурении,заканчивании, эксплуатации и ремонте скважин все большую популярностьприобретает использование непрерывных колонн гибких труб. Благодаря своимвысоким эксплуатационным качествам, легкой приспосабливаемости к работе ипреимуществам экологического характера, гибкие трубы из обычного инструментадля очистки скважин в прошлом становятся в последние годы эффективным средствомрешения множества задач при выполнении нефтегазопромысловых операций. Этидостоинства гибкой трубы в свою очередь сказываются на экономических показателях,обеспечивая существенную экономию затрат.
Промысловый опытпоказывает, что установки с гибкой трубой во многих случаях способны заменитьустановки для ремонта скважин и, нередко, буровые установки.
Гибкие трубы,использовавшиеся для выполнения промысловых операций только на суше, ужеприменяют и в морских промысловых операциях, где экономические факторы имеютпервостепенное значение.
Отмечают следующиепреимущества использования гибких труб:
– сокращается времяпроведения операций;
– отпадаетнеобходимость в использовании установок для ремонта скважин;
– отпадаетнеобходимость в глушении скважин;
– отсутствуютсоединения, через которые возможны утечки;
– более успешноевыполнение различных операций в горизонтальных скважинах;
– не повреждаетсяпродуктивный пласт;
– увеличенабезопасность проведения операций;
– обеспечивается экономия пространства при монтажеповерхностного оборудования;
– в большей степениобеспечивается охрана окружающей среды.
Недостатками в работе сгибкой трубой считают:
– тенденцию колоннгибких труб к скручиванию;
– ограниченную длинугибких труб, размещаемых на барабане; при проведении операций на большойглубине отдельные плети приходится сваривать;
– трудности сосуществлением ремонта гибких труб в промысловых условиях;
– высокую стоимостьаренды;
– недостаточнуюосведомленность компаний о возможностях гибких труб.
Итак, технологии,базирующиеся на применении гибких труб, несут за собой будущее нефтегазовойпромышленности всех добывающих стран и решают важную задачу поддержанияобъемов добычи углеводородного сырья, охраны недр и окружающей среды путемповышения эффективности работ по ремонту скважин для отрасли и экономики нашегогосударства.

Литература
1. Молчанов А.Г., Вайншток С.М.,Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурениескважин с применением гибких труб. – 224 с, 2000.
2. Трахтман Г.И. Применениеколонн гибких труб при ремонте и бурении скважин (ГАНГ им. И.М. Губкина).
3. Габриэлянц Г.А. Геологиянефтяных и газовых месторождений. – М.: Недра, 1978.
4. Технологическийрегламент по ремонту скважин с помощью колтюбинговых установок наместорождениях ООО «Ямбурггаздобыча», 2006.