Рекомендуемые методы

• Наибольшая эффективность очистки достигается при турбулентном режиме. При этом необходимо использовать НКТ с наибольшим возможным диаметром.

• Для повышения эффективности очистки необходимо расхаживать колонну гибких НКТ.

• Для предотвращения накопления отложений твердой фазы в интервале забуривания наклонно-направленного ствола необходимо расхаживать колонну гибких НКТ на максимально возможную длину.

• Концентрация твердой фазы в буровом растворе должна быть минимальной.

• Контролировать вес колонны гибких НКТ.

Таблица 6б. Примеры средних значений скорости потока жидкости в кольцевом пространстве в зависимости от величины кольцевого зазора и расхода промывочной жидкости

Параметры	Диаметр обсадной колонны
	7" – 23 фунт/фут	4½" – 12,6 фунт/фут	3½" – 9,2 фунт/фут
Расход 1 баррель/мин гибкие НКТ d=1¼"	26 фут/мин	73 фут/мин	140 фут/мин
Расход 2 баррель/мин гибкие НКТ d=1½"	54 фут/мин	154 фут/мин	308 фут/мин
Расход 3 баррель/мин гибкие НКТ d=1½"	81 фут/мин	230 фут/мин	461 фут/мин

1 фут = 0,3048 м, 1 дюйм = 25,4 мм, 1 баррель/мин = 2,646 л/сек

1 фунт/фут = 1,488 кг/м, 1 фут/мин = 0,005 м/сек.

5.3.4. Очистка скважины при помощи пены

5.3.4.1. Практическое применение

• Горные формации с низким пластовым давлением:

* статический градиент давления (0,02-0,08 бар/м или 0,087-0,35 фунт/дюйм²/фут);

* большой кольцевой зазор.

• Слабо сцементированные отложения:

* пена обладает высокой несущей способностью;

* пена имеет низкое гидромониторное воздействие.

• Горные формации, чувствительные к загрязнению:

* низкая проникающая способность пены;

* низкая фильтрация.

Циркуляцию, по возможности, необходимо проводить с небольшим превышением над пластовым давлением 1,4 МПа (200 фунт/дюйм²);

Скорость закачки пены в кольцевом пространстве должна составлять 0,1-0,3 м/сек (20-60 фут/мин);

Отрегулировать производительность насосов и механическую скорость бурения так, чтобы концентрация вымываемых отложений твердой фазы составляла 2-5 фунт/галлон (1 фунт/галлон = 0,1198 г/см³);

5.3.4.2. Основные критерии расчета.

Рисунок 4 – Несущая способность пены

Давление нагнетания в колонне гибких НКТ не должно превышать 5000 фунт/дюйм² (350 кг/см²);

• Для создания оптимальной несущей способности концентрация пены должна составлять (рис.4.):

• не менее 55% на забое;

• не более 92% на поверхности.

5.3.5. Гидромониторные инструменты

Гидромониторный инструмент представляет собой полый вал с вставками, оборудованными гидромониторными насадками определенного диаметра.

• Эти инструменты позволяют использовать часть гидравлической энергии насосов, оставшуюся после потерь давления на трение, для очистки скважины от отложений твердой фазы с наибольшей эффективностью;

• Кроме того, они позволяют производить более эффективную очистку в большом кольцевом зазоре между гибкими НКТ и обсадной колонной.

В связи с этим большое значение имеют количество, диаметр и направление гидромониторных насадок.

1. Различные конструкции гидромониторного инструмента.

а) Конструкция для очистки эксплуатационной колонны НКТ.

Большинство гидромониторных насадок ориентированы в радиальном направлении с целью очистки стенок эксплуатационной колонны НКТ. Одна из каждых трех насадок может быть установлена в нижней части инструмента для преодоления встречающихся сужений в очищаемой колонне НКТ.

б) Конструкция для очистки эксплуатационной обсадной колонны.

В этом случае большая часть гидромониторных насадок установлена в нижней части инструмента с целью разрушения осадков, отложившихся в обсадной колонне. Радиус действия гидромониторных струй является достаточным для увеличения зоны эффективного вымывания осадков из обсадной колонны.

5.3.5.2. Основные критерии выбора гидромониторного инструмента.

Промывочная жидкость должна применяться с введением смазочных добавок с целью увеличения производительности насосов (и, как следствие, эффективности действия гидромониторного инструмента) без превышения давления нагнетания, равного 5000 фунт/дюйм² (350 кг/см²);

* Введение смазочной добавки в количестве 3-5 фунта/1000 галлонов (1 фунт/галлон = 0,1198 г/см³) позволяет увеличить производительность насосов при нагнетании в колонну гибких НКТ да 60%;

* Смазочная добавка, как правило, полимерный реагент, вводимый в количестве 0,03% по объему, способствует увеличению длины эффективного действия гидромониторной струи: энергия струи является почти постоянной на расстоянии, равном 6-10 диаметрам насадки, затем она резко уменьшается;

•Диаметр гидромониторного инструмента должен быть, по возможности, максимальным, при котором возможно прохождение через внутреннее проходное сечение эксплуатационной колонны НКТ (с зазором 0,125") (3,2 мм) при прохождении сужений в колонне;

• При оптимальной конструкции гидромониторных насадок потери гидравлической энергии являются минимальными, что позволяет получать 95% кинетической энергии на выходе из насадок;

• Двумя основными расчетными параметрами являются:

• кинетическая энергия (момент силы);

• ударное воздействие (которое также необходимо учитывать при определении стабильности труб);

• Обычно на гидромониторный инструмент приходится около 60% гидравлической энергии насосов:

• в любом случае, энергия ударного воздействия гидромониторной струи недостаточна для удаления твердой окалины со стенок НКТ, по сравнению с сульфидом бария или стронция:

• даже отложения кальция необходимо удалять с применением гидромониторного действия кислоты;

* однако, при небольшом периоде, нахождения в статическом состоянии жидкости обработки в зоне отложений, способность удаления твердых осадков значительно увеличивается. При этом необходимо поддерживать невысокую скорость прохождения гидромониторного инструмента в обрабатываемом интервале для повышения эффективности очистки от твердых осадков.

• При удалении отложений из обсадной колонны рабочая скорость спуска гидромониторного инструмента поддерживается в пределах, достаточных для выхода их на поверхность в условиях дополнительного противодавления, оказываемого на продуктивный горизонт:

* необходимо начинать со скорости 1 фут/мин (0,005 м/сек) и затем постепенно увеличивать ее при возможности поддерживая концентрацию вымываемой твердой фазы в пределах значений,

указанных в табл. 5. (п. 5.2.3.1.).

• Для каждого возможного значения расхода при закачке необходимо рассчитать значение эффективного действия каждой насадки относительно общей площади гидромониторной струи. Остальная энергия уходит на преодоление сил трения. Обычно производительность насосов (расход) при закачке промывочной жидкости, обрабатываемой смазочной добавкой, для НКТ определенных типоразмеров составляет:

20-30 галлон/мин - для труб диаметром 1";

40-60 галлон/мин - для труб диаметром 1 1/4";

70-95 галлон/мин - для труб диаметром 1 1/2";

(1 галлон/мин = 0,063 л/сек; 1 дюйм = 25,4 мм)

5.3.5.3. Основы расчета

• Выбрать величину расхода для конкретного диаметра гибких НКТ и типа применяемой промывочной жидкости. Принятыми величинами расхода для воды со смазочными добавками являются:

20-30 галлон/мин - для гибких НКТ диаметром 1"

40-60 галлон/мин - для гибких НКТ диаметром 1 1/4";

70-95 галлон/мин - для гибких НКТ диаметром 1 1/2";

(1 галлон/мин = 0,063 л/сек; 1 дюйм = 25,4 мм).

• Определить общую площадь гидромониторных насадок:

* она должна быть меньше внутреннего поперечного проходного сечения

гибких НКТ (обычно от 35% до 20% от поперечного проходного сечения гибких НКТ);

* определить количество и расположение гидромониторных насадок по

направлению и ударному усилию, наиболее эффективные для очистки скважины;

* определить перепад давления на насадках и энергию ударного воздействия, оказываемого струей из гидромониторной насадки:

• см. рис.5, и рис.6.;

• необходимо учесть, что:

◊ перепад давления, ΔР, в гибких НКТ и в кольцевом пространстве + перепад давления ΔР в гидромониторном инструменте < 4500-5000 фунт/дюйм² (275-350 кг/см²);

Выбрать оптимальное значение скорости спуска гибких НКТ в скважину с целью получения наивысшей эффективности удаления твердых осадков (см. табл.7.):

• при приемлемом значении скорости спуска с целью очистки скважины от твердых осадков примем это значение для применения на практике;

• повысить эффективность очистки за счет применения в качестве промывочной жидкости с добавкой, оказывающей растворяющее действие на твердые осадки.

Таблица 7 (а и б). Определение нормального значения вертикальной скорости спуска гибких НКТ в скважину.

Таблица 7а. Формула для определения значения вертикальной скорости спуска гибких НКТ в скважину V_ст.

Vст(ft/min) = 564 Dij2 (ΔРjetx СD2)1,5/ ρ 0,5 CЕ где Dij – внутренний диаметр гидромониторной насадки, дюймы ΔРjet – общий перепад давления ΔР на гидромониторных насадках, фунт/дюйм2 СD – коэффициент расхода (или эффективности) гидромониторной насадки (безразмерный), который имеет величину 0,95-0,98 при качественом изготовлении насадок ρ – плотность промывочной жидкости, фунт/галлон CЕ – энергия очистки, футо-фунт/дюйм2 (значение этой величины см. в табл. 7б).

Рисунок 5 – График зависимости расхода промывочной жидкости через

гидромониторные насадки от перепада давления.

(1 галлон/мин = 0,063 л/с; 1 фунт/дюйм² = 0,07 кг/см²)

Диаметр гидромониторных насадок, мм (дюймы)

Давление, фунт/дюйм² (× 1000)

Рисунок 6 – График зависимости ударного воздействия гидромониторной струи из насадки от перепада давления на насадках

Таблица 7б. Величина энергии очистки (компания OTIS, стр. 64 журнала Petroleum Engineers, октябрь 1985 г.)

Материал твердых отложений	Примерная величина СЕ, футо-фунт/дюйм2
Сульфат бария Силикаты Карбонат кальция Сульфат кальция Карбонаты, сульфаты, кремний Водные механические примеси с углеводородами Угольная смола Кокс и его комплексные соединения Смолы и комплексы Парафин Рыхлые осадки Буровой раствор и гель (слабосцементированные) Пластичные жидкости	7000 6000 5500 4500 3800 3200 3000 2500 2000 1200 1000 800 500

Таблица 8. Пороговое давление для различных горных пород

Тип породы	Пороговое значение давления, фунт/дюйм2
Песчаники Известняки Доломиты Гранит	2000-4200 3600-6000 4200-7300 6200-9800

5.3.6. Расширение ствола скважины

Расширители представляют собой забойные элементы бурильной колонны, которые используются совместно с забойными двигателями для очистки внутреннего проходного сечения колонны НКТ от отложений твердой фазы, твердых осадков или цемента.

5.3.6.1. Забойные двигатели

Наиболее широко с гибкими НКТ применяются забойные двигатели диаметром 1¾" (44,45 мм) и 2 ³/₈" (60,3 мм). Производство и сбыт этих двигателей осуществляется компаниями “Dyna-Drill”, “Eastman Christensen Driller” “Slim Drill” и “Drilex”.

Эти забойные двигатели могут использоваться с такими промывочными жидкостями, как насыщенный солевой раствор, вода с гелеобразователем и пена.

а) Средние технические характеристики.

Диаметр забойного двигателя, дюйм	Рекомендуемый диаметр долота, дюйм	Производительность насоса, галлон/мин min-max	Скорость вращения долота, об/мин min-max	Давление забойного двигателя Фут/дм2	Крутящий момент, футо-фунт	Максимальная мощность, л.с.
1 ¾	1 7/8-2 ¾	15-25	740-1230	400	25	4,8
2 3/8	2 ¾- 4 ¾	30-50	850-1450	800	85	14,0
2 7/8	3 1/8-4 ¾	30-70	500-1150	750	120	26,0
3 3/8	3 5/8-6 ½	90-170	400-800	750	500	53,0
3 3/4	4 ¼-6 1/2	100-200	400-800	750	560	53,0

б) Эксплуатация забойного двигателя

• в процессе спуска забойного двигателя в скважину начать циркуляцию;

• уменьшить скорость спуска на глубине около 200 футов (61 м) над верхней границей отложений, которые должны быть разбурены.

• При контакте с поверхностью осадков повышение давления на 5ОО фунт/дюйм² (35-кг/см²) будет являться показателем остановки забойного двигателя;

• Не превышать нагрузку на долото, равную 1500 фунтов (680 кг) (стандартная нагрузка на долото составляет 500-1000 фунтов (230-450 кг):

* Приподнять забойный двигатель до получения повышения давления на 100-300 фунт/дюйм² (7-21 кг/см²);

* Поддерживать эту величину давления при расходе промывочной жидкости 20-22 галлон/мин (1,26-1,39 л/сек) (или примерно такая рекомендованная для применяемого типоразмера забойного двигателя), наблюдая за выходящим из скважины потоком промывочной жидкости;

* Применяемая промывочная жидкость: вода с добавкой полимеров и понизителей трения;

* Контролировать концентрацию твердой фазы в промывочной жидкости в кольцевом пространстве в рекомендованных пределах.

5.3.6.2. Вставные расширители

Вставные расширители предназначены для устранения сужений в стволе скважины. С этой целью производится спуск расширителя в скважину в начало необходимого интервала расширения. Затем производится раскрытие выдвижных опор, расширение интервала до номинального диаметра, втягивание выдвижные корпус расширителя для перехода в транспортное положение для подъема из скважины. Обычными забойными компонентами, через которые должен проходить расширитель, являются эксплуатационная колонна НКТ, посадочный ниппель, штоки и другие трубные элементы.

• Расширители, применяемые для разбуривания:

* остатков цемента в проходном сечении после проведения ремонтного цементирования под давлением;

* твердые осадки в обсадной колонне.

• Существуют расширители следующих конструкций:

* c приводимой в действие фиксирующей системой при бурении с возвращением выдвижных опор в транспортное положение при подъеме из скважины;

* использование гидравлического привода для открытия лап расширителя в рабочее положение.

• При возврате выдвижных опор в транспортное положение желательный кольцевой зазор должен составлять 0,25" (6,35 мм), однако зазор величиной 0,125" (3,17 мм) тоже может быть достаточным при определенных условиях;

• При выдвинутых рабочих опорах расширителя разница его диаметра относительно диаметра обсадной колонны должна составлять 0,5" (12,7 мм);

• В случае остановки в скважине наблюдается увеличение давления в 500 фунт/дюйм² (35 кг/см²):

* остановить циркуляцию, приподнять колонну на 20-30 футов (6,1-9,1 м) и возобновить циркуляцию;

• Работа расширителя

• механическая скорость бурения может достигать 15-30 фут/мин (0,08-0,16 м/сек);

• скорость разбуривания цемента может достигать 1 фут/мин (0,005 м/сек);

* разделительная пробка компании Baker, установленная в НКТ диаметром 3 1/2" (88,9 мм), была успешно разбурена за 30 часов с применением забойного двигателя диаметром 1 ¾" (44,45 мм);

* из опыта работ в Северном море следует, что на больших глубинах (при достижении конечной глубины) продолжительность непрерывной работы на забое, в связи с ограничениями для забойного двигателя, составляет 6-12 часов;

• в состав стандартной КНБК колонны гибких НКТ для. бурения или расширения скважины входит несколько компонентов:

* некоторые из них являются обязательными, например, забойный двигатель, другие устанавливаются в компоновке колонны по мере необходимости;

* в состав КНБК должны входить циркуляционный переводник и гидроприводной переводник со срезными шпильками, приводимый в действие шарами различного размера.

5.3.7. Удаление восковых пробок из эксплуатационной колонны НКТ

• Осуществляется путем промывки горячей нефтью или толуолом, ксиленом или горячим водным раствором (температура 212°F (100°С);

• Между барабаном для гибких НКТ и приводным двигателем должна быть размещена перегородка;

• Удостовериться в наличии противопожарного оборудования (огнетушители и пр.);

• Предельно точно соблюдать меры безопасности работ и носить защитную спецодежду;

• В случае циркуляции горячей воды:

• иметь специальное герметизирующее оборудование, устойчивое к воздействию высоких температур;

• перед спуском гибких НКТ в скважину провести промывку всей колонны гибких НКТ, находящихся на барабане;

* проверить наличие консистентной смазки на всех роликах после проведения циркуляции.

• Осуществлять промывку на отметке 500 футов (152,4 м) под самым нижним продуктивным горизонтом;

• Проводить циркуляцию до тех пор, пока в выходящей из скважины жидкости не будет отсутствовать твердая фаза:

• Не производить повторную циркуляцию промывочной жидкости.

3. Применение гибких НКТ для интенсификации скважин

5.4.1 Преимущества

• Работы можно проводить без глушения скважины, с минимальным ухудшением эксплуатационных характеристик продуктивного горизонта;

• Доставка рабочей жидкости для обработки производится посредством циркуляции, в результате чего отпадают проблемы, связанные с методикой ремонтных работ в скважине под давлением (недостаточная приемистость скважины, ухудшение эксплуатационных характеристик продуктивного горизонта). Кроме того, при этой методике предотвращается закачка частиц окалины, парафина, сульфида железа из эксплуатационной колонны НКТ в продуктивный горизонт;

• Возможность регулирования размещения рабочей жидкости на заданной глубине и проведение на этих глубинах гидроструйной обработки. Возможность расхаживания гибких НКТ при циркуляции;

• Облегчается размещение расчетного объема разделительного агента на заданной глубине;

• Возможность проведения более качественной селективной обработки с применением надувных пакеров;

• Возможность вызова притока с регулируемым дебетом после проведения кислотной обработки (с применением азота в качестве вытесняющего агента, в случае необходимости);

• Сводится до минимума коррозия эксплуатационной колонны НКТ и фонтанной арматуры;

• Применение гибких НКТ является единственно возможным методом глубокой кислотной обработки продуктивного горизонта в горизонтальных скважинах.

5.4.2. Рабочие операции по закачке отдельных порций кислоты или применение гидромониторного метода для кислотной обработки

Выбрать наибольший возможный диаметр гибких НКТ;

• Установить в КНБК гидромониторный инструмент с расчетным ударным воздействием гидромониторных струй и с правильно установленными насадками;

• Удостовериться в правильности проведенной подготовки гибких НКТ путем промывки соляной кислотой (НС1) с последующим вытеснением расчетным объемом пены и газообразным азотом, после чего гибкие НКТ должны быть заполнены азотом.

• Принять меры по защите зон, находящихся ниже обрабатываемой зоны (при помощи закачки насыщенного солевого раствора в этот интервал);

•Испытать на приемистость продуктивный горизонт, намеченный для проведения интенсификационной обработки;

• В компоновке устьевого оборудования должен быть установлен тройник с задвижками для контроля кольцевого пространства между точками подвески обычной эксплуатационной колонны НКТ и гибкими НКТ. Необходимо регистрировать значения давления нагнетания и в кольцевом пространстве между гибкими НКТ и эксплуатационной колонной НКТ;

• На всасывающей линии буровых насосов необходимо установить фильтр низкого давления с отводом для его очистки;

• Применяемая кислота обычно представляет собой 15%-ю соляную кислоту НС1, (иногда концентрацию повышают до 28%) или смесь кислот (12% НС1 и 3% НF). Выбор концентрации кислоты осуществляют на основе лабораторных испытаний на образцах керна;

• Применять правильно подобранные ингибиторы коррозии:

• в зависимости от температуры и ожидаемого времени закачки;

• используется от 2 до 15 галлонов (7,6-56,8 л) ингибитора + дополнительно от 2 до 15 галлонов ингибитора на 1000 галлонов (3785л) кислоты;

• Непосредственно перед закачкой необходимо тщательно смешать ингибитор с кислотой;

• Закачка ингибиторов, разделительной жидкости, смазывающих добавок и других реагентов должна производиться в точке после фильтра;

• Заполнить скважину водой или насыщенным солевым раствором;

• Для предотвращения смятия колонны осуществлять закачку промывочной жидкости в процессе спуска колонны гибких НКТ в скважину;

• Закачку кислоты производить только при спуске колонны гибких НКТ до нужной глубины и после проверки возможности закачки в продуктивный горизонт;

• Перед закачкой кислоты закачать в скважину 5 галлонов (19 л) ингибитора;

• После закачки необходимого объема кислоты, например, 100 галлонов/фут,) произвести вытеснение водой с кальцинированной содой;

• Поднять колонну гибких НКТ над перфорационными отверстиями;

• В зависимости от диаметра и длины колонны гибких НКТ закачать расчетный объем:

• с производительностью 0,5-2,0 баррель/мин (1,3-5,3 л/сек) или более:

• максимальная расчетная производительность должна выбираться при давлении 300-500 фунт/дюйм^: (21-35 кг/см²); ниже давления гидроразрыва. Часто колонну гибких НКТ поднимают из скважины и продавку проводят через НКТ, находящиеся в скважине;

• При продавке через колонну гибких НКТ и эксплуатационную колонну НКТ на насосном агрегате необходимо использовать компенсатор для предотвращения смятия НКТ;

• Не закрывайте скважину после закачки кислоты. Сразу после открытия отводной линии выходящий из скважины поток жидкости необходимо направить в приемные емкости или земляной амбар;

• После продавки кислоты в продуктивный горизонт вытеснение рабочих жидкостей на поверхность может быть проведено при помощи азота.

Примечание:

В случае применения в качестве разделительного агента пены (очень подходит для интервалов с гравийной набивкой или для продуктивных горизонтов, сложенных известняковыми породами) последовательность закачки следующая:

* закачать комплексную смесь растворителя для очистки зоны, прилегающей к стволу скважины (в этом нет необходимости при высоком водонефтяном факторе или же в случае нагнетательной скважины);

* закачать буферную смесь в виде раствора пены:

• закачать объем пены с концентрацией 0,65 и поддерживать давление постоянным в течение 5-15 мин при закрытой скважине;

• закачать кислоту, содержащую вспенивающий агент с невысокой концентрацией;

* произвести вытеснение при помощи раствора, содержащего вспенивающий агент:

 повторить операции от второго этапа до последнего.