Posted 13 апреля 2009,, 08:47

Published 13 апреля 2009,, 08:47

Modified 20 августа 2022,, 21:10

Updated 20 августа 2022,, 21:10

Опыт извлечения прихваченной трубы

13 апреля 2009, 08:47
колтюбинговой установки на Вынгапуровском газовом месторождении При проведении работ по освоению скважины после ГРП на Вынгапуровском газовом месторождении был получен прихват безмуфтовой длинномерной трубы в интервале перфорации. Проведенные аварийные работы позволили полностью извлечь трубу, которая затем была повторно использована.

колтюбинговой установки на Вынгапуровском газовом месторождении

При проведении работ по освоению скважины после ГРП на Вынгапуровском газовом месторождении был получен прихват безмуфтовой длинномерной трубы в интервале перфорации. Проведенные аварийные работы позволили полностью извлечь трубу, которая затем была повторно использована. Скважина, находившаяся до ГРП в бездействующем фонде, в результате ремонтно-восстановительных работ была успешно освоена и пущена в эксплуатацию.

Одним из признанных методов интенсификации нефтяных скважин является гидравлический разрыв пласта. В то же время для газовых скважин в Западной Сибири этот метод до последнего времени не применялся. На месторождениях ООО «Ноябрьскгаздобыча» эксперименты по применению ГРП для вывода из бездействия законсервированных скважин начались с 2007 года. Впервые ГРП на сеноманских скважинах был выполнен на скважине №201 Вынгапуровского газового месторождения (ВГМ). Условия добычи и характеристики данного месторождения подробно описаны в [1]. Коротко — особенностью ВГМ является то, что при средней глубине залегания газоносного пласта 990-1060 м пластовое давление с начала разработки месторождения понизилось с 10,3 МПа до 1,1 МПа (по состоянию на 01.11.2008). Проницаемость пласта, определенная по данным газодинамических исследований скважин, изменяется от 0,35 Д (скв. №166) до 8,5 Д (скв. №160) при среднем значении 2,44 Д.

Выбранная под ГРП скважина находилась в бездействующем фонде и планировалась к ликвидации. Перед гидроразрывом был проведен большой комплекс мероприятий, включающий восстановление целостности эксплуатационной колонны, спуск и крепление потайной колонны, водоизоляция обводненной части пласта и проч.

ГРП произвели по верхнему заглинизированному пропластку. Работы выполняла компания Schlumberger.

Освоение скважины после ГРП

После проведения ГРП освоение скважины проводилось с использованием колтюбинговой установки М-10 с безмуфтовой длинномерной трубой (БДТ) диаметром 38 мм. Из-за высокой проницаемости пласта и низкого пластового давления освоение скважины невозможно проводить с использованием жидкостей и пен, поэтому для удаления проппанта применялась циклическая подача пенообразующей жидкости (ПОЖ) и газа под высоким давлением.

Текущий забой перед проведением работ по промывке проппантовой пробки и вызову притока составлял 990 м, давление в трубном и затрубном пространствах скважины было нулевым.

В скважину с помощью установки М-10 до глубины 980 м была спущена гибкая труба, оборудованная обратным клапаном наружным диаметром 56 мм и промывочной насадкой такого же диаметра. После спуска БДТ приступили к продувке скважины газом высокого давления с использованием бустерной установки и периодической подачей ПОЖ по 50-60 л. После получения циркуляции приступили к углублению и промывке проппантовой пробки по 5 м с последующей проработкой интервала. Интервал углубления (по 5 м) был выбран исходя из опыта промывки глинисто-песчаных пробок.

После достижения глубины 1005 м и при проработке интервала была получена затяжка в интервале 1003-1005 м и потеряна циркуляция. Было принято решение увеличить подачу по жидкости, однако это результатов не принесло, и в итоге был получен прихват на глубине 1009 м (см. рис. 1а). Дальнейшие работы по расхаживанию и установке нефтяной ванны положительного результата не дали.

Ликвидация прихвата трубы

Для ликвидации прихвата были разработаны мероприятия по извлечению БДТ не по частям, а целиком с использованием подъемной установки УПА-60 — продолжительные работы по извлечению трубы по кускам могли привести к насыщению скважины жидкостью глушения и тем самым снизить ожидаемый результат от ГРП.

Подготовительные мероприятия по извлечению БДТ велись в следующем порядке:

— монтаж подъемника УПА-60;

— блокировка пласта (НПОЖ с добавлением наполнителя «Полицелл-ЦФ»);

— демонтаж инжектора, превентора колтюбинговой установки М-10 с отрезанием трубы и ее фиксация;

— монтаж превентора ППР180-210.

Собственно ловильные работы включали в себя спуск НКТ-73 с наружной специальной цанговой труболовкой; промывку проппантовой пробки и комбинированный подъем НКТ-73 и БДТ на 30 м; фиксацию НКТ-73, монтаж превентора и инжектора колтюбинговой установки и подъем БДТ; демонтаж колтюбинговой установки и ремонт БДТ (сварка в линии разреза и дефектоскопия трубы и сварных швов). На заключительном этапе производился подъем НКТ-73, демонтаж оборудования и установки УПА-60, затем велись работы по освоению скважины с использованием колтюбинговой установки.

Для проведения аварийных работ были разработаны и согласованы схема обвязки устья скважины с целью обеспечения требований протифонтанной безопасности и схема натяжения БДТ при спуске НКТ-73.

Была также разработана и изготовлена сквозная цанговая труболовка (рис. 2). При спуске вниз на НКТ БДТ проходит сквозь труболовку до места прихвата, а при движении вверх цанга захватывает БДТ, что позволяет извлечь трубу. При этом нагрузка оказывается возле места прихвата, и исключается воздействие на всю трубу.

По итогам подготовительных работ был смонтирован подъемник УПА-60 и демонтирована колтюбинговая установка М-10 и устьевое оборудование (см. фото 1). При глушении скважины была применена блокирующая жидкость, приготовленная по рецептуре ОАО «СевКавНИПИгаз» на основе незамерзающей пенообразующей жидкости с добавлением наполнителей растительного происхождения «Полицелл-ЦФ» [2].

Ловильные работы

После демонтажа установки М-10 приступили к спуску цанговой труболовки на НКТ-73, параллельно вели натяжение БДТ для недопущения просадки трубы под собственным весом и ухода ее конца ниже устья скважины. Как только были достигнуты текущий забой и голова проп пантовой пробки, приступили к промывке скважины пеной (см. фото 2). Поскольку в результате многочисленных попыток промывки эффект так и не был получен, было принято решение провести вытягивание гибкой трубы с максимально допустимым для колтюбинговой установки усилием. При приложении усилия в 140 кН произошел обрыв трубы. Тогда НКТ-73 была подвешена на планшайбе, и через переходную катушку было смонтировано оборудование колтюбинговой установки (превентор и инжекторный блок). Затем гибкая труба была протянута через превентор и инжекторный блок и присоединена путем сварки к колтюбинговой установке, которая и выполнила самостоятельно подъем БДТ.

Когда БДТ подняли, обнаружилось, что разрыв произошел в резьбовом соединении «труба — обратный клапан», то есть труба была извлечена полностью. Для сокращения времени ремонта скважины обратный клапан решили не извлекать, так как он находился ниже интервала перфорации.

По окончании аварийных работ была проведена ультразвуковая диагностика БДТ, и по ее результатам было принято решение о вырезке 50 м БДТ в месте сварки (по 10 м с одной и другой стороны от шва и 30 м в конце трубы). В дальнейшем лаборатория неразрушающего контроля ООО «Газпром добыча Ноябрьск» дала заключение о пригодности этой трубы к эксплуатации.

На последнем этапе был проведен подъем НКТ-73 и демонтаж установки УПА-60 и оборудования. Продолжительность ремонта по извлечению прихваченной БДТ с учетом всех подготовительных работ в итоге составила 361 бригадо-час.

Анализ результатов операции

По результатам анализа было установлено, что основными факторами, обусловившими прихват БДТ колтюбинговой установки и значительные временные, материальные и финансовые затраты на ликвидацию аварии, являются:

— недостаточный расход газа бустерной установки для выноса проппанта из ствола скважины из-за низкого давления в шлейфе;

— позднее обнаружение потери циркуляции при промывке проппантовой пробки;

— отсутствие методики контроля за объемом выносимого проппанта;

— слишком высокая скорость углубления для данного вида операции;

— отсутствие опыта освоения сеноманских скважин после ГРП.

С учетом полученного опыта технология освоения газовых скважин после ГРП была скорректирована следующим образом:

— было поднято давление в шлейфе до 3,0 МПа путем подачи газа от УКГП к осваиваемой скважине, тем самым расход газа бустерной установки составил 25 нм3/мин.;

— проппантовую пробку промывали по 2 м с последующей проработкой, к дальнейшему углублению приступали только после выхода пачки на факельной линии;

— после промывки пробки произвели дренирование пласта путем закачки газа в пласт в течение 48 ч.

В результате проведенных работ скв. №201 ВГМ была освоена и работает сейчас с дебитом 60 тыс. м3. Продолжительность ремонта составила — 215 бригадочасов.

С учетом полученного на скв. №201 ВГМ опыта были удачно освоены после ГРП скважины №303 ВГМ и №1134 Комсомольского газового месторождения.

Список литературы:

1. Кононов А., Крекнин С., Дубровский В., Карпенко А., Сингуров А., «Особенности капитального ремонта скважин на Вынгапуровском газовом месторождении». «Нефтесервис», №3, осень 2008, с.56.

2. Гасумов Р.А., Перейма А.А., Минликаев В.З. и др. «Применение пенных систем с ТЩН для глушения скважин при проведении ремонтных работ». // Сб. науч. тр., М., ВНИИГАЗ, 1999.

"