«Те, що ми знаємо- обмежено, а те про що не знаємо- не має меж»
Луцій Апулей
Яровий Костянтин
Зміст:
· Використані терміни та поняття.
· Передмова.
· Проблема.
· Традиційні методи ліквідації прихоплення гнучкої труби.
· Вихідний стан свердловини, передумови виникнення ускладнення.
· Обладнання та інструменти необхідні для подальшого ведення робіт.
· «Snake-метод». Покрокова інструкція.
· Підсумки.
Використані терміни та поняття:
Ускладнення- порушення технологічного процесу за дотримання технічного проекту та єдиних правил безпеки, спричинені гірничо-геологічними умовами. У разі ускладнень продовження робіт можливе, але для цього необхідне виконання спеціальних заходів.
Свердловина - гірнича виробка круглого перерізу, пробурена з поверхні землі або з підземної виробки без доступу людини до вибою під будь-яким кутом до горизонту, діаметр якої набагато менший за її глибину.
ГТ (гнучка труба)- довга металева труба, зазвичай діаметром від 1 до 3,25 дюйма (від 25 до 83 мм), яку поставляють намотаною на великий барабан.
ЕК (Експлуатаційна колона) - остання колона обсадних труб, якою кріплять свердловину для відмежування продуктивних горизонтів від решти порід і видобування зі свердловини нафти або газу чи, навпаки, для нагнітання в пласти рідини або газу.
Колтюбінгове обладнання- комплекс обладнання та спеціалізованого інструменту для виконання робіт з використанням ГТ. Зазвичай складається, але не обмежується:
-колтюбінговою установкою (КУ);
-насосним агрегатом (НА);
-азотною установкою (АУ);
-комплексом промивального та циркуляційного обладнання;
-необхідною компоновкою низу гнучкої труби (КНГТ).
Ефект Бойкотта- ефект прискореного осадження домішок в посудині з похилими стінками. Спостерігається в різних дисперсних середовищах. Можливе дюноутворення, сповзання, лавиноподібне осипання шламу, що скупчився на нижній стінці похило-скерованої свердловини.
ПВО- Противикидне обладнання (англ. outburst prevention equipment, blowout equipment, blowout preventor equipment). Блок пристроїв, призначених для герметизації гирла свердловини.
ФА- фонтанна арматура. Устаткування гирла нафтової або газової свердловин, яке включає трубну головку, фонтанну ялинку, запірні та регулювальні пристрої і призначене для герметизації гирла свердловини, контролю і регулювання режиму їх експлуатації, а також для проведення різних технологічних операцій.
ПШ- планшайба (англ. face-plate, chuck plate). Елемент гирлового обладнання свердловин у вигляді покришки, на якому встановлюється гирлова апаратура і підвішуються насосно-компресорні труби.
КГ- колонна головка. Пристрій для з'єднання верхніх частин обсадних колон — кондуктора, проміжної та експлуатаційної обсадної колони після закінчення буріння свердловини, спуску експлуатаційної колони і її цементування.
Передмова:
Я назвав даний метод ліквідації прихоплення- «Snake-метод». Подальший матеріал дозволить вам побудувати асоціативний ряд і погодитись, або відкинути дану назву. Розпочну з кінця. Даний метод було винайдено в результаті ліквідації ускладнення на одній зі свердловин України. Гнучку трубу успішно вилучено, після необхідних відновлювально-регламентних робіт, продовжено її експлуатацію в звичайному режимі. Дякую #Yuri Nagorniak, #Віталій Попович («Вітер»), #Валерий Залецкий за неперевершену командну роботу.
Проблема:
Інтервенції в свердловину за допомогою колтюбінгового обладнання пов’язані з ризиками втрати рухомості гнучкої труби. Причинами можуть бути, як окремі фактори, так і комплекси різноманітних факторів, таких як:
- Різниця гідростатичних і пластових тисків;
- Невідповідність геометричних розмірів;
- Складна геометрія стовбуру свердловини;
- Не відповідність характеристик гнучкої труби свердловинним умовам;
- Розклинювання сторонніми предметами;
- Осипання гірських порід;
- Осад твердих часток в результаті невідповідності режимів промивання;
- Різкий викид значної кількості твердих часток під дією защемленого тиску після інтенсифікації;
- Ефект Бойкотта і т.і.
Традиційні методи ліквідації прихоплення гнучкої труби:
Методи ліквідації прихоплення гнучкої труби досить різноманітні і, в значній мірі, залежать від чіткого розуміння поточних умов в свердловині і процесів, котрі передували ускладненню. До найпоширеніших методів ліквідації даного ускладнення можна віднести:
1. Інтенсивне промивання;
2. Використання знижувачів тертя;
3. Кислотні ванни;
4. Використання змащувальних добавок;
5. Метод «поплавка»;
6. Метод «зебра»;
7. Метод змінних гідравлічних коливань;
8. Метод максимальних дозволених навантажень;
9. Метод відрізання внутрішньотрубними різаками;
10. Підйом НКТ/БТ з перехопленням та видаленням відрізків ГТ і т.і.
Слід зазначити, що методи ліквідації даного виду ускладнення постійно розвиваються, в значній мірі залежать від кваліфікації виконавців і швидкості їх реакції. Я би пропонував керуватись старим, надійним, батьківським принципом «від простого- до складного». Лише коли відомі, «традиційні» методи не досягли належного результату, переходити до більш складних методів. Наприклад, запропонованого.
Вихідний стан свердловини, передумови виникнення ускладнення:
В даній статті причини виникнення ускладнення обговорювати не будемо. Хотів би коротко зупинитись на передумовах і шляхах, котрі привели до народження та реалізації обговорюваного методу ліквідації ускладнення, такого, як втрата рухомості гнучкої труби.
В свердловині, з пластовими тисками значно нижче гідростатичного, проводились роботи по відновленню вибою, частково відсипаного піском, за допомогою аерованої рідини. З появою ознак відхилення від нормального перебігу процесу ( розбіжність показів реальної ваги ГТ від розрахункових, підвищення тиску циркуляції, зниження інтенсивності вихідного потоку рідини на циркуляційну ємність, зменшення об’єму піску в пробах) були прийняті заходи по уникненню ускладнення. Приступили до негайного підйому ГТ зі свердловини, зі збільшенням інтенсивності промивки та з періодичним введенням в потік порцій в’язко-пружної рідини. Підйом супроводжувався періодичними затяжками, при досягненні на індикаторі ваги критично-допустимих значень, підйом припинили та приступили до впровадження «традиційних» методів ліквідації прихоплення. Циркуляцію через ГТ згодом було практично втрачено. Як можна зрозуміти з факту виникнення даної статті, традиційні методи не призвели до належного результату. В даному випадку прихоплення відбулося утворенням пісчаного короку, або між НКТ та ГТ, або ЕК та ГТ.
Окремо хотів би зупинитись на цій невизначеності «або-або». Як виявилось в подальшому, наші первинні уявлення про місце прихоплення були не вірними. Справа в тому, що, до теперішнього часу, єдиним, широко використовуваним методом визначення місця прихоплення гнучкої труби є розрахунковий метод, заснований на змінних навантаженнях. Даний математичний метод визначення вільної точки є досить приблизним. В нашому випадку, результати отримані з трьох різних, незалежних джерел показали, що місце прихоплення знаходиться в НКТ, тому першочергові дії були направлені на вплив в розрахованому інтервалі і, звичайно, виявились не ефективними. Менш з тим, подальші кроки дозволили уникнути невизначеності і успішно ліквідувати ускладнення. Стан свердловини на початок реалізації «Snake-метода» зображено на Рис.1.
Обладнання та інструменти необхідні для подальшого ведення робіт:
Для ведення подальших робіт не потрібно якогось особливого, додаткового, вартісного обладнання. Весь перелік входить в стандартні, необхідні комплекти забезпечення бригад колтюбінга та КРС, лише деякі елементи треба удосконалити, або додатково виготовити в будь-якій найближчій токарній майстерні. Далі, для спрощення процесу сприйняття ідеї, візуалізую деякі ключові елементи.
«Snake-метод». Покрокова інструкція:
В своїй попередній статті «Освоєння свердловин: Прості речі для вирішення складних задач» я висловлював думку про важливість наявності центру креативного мислення в діяльності компанії. Перед вами ще один приклад практичної реалізації подібного підходу. Відправною точкою для подальшого розвитку ідеї став один із методів ліквідації прихоплення геофізичного кабеля, котрий використовується від дідів-прадідів. Менш з тим, гнучка труба жорстко прихоплена, «традиційні» методи не призвели до належних результатів, тому продовжимо.
Заходи з охорони праці, техніки безпеки, охорони навколишнього середовища є першочерговими і не потребують окремого нагадування. Дозволю собі лише дати одну пораду. До фізичного виконання будь-яких робіт раджу проводити загальні мітинги з безпосередніми виконавцями робіт, «роботи на папері», на котрих обговорювати крім техніко-технологічних, організаційних питань також і HSE питання. Не в режимі «прочитайте-розпишіться», а дійсно в режимі «активного залучення». Це дуже важливо.
Деякі деталі буду опускати, для скорочення об’єму, але загальний хід ви повинні зрозуміти. Рухаємось далі.
1) Розвантажити гнучку трубу до «0». 2) Закрити «трубні», «утримуючі» плашки превентора, зафіксувати. 3) Роз’єднати з’єднання між стриппакером та ПВО, припідняти інжектор над ПВО на L≈0.5-1м. 4) Встановити над ПВО утримувач ГТ (Поз. 13). 5) За допомогою ручного труборіза (Поз.12) відрізати ГТ під інжектором (слідкувати за тиском на гіпперблоках інжектора та стриппакері для уникнення зіскакування ГТ з інжектора). 6) Встановити інжектор на платформу КУ. 7) Методом перехоплення демонтувати ПВО, ФА, встановити підривний патрубок на планшайбу (ПШ) колонної головки (КГ). 8) Прибрати КУ від устя, встановити підйомний агрегат КРС, провести необхідні підготовчі, регламентні роботи. 9) Виставити кран-маніпулятор на позицію, котра дозволить одночасне виконання робіт підйомним агрегатом ( оперування НКТ) і краном маніпулятором ( оперування ГТ). Встановити кранові-ваги (Поз.3) на крюк крана-маніпулятора. 10) Методом перехоплення демонтувати ПШ, встановити ПВО-КРС. 11) За допомогою спец. інструменту (Поз.10) підготувати ГТ, встановити (Поз.11) ямочний коннектор (Поз.8) на видимий відрізок аварійної ГТ. Стан свердловини перед проведенням подальших робіт зображено на Рис.2.
.jpg)
Окремо зупинюсь на процедурі визначення інтервалу прихоплення. Точніше де прихоплено, в НКТ чи десь нижче? В процесі демонтажу ПШ ( на першій трубці) та взяття на вагу, шляхом руху вгору всієї колони НКТ (Рис.3), перевіряємо її власну вагу та вільний рух. Якщо ГТ прихоплено в НКТ, на індикаторі ваги ми побачимо власну вагу НКТ плюс вагу ГТ, та вільний рух всієї колони. Якщо ГТ прихоплено нижче башмака НКТ, ми побачимо вихід на необхідну вагу (НКТ+ГТ) та ріст ваги, «затяжку» ( не перевищувати допустимі межі навантаження на ГТ). Передбачую ваші питання з приводу можливого прихоплення самого НКТ. Трохи терпіння, далі все проясниться*.
В разі знаходження інтервалу прихоплення в межах трубного простору НКТ, подальші кроки традиційні і відомі. Учасники процесу сумісно приймають рішення, або рятувати ГТ (якщо є за що боротися), шляхом використання внутрішньотрубного різака, або піднімати колону НКТ з вилученням ГТ відрізками. Фінальне рішення залежить від комплексу факторів, таких як:
- загальна наробка ГТ;
- довжина ГТ до місця прихоплення;
- можливість використання внутрішньотрубних різаків;
- час очікування, вартість необхідних компонентів;
- вартість альтернативних варіантів з врахуванням тривалості та можливої втраченої вигоди і т.і.
В разі прихоплення нижче башмака НКТ, дозволимо «Snake» виконати свою роботу. Для зниження вірогідності падіння НКТ у свердловину, подальші роботи вести на два елеватора. 12) Через НКТ (з додаткового комплекту) пропустити довгу тросову тягу (Поз.4), подати НКТ в елеватор, петлю тросової тяги закріпити на крюку кранових ваг, шляхом одночасної роботи підйомника і крана-маніпулятора, припідняти НКТ над робочою площадкою (Рис.4).
13) Навернути коннектор тросової тяги (Поз.4) на коннектор аварійної ГТ (Поз.8). 14) За допомогою крана-маніпулятора взяти ГТ на вагу ( власна вага+ 1-2т.), зафіксувати покази на індикаторі кранових ваг. 15) Демонтувати утримувач ГТ (Поз.13). 16) Посадити ніпель НКТ в муфту, навернути з контролем якості з’єднання. 17) З контролем процесу, як по індикатору кранових ваг (вага ГТ), так і по СКР підйомника КРС (вага НКТ) провести допуск колони НКТ до виходу верхнього кінця ГТ з муфти труби, що спускається.
* Повернусь до питання можливого прихоплення НКТ. Пам’ятаєте дана невизначеність була під час процедури діагностики інтервалу прихоплення ГТ? В разі прихоплення НКТ, рух колони вниз буде відсутній. Задача ускладниться, але не є патовою. Щоб не перевантажувати дану статтю, вважаємо рух колони НКТ вільним (так і було насправді), варіант з прихопленими НКТ залишаю до самостійних роздумів.
18) Циклічним повтором п.п. 12-17 допустити колону НКТ до «голови» інтервалу прихоплення ГТ. 19) З використанням НКТ з додаткового комплекта, вертлюга промивного удосконаленого (Поз.15), жорсткої тяги (Поз.7), короткої тросової тяги (Поз.5) та перевідника (Поз.9) виготовити двоканальну промивальну систему.
Рис.4
Особливу увагу звернути на стан ущільнюючого елемента. В даному випадку було підібрано відповідний сальник колінчастого валу автомобіля (Рис.5.1).
20) Подати стовбур вертлюга в елеватор, петлю тросової тяги закріпити на крюк кранових ваг, шляхом одночасної роботи підйомника і крана-маніпулятора, припідняти НКТ над робочою площадкою (Рис.5).
21) Навернути коннектор жорсткої тяги (Поз.7) через перевідник (Поз.9) на коннектор аварійної ГТ (Поз.8) (Рис.5.2). 22) За допомогою крана-маніпулятора взяти ГТ на вагу (власна вага+ 1-2т.), зафіксувати покази на індикаторі кранових ваг. 23) Демонтувати утримувач ГТ (Поз.13). 24) Посадити ніпель НКТ в муфту, навернути з контролем якості з’єднання. 25) Через блок маніфольда (Поз.17) зібрати промивальні лінії для можливості швидкої зміни режимів промивання, в разі необхідності, з прямого (вертлюг промивальний-трубний простір-затрубний простір- блок дроселювання (Поз.18)-промивальна ємність(Поз.21)) на зворотній (затрубний простір-трубний простір-вертлюг промивальний- блок дроселювання- промивальна ємність).
Далі промивання пісчаного корока будемо здійснювати подачею рідини (в разі необхідності, азотованої рідини) в затрубний простір свердловини, з герметизацією затрубного простору на гирлі свердловини трубними плашками превентора (до появи незначних пропусків). Для перепуску муфт НКТ через плашки превентора, короткочасно перемикаємо циркуляцію на пряму промивку з виходом рідини в пригирлову шахту (пам’ятаємо, що ми, як справжні інженери, завчасно про це подбали :)) Альтернативним способом (я це люблю) є використання комплекса герметизуючого обладнання 1КГОМ (вставка №4). В нашому випадку швидко залучити подібний комплекс не вдалося, тому мились на плашках.
26) З контролем процесу, як по індикатору кранових ваг (вага ГТ), так і по СКР підйомника КРС (вага НКТ) провести допуск колони НКТ з одночасною промивкою до упора з’єднання (Рис.5.2) в верхній ковпак вертлюга промивного (Рис. 5.1). Постійно вести контроль інтенсивності вихідного потоку на циркуляційну ємність, кількості піску в промивальній рідині. Відповідальний за ведення робіт, в залежності від фактичних свердловинних умов, регулює продуктивність насосного агрегата/азотної установки, параметри промивальної рідини, темп допуску НКТ. Перед черговим нарощуванням промити свердловину до чистого. 27) Від’єднати вертлюг промивальний від колони НКТ в свердловині. Роботою крана-маніпулятора, шляхом створення додаткового навантаження на аварійну ГТ, перевірити можливість її звільнення. 28) Зафіксувати аварійну ГТ на гирлі за допомогою утримувача, від’єднати жорстку тягу, циклічним повтором п.п. 19-27 провести видалення пісчаного корока до звільнення ГТ. 29) Після звільнення ГТ, перевірити вільний хід, шляхом її подачі на максимально можливу висоту за допомогою крана маніпулятора. Демонтувати обладнання КРС, змонтувати колтюбінгове обладнання, провести підйом аварійної ГТ зі свердловини.
Підсумки:
Даний метод дозволяє значно підвищити варіативність можливих кроків в разі прихоплення ГТ в свердловині. Причому, я бачу широкі можливості для вдосконалення. Наприклад, в усуненні таких причин прихоплення, як «сторонній предмет», або «вихід ГТ за обсадну колону». Шляхом повного підйому НКТ та встановлення замість «воронки» чогось більш агресивного, під конкретні задачі, провести повторний допуск «Snake» та руйнування причини прихоплення, або ударним способом, або, шляхом внесення певних змін в конструкцію бурового вертлюга, роторним способом. Але це вже інша історія і краще «не в нашому селі» :).
Я навмисно не акцентував уваги на фінансовій вигоді. Вона може бути, як дуже значною (з врахуванням додаткових витрат на ліквідацію наслідків залишення ГТ в свердловині, та неотриманої вигоди під час вимушеного простою свердловини), так і не вартої уваги (наприклад, якщо дозволяють умови, іноді варто залишити ГТ в свердловині і продовжити експлуатацію. До вилучення ГТ повернутись по потребі). Кожна свердловина, як кохана жінка, потребує уважного і обережного відношення і тоді, можливо, вона відповість взаємністю.
