5.7. Использование гибких нкт для заканчивания скважин

5.7.1. Эксплуатационная колонна НКТ с увеличенной производительностью.

В связи с нестабильным режимом потока и потерями давления в скважине скорость потока жидкости в скважине может оказаться недостаточно высокой. В результате происходит отделение промывочной жидкости с более высокой плотностью в нижней части скважины и, как следствие, увеличение забойного давления (рис.12.).

Таким образом, с падением пластового давления и/или увеличением водопритока в скважину может произойти самопроизвольное глушение скважины под воздействием промывочной жидкости с увеличенной плотностью.

При спуске колонны гибких НКТ в эксплуатационную колонну НКТ и эксплуатации скважины через кольцевое пространство между этими двумя колоннами:

• Площадь сечения проходного пространства значительно больше, чем при использовании только одной из указанных колонн, позволяет увеличить скорость промывочной жидкости и выход жидкости из скважины (практика показывает, что минимальная забойная скорость для получения притока при газлифте составляет 10 фут/сек (3,1 м/сек) номограмма для определения необходимой величины подачи газа на устье для понижения уровня жидкости в скважине показана на рис.13.).

• После этого необходимо продолжить эксплуатацию скважины.

Рис. 12. Стандартная кривая отбора пластового флюида через колонну НКТ

1 – забойное давление, фунт/дюйм²; 2 – расход, тыс. футов³/сутки; 3 – отбор пластового флюида

Рис. 13. Минимальные величины расхода для понижения уровня жидкости в скважине: 1 - давление на устье скважины; 2 - расход, млн. футов³/сутки; 3 - диаметр 1 1/4" (31,75 мм); 4 - диаметр 2 1/16" (52,4 мм); 5 - диаметр 2 3/8" (60,3 мм); 6 - диаметр 2 7/8" (73 мм).

Допускается использование стандартной установки для капитального ремонта скважин для работы с гибкими НКТ, включая подъем из скважины.

На рис.14 и рис. 15 показаны типовые компоновки колонных головок и фонтанной арматуры для подвески гибких НКТ.

Рис.14. Типовая компоновка колонной головки для подвески колонны

гибких НКТ с поверхности:

1 - переходный фланец; 2 - верхний конец колонны гибких НКТ (с фасками); 3 - клиновые элементы подвески гибких НКТ; 4 - запорные болты; 5 - узел подвески гибких НКТ; 6 - колонная головка для НКТ или переходный фланец; 7 - колонна гибких НКТ; 8 - эксплуатационная колонна НКТ.

Рис.15. Типовая фонтанная арматура и фланцы для подвески колонны

гибких НКТ с поверхности:

1 - фонтанная арматура; 2 - колонная головка для гибких НКТ; 3 - коренная задвижка; 4 – переходный фланец для колонной головки гибких НКТ; 5 - колонная головка для эксплуатационной колонны НКТ.

5.7.2. Устройство газлифта в скважине, первоначально не предназначенной

для этой цели

Колонна гибких НКТ может быть спущена (как в случае колонны для эксплуатации с увеличенной производительностью) в скважину, первоначально не оборудованную для газлифта, с целью постоянной закачки газа для эксплуатации методом газлифта.

5.7.3. Применение гибких НКТ большого диаметра в качестве

эксплуатационной колонны.

Преимущества этого метода:

• Спуск такой колонны гибких НКТ можно производить в условиях пониженного противодавления на продуктивный горизонт с целью уменьшения степени ухудшения эксплуатационных характеристик продуктивного горизонта;

• Время СПО значительно меньше по сравнению с трубами, имеющими резьбовые соединения:

• В результате отсутствия резьбовых соединений уменьшается до минимума возможность утечек;

• Стоимость гибких НКТ сравнима со стоимостью труб с замковыми соединениями;

• Применение таких труб возможно для метода искусственного газлифта.