close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

795

код для вставкиСкачать
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
РЕШЕНИЕ НТНР–ПРОБЛЕМ
БЛАГОДАРЯ
ИННОВАЦИОННОМУ
ИНСТРУМЕНТУ
J. Clemens, Halliburton и�
�� L. F. Rivas, Chevron
Экономически выгодный спуск на канате забойных пакеров обеспечивает значительную экономию
затрат в глубоководный проект Tahiti компании Chevron
Проект Tahiti�
������� в
�� Мексиканс�
����������
ком заливе связан с разработкой
глубокозалегающей залежи с вы�
соким пластовым давлением, что
связано с определенными трудно�
стями (рис. 1). Оператором проек�
та выступает компания Chevron��
���������,
доля которой составляет 58 %, а
доля компаний-партнеров Statoil�
��������
и ������
Total� ������������
составляет, соответствен�
�������������
но, 25 и 17 %. Месторождение
Таити расположено примерно в
100 милях (1миля = 1,609 км) юж�
нее Луизианы в водах глубиной
4100 фут (1 фут = 0,3048 м), при�
чем основной продуктивный го�
ризонт залегает на глубине около
26 000 фут (рис. 2).
На этой площади компа�
ния ����������������������
Chevron���������������
успешно закон�
чила разведочную скважину,
и в свое время это была самая
глубокая опробованная сква�
жина в Мексиканском заливе.
Забойное давление составляет
около 20 000 фунт/дюйм2; добы�
ча на скважинах составляет в
среднем 25 000 брл/сут нефти.
Компании-партнеры хотели найти альтернативу традиционно�
му способу установки забой�
ных пакеров в таких глубоких
скважинах при помощи труб и
обратились с этой проблемой к
компании Halliburton���������
��������������������
. Обычно
установка забойного пакера та�
ким способом на глубине около
25 000 фут занимает 48 ч.
Учитывая высокие ставки за
аренду буровой установки, ком�
пания ��������
Chevron� �������
искала �������
альтер�
нативу традиционному способу
установки пакеров с помощью
труб. С учетом того, что на пер�
52
Штормы и ураганы
Уровень моря
Кольцевые и вихревые
течения вызывают колебания и
перемещения бурильной колонны
Мексиканский залив
Отложения
Купол
аллохтонной соли
Непредвиденные
приповерхностные газовые
пропластки с высоким давлением
Купол подвижной, текучей,
растворимой соли толщиной
10 000 фут с непредвиденными
прослоями захваченных
отложений
Подошва солевых отложений –
быстрые перепады давления
Верхнетретичные
отложения
Нижнетретичные
отложения
Автохтонная соль
Фундамент
Зоны низких давлений, которые
являются причиной потери
циркуляции – поглощения промывочной
жидкости
Глубокозалегающая залежь с
высоким давлением, температурой
и невысокими естественными
фильтрационными характеристиками
Рис. 1. Технические трудности в районе месторождения Таити многочисленны и
разнообразны
Скважинаоткрывательница
Оценочная
Разведочная
Северный центр
эксплуатационного
бурения
Основные проекты
Южный центр
эксплуатационного
бурения
Рис. 2. Площадь Таити расположена примерно в 100 милях южнее Луизианы в водах
глубиной 4100 фут
вом этапе проекта Tahiti�
������� необхо�
�������
димо было закончить пять сква�
жин, экономию затрат можно
было умножить на пять (при ис�
пользовании канатного спуска
оборудования).
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
Рабочий предел по гидростати�
ческому давлению для обычных
канатных посадочных инстру�
ментов взрывного типа оказался
ниже 20 000 фунт/дюйм2 (забой�
ное давление скважин проекта
Tahiti���
). Вопрос
������������������
заключался в
�� том,
�����
существует ли надежный способ
спуска забойных пакеров при по�
мощи каната при очень высоких
давлениях и температурах. Ус�
тановку пакера в первой закон�
ченной бурением скважине проекта Tahiti�
������� наметили
��������� на
��� сентябрь
���������
2006 г.
Во всех скважинах место�
рождения планировалось ус�
тановка забойного пакера в
нижней части, в которой раз�
мещается
противопесочный
фильтр нижнего интервала.
Поскольку при таких глубинах
и давлениях для установки за�
бойных пакеров, мостовых про�
бок и цементировочных паке�
ров нельзя было использовать
традиционные посадочные инс�
трументы, единственным способом установки этих инстру�
ментов были трубы. Спуск и ус�
тановка инструментов при по�
мощи рабочей колонны заняла
бы, как минимум, двое суток.
Для спуска забойного пакера
при помощи каната сервисная
компания предложила исполь�
зовать скважинный исполни�
тельный механизм (���������
downhole�
power� �����
unit� ��
– �����
DPU��) ��
– ��������
электро�
механический посадочный инс�
трумент. Для размещения ����
DPU�
было предложено задействовать
канатные подъемники, которые
имелись на полупогружных бу�
ровых установках пятого поко�
ления Cajun� �������
Express и Discovery�
Deep� Seas,
���� оснащенных систе�
мой динамического позицио�
нирования и способных вести
бурение до глубины 35 000 фут.
Владельцем установок является
компания Transocean�
�����������.
Поскольку в результате ис�
следования выяснилось, что при
имеющихся глубинах и давлени�
ях установка забойного пакера
при помощи традиционных ка�
натных посадочных инструмен�
тов невозможна, компании ре�
шили провести аттестационное
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Соединение с канатом
Локатор муфт
Электродвигатель
Линейный привод
Переходник
Рис. 3. DPU является электромеханическим посадочным инструментом,
применяемым для установки забойного
пакера при помощи каната
испытание DPU�������������
����������������
при высоких
давлениях.
DPU����������������������
применяется для уста�
новки ствольных герметизирую�
щих устройств более десяти лет.
Электроэнергия к DPU��������
�����������
подает�
ся по электрокабелю от наземного источника питания посто�
янного тока. Данный инструмент
рассчитан на давление смятия
20 000 фунт/дюйм2, температуру
200 °С (400 °F�����������
) и усилие сдвига
�������
60 000 фунт (1 фунт = 0,453 кг).
Максимальный
эффективный
ход посадки составляет 8,75”, как
и для большинства канатных по�
садочных инструментов взрыв�
ного типа.
Поскольку DPU����������
�������������
представ�
ляет собой электромеханический инструмент, усилие сдви�
га 60 000 фунт обеспечивается в
течение всего посадочного хода.
Расчет конструкции ������
DPU���
и ана�
����
лиз конечных элементов показа�
ли, что работа DPU�
���� ��
в ����������
условиях,
существующих на забое скважин
месторождения Таити, будет про�
ходить в допустимых техничес�
ких пределах.
В скважине на глубине
26 500 фут (при забойном давле�
нии 20 400 фунт/дюйм2, темпе�
ратуре 200 °F��������������������
, и жидкости для за�
№7 • июль 2008
канчивания скважин плотностью
14,8 фунт/галл) необходимо было
установить забойный пакер диа�
метром 9 7/8”. Кроме того, при�
шлось обеспечить усилие сдвига
55 600–63 840 фунт-сила. Для
уравновешивания забойного дав�
ления при перфорировании сква�
жины после установки забойного
пакера потребовалась утяжелен�
ная жидкость с добавлением ������
ZnBr��.
DPU��, имеющий
�������� нижнее
��������������
резьбо�
вое соединение, имитирует обыч�
ный посадочный комплект, кото�
рый совместим с соединениями
забойного пакера и требуемой
длиной хода.
Поскольку давление в сква�
жине очень высокое, для под�
тверждения надежной работы
DPU���������������������������
была предложена программа
испытаний. Условия в скважине
вызывали опасения, к числу ко�
торых относилось высокое гид�
ростатическое давление, утечки
в кольцевом уплотнении, утечки
в уплотнении рабочего штока и
чрезмерный электрический ток
из-за сжатия уплотнения на рабо�
чем штоке.
Серьезное беспокойство так�
же вызывало трение каната при
больших глубинах (требующее
проведение моделирования по
каждой скважине), целостность
электрокабеля и утечки тока в
жилах, а также потребление тока
компоновкой в процессе установ�
ки пакера.
Испытания проводились в че�
тыре этапа:
•имитация
хода
посадки
пакера
в
атмосферных
условиях;
• ����������
испытание ���
на ���������������
сдвиг при высоком давлении и температуре;
• ���������������������
натурное комплексное �����
испытание с наземной техникой,
электрокабелем и компоновкой инструментов;
• ��������������������������
испытание по установке пакера в обсадной трубе при
высоком давлении и температуре.
Эти испытания подтвердили
надежную работу DPU�
���� в
�� экстре�
�������
мальных рабочих условиях, что
обеспечило экономические вы�
годы, которых добивалась компа�
ния Chevron�
��������.
53
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
ОПИСАНИЕ
DPU
DPU�������
можно спускать
��������� на
��������
глад�
ком канате, канате с оплеткой,
электрокабеле или гибких тру�
бах. Инструмент приводится в
действие либо от аккумуляторов
в операциях на гладком канате,
либо от наземного источника пи�
тания в операциях с электрокабе�
лем (рис. 3). Инструмент обладает
целым рядом характеристик, ко�
торые способствуют улучшению
процесса установки и повыше�
нию безопасности работ. К таким
характеристикам относится сле�
дующее.
• Приводится в действие не
взрывным способом. Поскольку
инструмент является электроме�
ханическим, особые проблемы с
транспортировкой не возникают,
не требуется соблюдать радио�
молчание во время операции, и
не нужен персонал, обученный
обращению с взрывчатыми ве�
ществами.
• Скорость установки со�
ставляет около 0,5 дюйм/мин.
Сверхмалая скорость установки
позволяет плашкам ствольных
герметизирующих
устройств
медленно сцепиться с колонной
НКТ. Уплотняющий элемент
ствольного герметизирующего
устройства расширяется посте�
пенно, обеспечивая надежное
прилегание к поверхности НКТ
и обсадной колонны по всей ок�
ружности.
• Посадочное усилие увели�
чивается гидростатическим дав�
лением, что позволяет проводить
операции в скважинах с высоки�
ми давлениями и температурами.
Что же касается выходного по�
садочного усилия взрывных по�
садочных инструментов, то оно
уменьшается при превышении
расчетного
гидростатического
давления.
• Инструмент может обеспе�
чивать максимальное посадоч�
ное усилие в течение всего хода
штока. Взрывные же посадоч�
ные инструменты обеспечивают
максимальное посадочное уси�
лие, которое возникает в конк�
ретном месте во время установ�
ки.
54
• Усилие можно прилагать при
ходе штока внутрь или наружу.
Рабочие параметры для дан�
ного случая были равны или не�
много превышали паспортные
рабочие параметры инструмента.
Хотя ��������������������������
DPU�����������������������
уже много лет успешно
применяется в обычных эксплу�
атационных условиях по всему
миру, это был первый случай ис�
пользования этой технологии при
высоком давлении и температу�
ре. Поэтому для подтверждения
эффективной и надежной рабо�
ты инструмента потребовалось
проведение всесторонних испы�
таний.
ИСПЫТАНИЯ
Для данного проекта было
предложено провести четырехэ�
тапное испытание с двумя DPU�
����.
Этап 1. Проверка на испытательном стенде и имитация сдвига. Цель первого этапа – удосто�
вериться в том, что электрический
ток и механические усилия при
обязательном испытании на мак�
симальный сдвиг не превышают
технических возможностей DPU��
�����.
Во время испытания проводилась
регистрация рабочего напряже�
ния и тока в инструменте.
Инструмент закрепили на
испытательном стенде и имити�
ровали явления сдвига при уста�
новке пакера. Испытательный
стенд представляет собой гидро�
цилиндр, который создает усилия
(до 116 000 фунт), направленные
против инструмента и равные
всем значениям сдвига во время
установки пакера. Создаваемые
усилия разнесены в пространстве
так же, как во время установки
пакера.
Инструмент успешно выдер�
жал испытание.
Этап 2. Испытание на сдвиг при
высоком давлении и температуре.
Цель испытания – удостовериться
в том, что электрический ток и ме�
ханические усилия при обязатель�
ном испытании на максимальный
сдвиг (64 000 фунт-сила) не превы�
шают технических возможностей
DPU�������������
. Инструмент испытывали
����������� в
��
камере, в которой поддержива�
лась температура 275 °F������������
и давление
21 000 фунт/дюйм2. Условия испы�
тания выходили за пределы мак�
симального расчетного давления и
усилия сдвига инструмента.
В инструменте имеется внут�
реннее атмосферное давление;
гидростатическое давление «по�
могает» инструменту благода�
ря снижению потребления тока
электродвигателем. Паспортное
максимальное усилие сдвига инс�
трумента равно 60 000 фунт, а пас�
портное максимальное давление
составляет 20 000 фунт/дюйм2. Во
время испытания проводилась ре�
гистрация рабочего напряжения и
тока. Эти данные были необходи�
мы для сравнения с данными чет�
вертого этапа.
После успешной установки
пакера при высоком давлении и
температуре инструмент разо�
брали и проверили на отсутствие
отклонений. Проверка показала,
что все узлы инструмента рабо�
тали нормально. Инструмент вы�
держал этот этап испытаний.
Этап 3. Испытание с канатным подъемником. Два инстру�
мента успешно прошли испыта�
ния на канатном подъемнике с
полностью заполненным кабель�
ным барабаном для подтвержде�
ния надежного электропитания.
К электропитанию предъявляют�
ся высокие требования, поэтому
провели подтверждающую про�
верку и гарантирующую подачу
электроэнергии через локатор
муфт, установленный выше инс�
трумента.
Потребность в электроэнер�
гии инструмента �������������
DPU����������
во время
установки пакера не такая, как
у обычного канатного посадоч�
ного инструмента. На протяже�
нии всей операции необходимо
компенсировать потери напря�
жения в электрокабеле. Потери
напряжения в жилах кабеля за�
висят от сопротивления брони
кабеля и брони жилы. Темпера�
тура в скважине также негатив�
но влияет на потери напряжения
в кабеле в процессе установки
пакера.
Этап 4. Пробная установка пакера в обсадной трубе при высоком давлении и температуре. На
заключительном этапе испыта�
ний в обсадной трубе установили
№7 • июль 2008
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»
DEEPWATERTECHNOLOGY
9 5/8-дюймовый пакер, при
В 20:50 начали подъем
этом в испытательной ка�
компоновки из скважины и
мере поддерживалось дав�
к 1:00 компоновка была на
ление 20 000 фунт/дюйм2 и
поверхности. После спуска
температура 275 °F�������
. Элек�
в скважину колонны НКТ
троэнергия подавалась с
ее башмак посадили на па�
каротажной станции. Для
кер и приложили нагрузку
проверки работы ����
DPU� ис�
���
в 30 000 фунт для проверки
пользовались две разных
прочности посадки пакера.
DPU�����������������
-системы. В двух неза�
�����
Пакер не сдвинулся с мес�
висимых испытаниях уста�
та.
новили два пакера.
DPU����������������
присоединили к
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
пакеру и разместили эту
Экономическая
цель,
компоновку в испытатель�
поставленная компанией
ной камере, в которой всю
Chevron����������������
, была достигну�
ночь поддерживалось вы�
та. Успешная установка
сокое давление и темпера�
забойного пакера при по�
тура. С помощью канатно�
мощи каната позволила
го подъемника запустили
сэкономить, как минимум,
процесс установки пакера.
24 ч, что вылилось в значи�
При этом велась регистра�
тельную экономию затрат.
ция рабочего напряжения
После проведения этой
и тока, которые сравнили с
успешной операции ����
DPU�
результатами, полученны�
еще использовали для ус�
ми на втором этапе.
тановки четырех забойных
После успешной уста�
и двух цементировочных
новки пакера при высоком Рис. 4. После присоединения пакера к DPU всю компоновку пакеров в ходе реализации
давлении и температуре спустили в скважину
первого этапа проекта ���
Ta�
инструмент разобрали и
hiti���������������������
. Сервисная компания
проверили на отсутствие откло� тан на максимальную нагрузку провела еще двадцать операций
нений. Проверка показала, что 25 000 фунт и имеет рабочую на� с этим инструментом в анало�
при таких экстремальных усло� грузку 15 000 фунт.
гичных условиях для компании
виях все узлы инструмента рабо�
и других заказчиков.
К �������������������������
DPU����������������������
присоединили переход� Chevron���������������������
тали нормально.
Перевел С. Сорокин
ник, который представляет собой
нижнее соединение инструмен�
УСТАНОВКА
та. 20 ноября 2006 г. в 15:15 DPU�
����
ЗАБОЙНОГО
присоединили к локатору муфт.
ПАКЕРА
Чтобы убедиться в правильной
Jack Clemens (Дж. Клеменс)
Вопросы безопасности обго� работе DPU���������������������
������������������������
, подали электропита�
получил степень бакалавра
ворили на месте расположения ние. Рабочий шток выдвинулся на
по механике в университете
Арканзаса в 1971 г. Прошел
скважины до начала операции. 1/16”. Это подтвердило, что DPU�
����
квалификационные испы�
После присоединения ������
DPU���
к сис�
���� и система установки скомпонова�
тания и зарегистрирован
как специалист в шт. Техас.
теме установки провели назем� ны правильно.
Имеет 20-летний опыт ра�
ное испытание на сдвиг. Цель
К DPU���������������������
������������������������
присоединили пакер.
боты в Halliburton и других
– убедиться в правильности ком� Затем всю компоновку подняли
компаниях. Область его
интересов – скважинные
поновки DPU��
�����, ������������������
системы установки и ввели в скважину (рис. 4). Вес профессиональных
электромеханические инструменты, приме�
и удостовериться в том, что пита� компоновки в воздухе равнялся няемые в операциях на канате и перфориро�
ющее напряжение, напряжение 1130 фунт. Компоновку начали вании. Имеет восемь патентов, является соав�
тором многочисленных технических статей.
в �����������������������������
DPU��������������������������
и ток во время установки спускать в скважину, при этом Г-н Клеменс является техническим советником
соответствуют норме.
для коррекции глубин три раза в Halliburton Wireline and Perforating Group.
Наземное испытание на сдвиг проводили регистрацию дан� Luis F. Rivas (Л. Ф. Ривас) получил степень
было необходимо для безотказ� ных.
бакалавра по технологии добычи нефти и газа
университете штата Пенсильвания. Имеет
ной работы DPU��������
�����������
. Перед спус�����
Компоновку расположили на в30-летний
опыт работы. Работает в компании
ком DPU�
���� ��
в ���������
скважину ���������
на глуби� глубине 26 996,5 фут и привели в Chevron с 1980 г. на различных должностях.
ну 27 095 фут спустили метал� действие DPU������������������
���������������������
для установки за� Работает в области бурения, заканчивания
добычи (Мексиканский залив,
лоуловитель и кольцо-калибр бойного пакера. Затем компонов� скважин,
Скалистые горы, Калифорния). В настоящее
диаметром 8,5”. Емкость бараба- ку приподняли и вновь опустили время является старшим советником по
заканчивания скважин в Chevron
на канатного подъемника состав� на пакер для проверки его место� технологии
North America Upstream в группе проекта Таити
ляла 36 000 фут. Канат рассчи- положения и посадки.
(Хьюстон, шт. Техас).
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т
Е
Х
Н
О
Л
О
Г
И
И
№7 • июль 2008
55
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
2
Размер файла
797 Кб
Теги
795
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа