Переключение скользящих муфт при помощи скважинного манипулятора Well Key 325.

Задача
Внутрискважинное оборудование
JIDN135245 Shifting two sliding sleeves in upside down completion using Well Key® 325
  • Тип скважины Эксплуатационная на континентальном шельфе
  • Макс. зенитный угол скважины 31.92°
  • Глубина установки скользящей муфты №1 1,577 м
  • Глубина установки скользящей муфты №2 1,498 м
  • Макс. Давление 2,300 psi
  • Макс. температура 125°C

Практический пример

Наш заказчик (добывающая компания в Индонезии) столкнулся с осложнениями в работе одной из скважин, которые были связаны с применением обратной компоновки заканчивания. Заказчику требовалось переключить две скользящие муфты диаметром 4,562 дюйма, установленные в компоновке нижнего заканчивания диаметром 5½ дюйма. Для этого рабочую компоновку нужно было спустить через компоновку верхнего заканчивания диаметром 4½ дюйма, где проход был ограничен установочной муфтой с проходным диаметром 3,688 дюйма. Инструменты, спускаемые на геофизической проволоке, применить было невозможно, поскольку для этого пришлось бы извлекать компоновку верхнего заканчивания, что потребовало бы много времени, больших затрат и привело бы к недополучению добычи.

Заказчик обратился в компанию Welltec®, поскольку ранее уже использовал наши комплексные решения по переключению скважинного оборудования. Конструкция скважинного манипулятора Well Key® обеспечивает его проход через сужения скважинных компоновок, так как его рычаги выдвигаются только после точного позиционирования инструмента в скважине для зацепления с фасонным профилем скользящей муфты.

Выполненные работы

Для данной работы был выбран скважинный манипулятор для скважин с большим отходом от вертикали Well Key 325 Extended Reach, который должен был обеспечить проход через сужение компоновки и зацепление с фасонным профилем скользящей муфты. До отправки заказчику оборудование прошло комплексное испытание системы на базе Welltec в Джакарте, и форма поверхности сопряжения рычагов манипулятора была скорректирована, чтобы обеспечить идеальное зацепление с профилем скользящей муфты. Заказчик убедился в штатной работе инструментов и рекомендовал снизить усилие, развиваемое концентратором усилия Well Stroker®, с 33 000 до 15 000 фунтов, чтобы не допустить повреждения скользящей муфты. Во время ГТМ рабочая компоновка прошла через сужение ствола без каких-либо осложнений.

Cкважинный манипулятор Well Key был с ювелирной точностью установлен над профилем скользящей муфты, после чего инструмент был приведен в действие. Затем был включен скважинный трактор Well Tractor®, чтобы произвести зацепление скважинного манипулятора Well Key с профилем скользящей муфты. Концентратор усилия Well Stroker, настроенный на усилие 15 000 фунтов, был зафиксирован в гладком патрубке диаметром 5½ дюйма (погонная масса 20 фунтов/фут) над скользящей муфтой, после чего он был приведен в действие с ходом вниз, чтобы открыть скользящую муфту. Для полного открывания скользящей муфты потребовалось два цикла работы поршня. После того как первая скользящая муфта открылась, уровень жидкости в скважине снизился. Вторую скользящую муфту открыли несколько дней спустя.

Достижения

Эта работа стала первым случаем переключения скользящих муфт при помощи скважинного манипулятора Well Key 325. Заказчик остался доволен полученными результатами. На открытие первой скользящей муфты потребовалось всего десять часов (от начала монтажа до окончания демонтажа оборудования), а второй муфты — уже только восемь часов! Скважинный манипулятор Well Key без осложнений прошел через сужение компоновки до рабочей отметки. Такое решение позволило заказчику обойтись без извлечения компоновки верхнего заканчивания и избежать сопутствующего недополучения добычи.

Данная работа продемонстрировала гибкость и оперативность решений, предлагаемых компанией Welltec. Даже несмотря на наличие в скважине обратной компоновки заканчивания, применение скважинного трактора Well Stroker в сочетании со скважинным манипулятором Well Key позволило запустить скважину вовремя, уложившись в запланированные сроки. В настоящее время скважина работает с дебитом по газу 10 млн станд. фут3/сутки (штуцер 18 %).

Такое решение позволило заказчику обойтись без извлечения компоновки верхнего заканчивания и избежать сопутствующего недополучения добычи.