The problems of coiled tubing application in Vankor oilfield

By Suleiman Sitdikov and Stanislav Zagranichny

As Vankor oilfield keeps on growing and more wells are put into production, the role of coiled tubing is changing too. To overcome current problems and make amendments to jobs designs investigation and development of new technologies are completed with the view of their further application in Vankor oilfield. Some ideas imply the use of old technologies tested in other oilfields before, which were not used in Vankor oilfield so far. Other ideas involve the usage of custom-made equipment to overcome unique problems arising in particular wells.

The toughest problem to solve in Vankor oilfield has been complications which occurred when reaching the total depth with coiled tubing. There are many different causes of the problem: starting with wellbore deviation, asphalt, resin and paraffin deposits, features of downhole equipment, cuttings created after drilling, or work over, and finishing with equipment failure or CT unit operator's mistake.   

Limitations in reaching required depth are primarily caused by forces arising during friction contact between coiled tubing and a borehole. As it has been mentioned in many works, when the force of axial compression acting on coiled tubing exceeds some critical point, tubing crooks and it takes a sinuous form. With further increase in the force of axial compression coiled tubing deforms in a spiral.  Being limited by wellbore, mashed spiral coiled tubing will be retained against the wellbore wall, thus, resulting in additional contact forces.  The force required for running coiled tubing in a well greatly increases following spiral crooking. Friction force greatly increases when coiled tubing contacts wellbore walls or casing walls, and exceeds external push force, thus, blocking the tool in crooked well bore sections. Such situation is called blocking.

Coiled tubing pass ability can be increased by reducing friction force between coiled tubing and well walls, thus, resulting in locking delay. It can be done by reducing the factor of friction between coiled tubing and wellbore walls, or by reducing the friction of coiled tubing on the walls of wellbore.  To resist friction force a downhole vibration tool AGitator^tm, is used. The tool is built in bottom hole assembly and it helps to delay spiral blocking. It is due to the effect created by this tool it became possible to reach total depth with coiled tubing at the wells where they failed to do it before.

One more available option is the usage of press for strengthening. Coiled tubing is unreeled, and when enveloping the swivel, it passes through injector into a hole. It is plasticized in the process, resulting in residual bending.  Deep running can be reached by reducing initial friction force arising due to the contact of coiled tubing and wellbore walls, by means of removing the residual CT bending.

First running into hole before it starts flowing does not usually involve incidents. However, following its putting into operation, extra factors can play a certain role.  Flowing well can help coiled tubing to reach total depth, exposing it to vibration, but excessive flow effect can reduce outer push force, thus, preventing from CT running. Usually production rates are quite high in Vankor oilfield, therefore, this factor shall be considered when seeking for optimal mode of inflow in a well performing CT operations, especially when using long strings or logging tools with big outer diameter.

One more problem affecting the performance is considerable number of asphalt, resin and paraffin deposits formed at outer CT walls and in lift tubing.  Factors of these deposits formation are determined by formation oil properties. According to the analysis conducted by JSC "TomskNIPIneft VNK", the oil of Vankor oilfield has high tendency for asphalt, resin and paraffin formation.  Oil has a large number of solid (high molecular) paraffin (9,8 % mass), a slight number of resin being natural  depressants, and a large number of light hydrocarbons (С1-С9) reducing the solubility of high-molecular paraffin. Therefore, oil has a high chilling point (+15° С), and high paraffin saturation point. With reduction of flow temperature, below 38° С , a solid phase separation and high-molecular paraffin deposition will occur, thus, resulting in formation of asphalt, resin and paraffin deposits on tubing walls and reduction of well production rate.

As a result, such deposits can be very critical. In spite of the fact a resin stripper removes most part of paraffin from coiled tubing, some quantity gets into small irregularities on coiled tubing surface, resulting in filling the injector slots with wax, and tubing slippage. Therefore, one of the main tasks of CT fleet is the removal of all consolidated deposits (asphalt, resin and paraffin deposits or compounds of asphalt, resin and paraffin deposits and other solid substances) from tubing and wellbore with corresponding cleaning.  One of the most effective cleaning methods is application of rotating high-pressure jet nozzles. Striking force of jet stream removes deposits and they are carried away with the fluid flow. The nozzle rotation ensures its action will completely cover the inner part of the tubing. Additional benefit of rotation is turbulent flow added to the fluid flow as it improves its ability to carry the particles. State-of-the art high-pressure jet nozzle was applied in Vankor oilfield to clean the screen and production string from asphalt, resin and paraffin deposits. Self-rotating circuiting head of jet nozzle with the ability to control the rate of rotation was custom designed to clean wells from deposits. Powerful jet streams effectively clean large areas. Reaction force of the stream induces centrifugal motion of nozzle head with speed from 200 - 400 (first order nozzle) to 2000 (second order nozzle) rpm. Rotating jet nozzle allows for the well treatment with stream at angles 45° and 90°, ensuring complete coverage of treatment area. During operations in Vankor oilfield wells jet nozzle was operating in optimal mode to ensure both striking force for removal of any solid deposits formed on the screens and rotation required for turbulent fluid flow. Working speed 3 m/min guaranteed the screens were completely treated. Selection of samples for total suspended solids was analyzed in the laboratory within the process of operations. It verifies effective performance and validity of assumptions on the well condition prior to jobs start.

As it was noted before, formation of asphalt, resin and paraffin deposits on coiled tubing and inside the production casing has been an ongoing issue. The usage of hot oil circulation is a current solving of the problem of excessive deposits on outer surface of coiled tubing. To improve cleaning and reduce deposition extent, new inhibitor of asphalt, resin and paraffin deposits is tested. The inhibitor is mixed with circulating fluids based on high-temperature degassed crude oil in advance. Lab tests showed that the inhibitor can significantly shift the temperature of wax solidifying in crude oil under conditions specific for Vankor oilfield wells, thus, preventing from sedimentation of asphalt, resin and paraffin deposits on coiled tubing when placing it.

When the well is cleaned, tools can be run into hole to perform logging jobs in producing well by means of coiled tubing in standard assembly or with vibration tool AGitator^tm with cable entries. In this option the cable can pass by the part of the tool which generates vibrations and directly energize the set of logging tools. The AGitator^tm tool ensures the depth reached when cleaning bottom hole and performing dummy runs can be reached again during logging jobs. Following solving the issue with well clean out, the possibility of running positioning tools (tractor) on coiled tubing can be considered.   

The rest problems which were faced when performing CT jobs are standard for most of other oilfields in the world.  

Russian Version:

Специфика применения ГНКТ на Ванкорском месторождении

Поскольку Ванкорское месторождение продолжает расти, все больше скважин вводится в эксплуатацию, роль ГНКТ также меняется. Для преодоления текущих проблем и внесения изменений в выполнение работ проводятся исследования и разработка новых технологий для их дальнейшего применения на Ванкорском месторождении. Некоторые идеи заключаются в применении старых, проверенных в прошлом на других нефтяных месторождениях технологий, которые до сих пор не использовались на Ванкорском месторождении. Другие предполагают использование сделанного под заказ оборудования для преодоления уникальных проблем, возникающих в отдельных скважинах.

Наиболее трудноразрешимой проблемой, встречавшейся до сих пор на Ванкорском месторождении, являлись осложнения при достижении конечной глубины с помощью ГТ. На это существует множество различных причин, начиная с искривления ствола скважины, асфальтено-смолисто-парафиновых отложений (АСПО), особенностей внутрискважинного оборудования, обломков породы после бурения или шлама, оставшегося после КРС, и заканчивая неисправностью оборудования или ошибкой оператора установки ГНКТ.

Ограничения в достижении необходимой глубины, прежде всего, обусловлены силами, возникающими при фрикционном контакте ГТ со стволом скважины. Как было уже описано во многих работах, когда сила осевого сжатия, действующая на ГТ, превышает некоторое критическое значение, происходит искривление трубы, и она принимает синусоидальную форму. При дальнейшем увеличении силы осевого сжатия ГТ деформируется в спираль. Будучи ограниченной стволом скважины, смятая в спираль ГТ будет прижиматься к стенке ствола скважины, что приведет к возникновению дополнительных контактных сил. Сила, необходимая для спуска ГТ в скважину значительно увеличивается после того, как произошло спиралевидное искривление. Сила трения увеличивается при контакте ГТ со стенками ствола скважины или обсадной колонны и превосходит внешнее толкающее усилие, блокируя тем самым размещение инструмента в искривленных секциях ствола. Такая ситуация называется запиранием.

Увеличение проходимости ГТ может быть достигнуто путем снижения силы трения между ГТ и стенками скважины, откладывая тем самым наступление запирания. Этого можно сделать, уменьшив коэффициент трения между ГТ и стволом скважины или уменьшив само трение ГТ о стенки ствола скважины. Для преодоления силы трения используется внутрискважинный вибрационный инструмент AGitator^tm, который встроен в КНБК и помогает замедлить наступление спиралевидного запирания. Эффект, создаваемый этим инструментов, помог ГТ достигнуть конечной глубины в скважинах, на которых ранее это не удавалось.

Еще одной доступной опцией является использование пресса для выпрямления. ГТ разматывается с барабана и, огибая вертлюг, проходит сквозь инжектор в скважину. При этом она подвергается пластической деформации, что приводит к возникновению остаточного изгиба. Большая глубина спуска может быть достигнута при уменьшении начальной силы трения, возникающей из-за соприкосновения ГТ со стенками ствола скважины, путем устранения остаточного изгиба ГТ.

Первый спуск в скважину, когда она еще не фонтанирует, обычно проходит без инцидентов, однако после ввода ее в эксплуатацию, в игру могут вступать дополнительные факторы. Фонтанирующая скважина может помочь ГТ достигнуть конечной глубины, подвергая ее вибрации, однако чрезмерное влияние потока может уменьшить внешнее толкающее усилие, препятствуя тем самым спуску ГТ. Обычно темпы добычи на Ванкорском месторождении достаточно высоки, поэтому необходимо принимать этот фактор во внимание при поиске оптимального режима притока в скважину во время проведения в ней операций с применением ГНКТ, особенно при использовании длинных колонн или инструментов для каротажа с большим внешним диаметром.

Еще одной проблемой, влияющей на производительность работ, является значительное количество АСПО, образующихся на внешней стороне ГТ, а также в лифтовых трубах. Факторы образования АСПО определяются свойствами пластовой нефти. Согласно анализу, проведенному ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК», нефть  Ванкорского месторождения имеет очень высокую склонность к образованию АСПО. Нефть содержит в своем составе значительное количество твердых (высокомолекулярных)  парафинов (9,8 % масс.), незначительное количество смол, являющихся естественными депрессантами, и значительное количество легких углеводородов (С1-С9), снижающих растворимость в нефти высокомолекулярных парафинов, поэтому нефть имеет высокую температуру застывания (+15° С), и температуру насыщения нефти парафином. При снижении температуры потока, ниже 38° С , будет происходить выделение в виде твердой фазы и выпадение наиболее высокомолекулярных парафинов, которые, адсорбируясь на стенках НКТ будут приводить  к образованию АСПО и снижению дебита скважины..

В результате, такие образования могут быть весьма существенными. Несмотря на то, что резиновый герметизатор убирает большую часть воска с ГТ, определенное его количество попадает в небольшие неровности на поверхности ГТ. Это приводит к тому, что воск заполняет пазы в инжекторе и труба начинает проскальзывать. Поэтому одной из главных задач перед комплексом ГНКТ является необходимость убрать все затвердевшие отложения (АСПО или комбинированные соединения АСПО и других твердых веществ) с труб и ствола скважины при помощи соответствующей очистки. Одним из самых эффективных способов очистки является применение вращающихся гидромониторных насадок высокого давления. Ударная сила реактивной струи удаляет отложения, и они увлекаются потоком жидкости. Вращение насадки гарантирует, что ее действие полностью охватит всю внутреннюю часть трубы. Дополнительная польза от вращения заключается в добавлении турбулентного течения к потоку жидкости, что усиливает ее способность транспортировать частицы. Гидромониторная насадка высокого давления, соответствующая современному техническому уровню, была применена на Ванкорском месторождении для очистки сетчатых трубных фильтров и лифтовой колонны скважин от АСПО. Самовращающаяся промывочная головка гидромонитора с возможностью контроля скорости вращения специально разработана для очистки скважин от отложений. Мощные реактивные струи эффективно производят очистку на большой площади. Сила реакции струи вызывает центробежное движение головки гидромонитора со скоростями порядка от 200 - 400 (гидромонитор первого порядка) до 2000 (гидромонитор второго порядка) оборотов в минуту. Вращающаяся гидромониторная насадка позволяет струе воздействовать на ствол скважины под углами 45° и 90°, что гарантирует полное покрытие зоны обработки. При непосредственной работе в скважинах Ванкорского месторождения гидромониторная насадка работала в оптимальном режиме, обеспечивая как ударную силу для удаления любых твердых отложений, образовавшихся на трубных фильтрах, так и вращение, необходимое для турбулентного течения жидкости. Рабочая скорость в 3 м/мин гарантировала, что трубные фильтры были полностью обработаны. Отбор проб на КВЧ в процессе выполнения операций подвергался анализу в лабораторных условиях и свидетельствует об эффективной работе и правильности предположения о состоянии скважины до выполнения работ.

Как было отмечено, образование АСПО на ГТ и внутри лифтовой колонны является постоянной проблемой. Использование циркуляции горячей нефти является текущим решением проблемы чрезмерных отложений на внешней поверхности ГТ. Для улучшения очистки и снижения степени осаждения проводятся испытания нового ингибитора АСПО, который заранее примешивается к промывочным жидкостям на основе дегазированной сырой нефти высокой температуры. Лабораторные тесты показали, что ингибитор может значительно сместить температуру застывания парафина в сырой нефти при условиях, характерных для скважин Ванкорского месторождения, и тем самым предотвратить осаждение АСПО на ГТ во время ее размещения.

Когда скважина очищена, можно спускать инструменты для проведения каротажа в эксплуатационной скважине на ГТ в стандартной компоновке или с вибрационным инструментом AGitator^tm с кабельным вводом. В этой версии кабель может обойти ту часть инструмента, которая генерирует вибрации, и запитать непосредственно комплекс каротажных инструментов. Инструмент AGitator^tm гарантирует, что глубина, достигнутая при выполнении нормализации и испытательных спусков, снова может быть достигнута при выполнении каротажа. После решения проблемы с очисткой скважины, также может рассматриваться возможность спуска на ГТ устройств для позиционирования (трактор).

Остальные проблемы, с которыми пришлось столкнуться при выполнении работ с применением колтюбинга, являются стандартными для большинства других нефтяных месторождений в мире.

Сулейман Ситдиков (Роснефть), Станислав Заграничный (Trican Well Service)