главная / банк технологий / капитальный ремонт скважин (кр... / статьи

Технологии и технические средства для проведения ремонтных работ в обсадных колоннах


В последние годы в нефтяной и газовой промышленности большое внимание уделяется разработке и внедрении высокоэффективных технологий бурения и ремонта скважин, которые позволяют снизить затраты на проведение работ, увеличить продолжительность межремонтного периода и т.д.
Для проведения ремонтных работ в обсадных колоннах ОАО НПО «Бурение» предлагаются широко известные технологии и технические средства по таким направлениям как:
- техника и технологии ремонта обсадных колонн с использованием комплекса «ДОРН»;
- техника и технология для ликвидации прихватов инструмента в обсаженных скважинах;
- оборудование и инструмент для проведения ремонтных работ с использованием колтюбинговых установок.
Предлагаемые технологии и инструмент применяются во многих нефтегазодобывающих регионах. Останавливаясь подробнее на этих разработках, можно сказать следующее:
1)Техника и технологии ремонта обсадных колонн с использованием комплекса «ДОРН».
В настоящее время НПО «Бурение» является единственным предприятием в России и странах СНГ, которое изготавливает и поставляет оборудование для ремонта обсадных колонн металлическими пластырями, а так же оказывает сервисные услуги по ремонту обсадных колонн. Разработаны комплексы для ремонта колонн диаметром от 140 до 219 мм.
В 1990-2000гг. потребность в этой технологии снизилась. Это связано с тем, что большинство скважин эксплуатационного фонда, особенно в Западной Сибири, где этот метод ремонта был внедрен во всех предприятиях, имеют интервалы негерметичности большой протяженности или несколько интервалов, а так же условиями освоения скважины после ремонта и эксплуатации когда пластыри в интервале установки подвержены высоким депрессиям, что является причиной их смятия. Ликвидация негерметичности ведется методами цементирования и спуска колонн меньшего диаметра. Объемы работ по установке пластырей на месторождениях Западной Сибири за последние пять лет не превышают 20 скважин в год. В настоящее время этот метод применяется в основном для ликвидации негерметичности небольшой протяженности (отверстия, щели, муфтовые соединения, перфорация) на месторождениях ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», ОАО «Татнефть», ОАО «Сургутнефтегаз», ТНК.
Вторая причина уменьшения объемов работ по установке пластырей - негативное отношение, связанное с серьезными авариями при выполнении работ, использование устаревшего или неподготовленного оборудования.
В последние годы повышается интерес к данной разработке. По сравнению с 1995-2000гг. за последние три года количество ремонтов возросло в 3-4 раза по объединениям в целом. Это связано падением пластовых давлений на ряде месторождений и, как следствие, невозможностью восстановление герметичности обсадных колонн с применением различных тампонирующих материалов. К примеру, количество отремонтированных скважин в НГДУ «Лянторнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» составило в 2001-2002гг.- 13 скважин, 2003г. – 18 скважин, в ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз»: 1999г. – 5 скважин, 2000г. – 4 скважины, 2001г. – 9 скважин, 2002г. – 11 скважин, 2003г. – 20 скважин. В ОАО «Татнефть» Азнакаевским УПНП и КРС выполняется 6-7 ремонтов ежегодно. В СП «Вьетсовпетро» проведены работы в 15 скважинах. Основные виды ремонта – восстановление герметичности обсадных колонн и перенос интервала перфорации.
Анализируя достаточно большой опыт использования данной технологии нами, в целях расширения области применения предлагаются такие разработки:
- оборудование и технологии установки металлических тонкостенных мостов для ликвидации негерметичности и перекрытия ствола скважины в условиях АНПД;
- технология установки двухслойных пластырей в интервалах обсадных колонн, подверженных депрессии выше 20 МПа в процессе освоения и эксплуатации скважин, а так же для перекрытия интервалов перфорации с целью перехода на нижележащий продуктивный пласт на глубинах свыше 2 000 м;
- технология и оборудование установки пластырей с целью создания опоры для съемных фильтров и хвостовиков;
- технология установки секций стыкосваренных пластырей для перекрытия интервалов негерметичности более 20м.
Металлические мосты уже известны, но наша разработка имеет следующие преимущества по сравнению с цементными мостами, пакерами, пакерующими пробками: меньшая материалоемкость, сокращение продолжительности работ, повышение точности уста¬новки на заданной глубине, возможность установки моста между двумя близко расположенными интервалами перфорации. Кроме этого надежность металлического моста значительно выше, чем у цементных мостов.
Корпус моста состоит из продольно-гофрированного и цилиндри¬ческого участков, а также сферической донной части, которая привари¬вается к цилиндрическому участку после сборки с устройством для установки моста в скважине (см. рис.).
Продольно-гофрированный участок моста снаружи покрывается герметизи-рующим составом, который после запрессовки в скважине обеспечивает герметичность соединения с обсадной трубой, а цилиндрический участок предназначен для размещения в нем инструмента для запрессовки гофриро-ванного участка и крепления донной части.
Предлагаемая технология позволила успешно выполнить работы на трех скважинах ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз". В скважинах № 572 и 408 Троицкой площади с обсадными колоннами диаметром 146 мм с целью ликвидации прорыва воды и газа на глубине 1510 м были установлены металличес¬кие мосты длиной 7,0 и 8,5 м соответственно. На скважине N 182 Анастасиевская в обсадной колонне диаметром 168 мм на глубине 1504 м с целью переноса фильтра был установлен мост длиной 8,0 м.
В процессе эксплуатации скважины № 572 с помощью ус¬тановки цементного моста трижды перекрывались предыдущие интервалы перфорации обсадной колонны и выполнялись новые фильтры по мере подъема водонефтяного контакта (1508,0-1506,4 м; 1504,5-1504,0 м; 1502,2-1500,7 м). При работе скважины с фильтром в интервале 1502,2-1500,7 м появился прорыв газа из газовой шапки.
С целью ликвидации про¬рыва газа был установлен тонкостенный металлический мост, который надежно перекрыл все интервалы перфорации. После установки металлического моста и опрессовки его внутренним давле¬нием на 15 МПа была произведена перфорация обсадной колонны совместно с верхней частью моста в интервале 1503,2-1503,7 м.
После установки мостов на скважинах № 408 Троицкая и 182 Анас¬тасиевская обсадные колонны были также успешно опрессованы внутренним давлением 15 МПа. В заданных интервалах обсадные колонны вновь проперфорированы и скважины были сданы в эксплуатацию.
Все скважины сданы в эксплуатацию с нормальными показателями по наличию воды и газа в добываемой продукции.
Работы по установки двухслойных пластырей проводились на нескольких скважинах. На скважине №236 Н-Покурского месторождения ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» с целью ликвидации негерметичности э/к в интервале 1570,0-1580,4м установлен двухслойный металлический пластырь. После установки – скважина герметична и сдана в эксплуатацию. На скважине № N-104 месторождения «Белый Тигр» СП «Вьетсовпетро» 17.12.2002г установлен двухслойный металлический пластырь в интервале 1164,1-1173,2 с целью упрочнения изношенной колонны Ø168мм и создания опоры для спуска э/к Ø139,7мм. Скважина сдана в эксплуатацию.
Так же нами разработана технология перекрытия интервалов негерметичности большой протяженности секциями сварных пластырей. Имеется опыт проведения таких работ. Так на скважине №523 СУБР ОАО «Кавказтрансгаз» с целью перекрытия интервала перфорации в интервале 664,1-633,0 (31,1)м был установлен металлический пластырь в интервале 668,5-630,17 (38,33)м. После установки пластыря скважина была опрессована воздухом давлением 9МПа в течение 1 суток. По результатам опрессовки колонна герметична.
Большое количество скважин по этой технологии отремонтировано в ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз». Длина пластырей от 12,3 до 30,5м. 1 марта 2003г на скважине №362 Троицкая ОАО «Краснодарнефтегаз» с целью перекрытия интервала негерметичности 370,26-350,92м установлен пластырь в интервале 374,0-345,66 (28,34)м. После установки пластыря скважина опрессована водой давлением 15МПа в течение 30 мин и воздухом давлением 10 МПа в течение 1 суток. Результаты опрессовки – колонна герметична.
2)Глубинные гидравлические домкраты
В НПО «Бурение» разработаны и поставляются домкраты для ликвидации прихватов в обсадных колоннах диаметром 140, 146, 168 и 219мм. Использование этого оборудования и технологии позволяет производить:
- ликвидацию прихватов НКТ, пакеров и другого внутрискважинного инструмента бригадами КРС при работе с подъемными установками типа А-50, А-60А, на глубинах свыше 2000 м, особенно в наклонно-направленных скважинах и горизонтальных стволах;
- ликвидацию прихватов инструмента при бурении на глубинах свыше 2000 м в наклонно-направленных скважинах с обсадными колоннами диаметром от 140 до 245 мм.
Конструкция домкрата также предусматривает непосредственное со-единение его ствола с колонной ловильных труб и, далее, с ловильным освобождающимся инструментом, что позволяет:
- осуществлять контроль с поверхности за движением прихваченно¬го объекта в процессе его извлечения;
- при спущенном в скважину домкрате проводить операции, которые обычно выполняются при соединении и освобождении ловильного инструмента от прихваченного объекта;
- кроме усилия, развиваемого гидроцилиндрами, передавать на прихваченный объект дополнительные усилия через ловильный инструмент с помощью подъемной установки.
Гидродомкрат может работать в наклонно-направленных скважинах с интенсивностью набора кривизны до 2...3° на 10 м.
Технические характеристики домкратов представлены в табл.
Домкраты используются в ОАО «Роснефть-Краснодарнефтегаз», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «ТНК», ОАО «Газпром».
Гидравлический домкрат значительно сокращает расходы времени и средств на ликвидацию прихватов в обсаженных скважинах.
Однако применение гидродомкратов ограничено в скважинах с АНПД, связанное с невозможностью повторной зарядки через затрубное пространство.
3)Скважинное оборудование и инструмент для проведения ремонтных работ с использованием колтюбинговых агрегатов.
Оценивая эффективность работы колтюбинговых установок при ремонте скважин с традиционными методами, т.е. с работой бригад КРС, рассмотрим три наиболее распространенных вида ремонтных работ.
I. Промывка гидратно-парафиновых пробок.
II. Промывка забоя скважины плюс геофизические исследования.
III. Промывка забоя, соляно-кислотная обработка, геофизические исследования скважины.

По данным ОАО «Сургутнефтегаз» при промывке гидратных пробок происходит снижение времени - в 3,4 раза, снижение затрат - в 2 раза. При промывке забоя с геофизическими исследованиями снижение по времени - в 2,7 раза, по затратам - в 3 раза. С добавлением соляно-кислотной обработки снижение по времени - в 2,4 раза, по затратам - в 2,7 раза.
Основная экономия времени происходит за счет подготовительно-заключительных работ, а также спускоподъемных операций. Кроме того, при использовании колтюбинговых агрегатов практически во всех операциях отсутствует самый вредный для скважины вид работ - глушение. При работе на скважинах обеспечивается практически стопроцентная гарантия от нефтегазопроявлений и открытых фонтанов, и, как следствие, можно полностью исключить загрязнение кустовых площадок нефтью и другими реагентами. Оборудование обеспечивает экологическую безопасность.
В НПО «Бурение» разработано 28 наименований устройств, которые позволяют производить основные виды технологических операций в колоннах диаметром 60, 73, 89, 102 и 114 мм. Инструмент поставляется в большом количестве в ОАО «Сургутнефтегаз», ООО «Уренгойгазпром», ООО «Ямбурггаздобыча», где он используется при выполнении различных технологических операций. Так в скважине №5364 Уренгойского ГКМ успешно проведена работа по отрезанию прихваченных цементом НКТ =73 мм на глубине 2478 м, позволившая ускорить дальнейшие работы. Компоновка для отрезания включала следующее оборудование: труборезка ТГ-73; ВЗД-Д48 (2 секции); якорь ЯГ-73; гидравлический разъединитель РГ-54; обратный клапан; соединительное устройство. Общая длина компоновки составила 4,85 м. Отрезание НКТ произведено за 8 минут работы забойного двигателя. В ОАО «Сургутнефтегаз» прошел испытания и используется практически весь инструмент, выпускаемый НПО «Бурение» при выполнении различных операций. При тесном сотрудничестве со специалистами УИРС ООО «Уренгойгазпром» и Сургутского УПНП и КРС разрабатываются новые устройства, приспособления и инструмент для работы с БДТ диаметром 33,5 и 38,1мм. Постоянно ведется поиск новых направлений разработок.
4) Гидромеханические скребки, механические скребки
Разработанные в составе комплекса «ДОРН» гидромеханические и механические скребки используются при капитальном ремонте скважин во многих нефтегазодобывающих предприятиях, как в нашей стране, так и за рубежом, достоинствами которых является надежность и эффективность. В ОАО НПО «Бурение» разработаны и изготавливаются скребки, предназначенные для качественной очистки внутренней поверхности обсадных колонн диаметром от 114 до 245 мм в интервалах установки пакеров, испытателей пластов, интервалов перфорации, в местах установки пластырей, зарезки боковых стволов.
НПО «Бурение» готово к сотрудничеству в области разработки, изготовления и использования скважинного оборудования для всех типоразмеров обсадных колонн. Мы имеем возможность изготовить и передать производственным предприятиям высокоэффективное оборудование для ремонта скважин, оказать научно-техническую помощь, выполнить работы по сервисному обслуживанию.

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
домкратов гидравлических глубинных для ликвидации
прихватов инструмента в обсаженных скважинах (ТУ3661-194-00147001-99)

Н а и м е н о в а н и е

Условное обозначение

ГИД 140

 ГИД 146

ГИД 168

ГИД 219

Условный диаметр колонны,  мм.

Максимальное усилие, передаваемое на ловильный инструмент, кН.

Максимальное усилие, развиваемое гидродомкратом, кН.

Количество силовых цилиндров, шт

Давление, соответствующее максимальному усилию гидродомкрата, МПа

Рабочий ход поршней гидродомкрата, мм.

Давление в полости гидроцилиндров при срезе штифтов, МПа.

Габаритные размеры:

Диаметр в транспортном   положении,

цилиндр/якорь, мм

Длина, мм.

Максимальный диаметр якоря в рабочем положении, мм.

Рабочая среда.

Температура среды, оС, не более.

Масса, кг, не более

Присоединительные резьбы: *

верх: муфта  НКТ, мм

низ:   ниппель замка

140

 

550

 

450

   3        4         5

 

38,0    28,5   23,0

700

 

5-8

 

 

108/112

9130

 

130

146

 

550

 

450

   3        4        5

 

32,5   24,5    19,5

700

 

5-8

 

 

114/118

9150

 

136

168

 

850

 

750

   4       5        6 

 

36,0   29,0  24,0

            700

 

5-8

 

 

130/136

9200

 

158

219/245

 

1350

 

1200

   3         4        5

 

34,5   26,0   20,0

          700

 

          5-8

 

 

              178/182

9930

 

210

Буровой раствор, нефть, вода

100

410

430

560

870

Ø 89

Ø 89

Ø 102

Ø 114

3Н-95(резьба 3-76) ГОСТ 5286

3Н-113

 (резьба 3-88)

Вступить в Ассоциацию! Члены Ассоциации
Все права защищены
© АсБур 2005-2015