задача, ГРП. Анализ применяемых технологий для восстановления
 Скачать 3.33 Mb.
|
|
Применение металлического пластыря Металлическим пластырем называется продольно-гофрированная стальная труба, наружная поверхность которой покрыта специальным герметиком, а внутренняя – антифрикионной смазкой для снижения осевых усилий расширения. Чтобы осуществить ремонт с помощью металлического пластыря, необходимо выполнить ряд операций. Сначала проводится шаблонирование, то есть контроль проходного диаметра в колонне. После спуска в скважину шаблон под давлением протягивается по всему интервалу в ЭК, где нарушена герметичность. Если шаблон заклинивает, или при его перемещении возникают значительные осевые НКТ ЭК Цемент Пакер-ретейнер Стингер Закачка цемента в зону негерметичности 59 нагрузки, то необходимо сбросить давление, извлечь инструмент и принять меры по восстановлению проходимости ствола скважины. Следующим этапом необходимо очистить внутреннюю поверхность колонны от цементной корки, продуктов коррозии и других загрязнений, так как это сильно влияет на процесс восстановления герметичности. Для этих целей используют гидромеханические скребки. Как правило, очистку проводят на 10 метров выше и ниже дефектного участка. Скребок спускают в нижнюю часть, в колонну НКТ подают давление, за счет чего выдвигаются плашки скребка, которые очищают поверхность колонны при движении вверх. Данную операцию повторяют 5-6 раз. Затем с помощью измерительного устройства вычисляют периметр внутренней поверхности колонны на дефектном участке, чтобы подобрать размер пластыря. Далее пластырь в сборке со специальным устройством («Дорн») спускают в интервал нарушения, жидкостью создают давление в «Дорне», и он, двигаясь вверх, расширяет и разглаживает пластырь. Данную операцию проводят не менее трех раз до полного выпрямления и прилегания металлического пластыря к стенкам колонны. Для проверки успешности выполненных работ проводят опрессовку избыточным давлением. Если установка прошла неудачно, пластырь разрезают специальным инструментом и извлекают на поверхность. Процесс посадки металлического пластыря представлен на рисунке 13. Рисунок 13 – Спуск, раскатка пластыря и конечный результат 60 Установленные металлические пластыри можно успешно эксплуатировать при депрессии до 10 МПа. При более высоких значениях трубы будут сминаться. Чтоб этого избежать, возможна установка двух пластырей, что позволяет увеличить значение максимальных нагрузок до двух раз. Данная технология также отличается своей простотой и относительной дешевизной. Также преимуществом является то, что герметизировать можно участки протяженностью от одного до нескольких сотен метров. Существенным недостатком считается сужение проходного сечения ЭК. Помимо классических стальных, существуют также извлекаемые металлические пластыри. Их компоновка несколько отличается, а технология спуска очень похожа на стандартную. Пластырь представляет собой стальной патрубок с приваренными на концах суженными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнители (рисунок 14). Рисунок 14 – Извлекаемый металлический пластырь 61 После спуска пластыря в заданный интервал лифтовых труб закачивается жидкость под давлением 18–25 МПа, за счет чего гидропривод тянет шток. Последний перемещает конус и протягивает его сначала через нижний, затем верхний наконечник. При этом верхний наконечник через центратор упирается в гидравлический привод, благодаря чему данный механизм может срабатывать независимо от обсадной колонны. Центратор обеспечивает соосность наконечника и гидропривода. После прохождения конусов через наконечники посадочный инструмент освобождается и его извлекают из скважины. Метод восстановления герметичности ЭК установкой пластыря широко используется при РИР для устранения таких дефектов, как трещины, коррозионный и механический износ, негерметичность муфтовых соединений и стыковочных устройств. Пластырь изготавливается для обсадных колонн диаметром 146 и 168 мм, имеет проходной диаметр 104 и 123 мм и длину до 18 м. Данная технология позволяет сократить сроки ремонта на двое-трое суток по сравнению с использованием цемента. Средняя продолжительность установки пластыря составляет 90–120 часов. Эффективность применения технологии находится на уровне 90%. Использование колонны-«летучки» Колонной-«летучкой» является стальная труба круглого сечения, которая спускается в ЭК, устанавливается напротив интервала негерметичности, а затем цементируется. Длина такой колонны должна быть больше длины интервала с дефектами на 20-30 метров. «Летучка» исполняется в следующих типоразмерах: - для ЭК 168 мм – диаметром 140 мм и толщиной стенки 5 мм; - для ЭК 146 мм – диаметром 121 мм и толщиной стенки 5 мм. Технология спуска следующая. После установки песчаной или глинопесчаной пробки на 15-20 метров ниже дефектного интервала и шаблонирования колонны спускают «летучку» на бурильных трубах или НКТ и цементируют ее. Затем закачивают расчетный объем цементного раствора и 62 продавочной жидкости и после этого способом обратной промывки вымывают излишний цементный раствор через шариковый клапан переводника. Близкое расположение каналов к воронке обеспечивает удаление цементного раствора из пространства выше воронки, благодаря чему исключается прихват цементом переводника и бурильных труб. После затвердения цемента отвинчивают колонну бурильных труб, извлекают ее из скважины, определяют высоту подъема цемента за «летучкой» и испытывают ее на герметичность. Затем разбуривают цементную пробку, промывают скважину для удаления пробки, перекрывающей отверстия фильтра. На этом ремонт заканчивается. Конечный вид установленной колонны- «летучки» приведен на рисунке 15. Рисунок 15 – Схема установленной колонны-«летучки»: 1– воронка; 2 – колонна-«летучка»; 3 – эксплуатационная колонна; 4 – муфта-центратор; 5 – интервал водопритока; 6 – цементный камень; 7 – промывочные отверстия; 8 – башмак с фаской; 9 – эксплуатируемый объект. 63 Преимущество использования «летучки» заключается в том, что за одну СПО можно отремонтировать достаточно протяженный участок. Но, как и пластырь, дополнительная колонна сужает диаметр ЭК. Помимо этого, после тампонирования извлечь «летучку» крайне сложно. В последнее время широкое применение находят колонны-«летучки» из стеклопластика. Как показывает промысловый опыт, такое исполнение трубы более эффективно в условиях воздействия агрессивной коррозионной среды, в отличие от стального исполнения. Кроме того, стеклопластик легко разбуривается, что является еще одним преимуществом. Также приводятся результаты испытаний на месторождениях Западной Сибири дочерних предприятий ПАО «НК Роснефть», свидетельствующие об эффективности данной технологии [27]. Применение металлического моста Технология по установке металлического моста применяется при переходе на вышележащий горизонт. Последовательность действий похожа на установку пластыря. Корпус металлического моста состоит из продольно-гофрированного и цилиндрического участка, а также сферической донной части, которая приварена к цилиндрическому участку (рисунок 16). Рисунок 16 – Вид металлического моста продольно- гофрированный участок цилиндрический участок донная часть 64 В скважину напротив интервала с дефектами спускается гофрированная труба, снаружи покрытая герметизирующим составом, вместе с оборудованием, используемым при установке металлического пластыря. Точно так же разглаживается и крепится к стенке скважины. При необходимости внутреннюю полость моста можно заполнить тампонажным составом, что повысит прочность данной конструкции. Сочетание продольно-гофрированной, цилиндрической и сферической частей позволяет не только восстановить герметичность на участке ЭК, но и перекрыть центральный канал скважины. Конструкция менее металлоемкая, в отличие от пакеров, но при этом ее долговечность и надежность значительно выше. Процесс опрессовки осуществляется за одну СПО, что также является преимуществом. По сравнению с классическими цементными мостами, металлическое исполнение отмечается большей эффективностью 2.5 Технологические особенности проведения тампонирования негерметичных участков с помощью АЭФС Перед началом ремонтно-изоляционных работ необходимо провести подготовительные операции. Для эксплуатационных скважин подготовка их к ремонту может быть выполнена несколькими способами. Наиболее рационально перекрытие клапана-отсекателя, установленного выше перфорационных отверстий эксплуатационной колонны. Для этого необходима предварительная установка клапана-отсекателя, позволяющего проводить ремонт без глушения скважины. Если же его нету, то скважину необходимо заглушить и выполнить промывку. Затем проводится оснащение устья скважины оборудованием, позволяющим проводить работы под давлением. Рассмотрим данный процесс на примере тампонирования с помощью ГТМС на основе АЭФС. Поставка АЭФС и ПЭПА осуществляется комплектами в металлических бочках емкостью 200 л. Для проведения РИР с применением АЭФС на скважине необходимо иметь два цементировочных агрегата ЦА-З20М, смесительную 65 машину СМ-4, компрессор, гидромеханический пакер, автоцистерну с буферной жидкостью (безводная нефть, дизтопливо), технологическую емкость и другое оборудование (рисунок 17). Рисунок 17 – Используемая техника при закачке АЭФС: 1 – ЦА-320М; 2 – ЦА-320М с буферной жидкостью; 3 – автоцистерна с буферной жидкостью; 4 – мостки; 5 – подъемник КРС; 6 – цистерна; 7 – технологическая емкость; 8 – СМ-4; 9 – емкость с технической жидкостью. Отвердитель ПЭПА вводится в состав смолы через смесительную машину непосредственно перед его закачиванием в ствол скважины. В зависимости от количества вводимого отвердителя изменяются технологические параметры рабочих растворов смолы: время начала загустевания, время схватывания, вязкость и др. Для ликвидации негерметичности обсадных колонн ориентировочный расход рабочего раствора смолы составляет 20-50 л на 1 м интервала нарушения. Продолжительность приготовления рабочего раствора смолы, его закачивание и задавливание в интервал нарушения не должны превышать 1-1,5 часа, в 1 2 3 6 7 8 9 4 5 66 зависимости от забойной температуры или температуры в интервале нарушения обсадной колонны. Способ ликвидации негерметичности с помощью АЭФС заливкой под давлением применим в скважинах с любой приемистостью. Для приготовления рабочего раствора смол и проведения изоляционных работ оборудование обвязывается, согласно рисунку 18. Рисунок 18 – Схема обвязки оборудования при закачке АЭФС: 1 – ЦА-320М; 2 – ЦА-320М с буферной жидкостью; 3 – скважина; 4 – линии нагнетания; 5 – задвижки; 6 – технологическая емкость; 7 – СМ-4; Г – ГТМС; Н – нефть. Для проведения операции необходимо осуществить следующие действия. Перед приготовлением смоляного раствора насосы и все нагнетательные линии необходимо промыть порцией буферной жидкости (нефть или дизтопливо). Водяной насос ЦА-320М подключить к смесительной машине СМ-4. В левую половину мерной емкости ЦА-320М загрузить необходимое количество буферной жидкости (безводные нефть или дизтопливо). Одновременно со сливом из бочек в технологическую емкость заданного количества АЭФС из нее закачивать смолу в правую емкость ЦА-320М, откуда подавать ее на СМ-4. Затем 67 в ту же часть технологической емкости равномерно ввести требуемое количество (0,5-5%) отвердителя ПЭПА и точно так же подать на СМ-4. Смесь при круговой циркуляции перемешать в течение 5-10 мин., после чего подать в другую часть технологической емкости, отобрать пробу и закачать в правую мерную емкость ЦА-320М. Рабочий раствор готов для нагнетания в скважину. Второй ЦА-320М с продавочной жидкостью обвязать с затрубным пространством. По колонне НКТ при открытом кольцевом пространстве последовательно закачать 100-200 л буферной жидкости (первый буфер), расчетный объем ГТМС, 200 л буферной жидкости (второй буфер) и расчетное количество продавочной жидкости, до равновесия столбов жидкости в колонне НКТ и кольцевом пространстве. Приподнять открытый конец колонны НКТ выше уровня тампонажного состава на 80-100 м. При обратной промывке произвести контрольный вымыв для проверки отсутствия тампонажного состава в кольцевом пространстве и в колонне НКТ. Тампонажный состав задавить в интервал нарушения и за обсадную колонну из расчета оставления 10-15 м моста над зоной нарушения. Давление задавливания не должно превышать величины допустимого давления опрессовки обсадной колонны, проведенной перед РИР. При указанном давлении скважину герметизировать и оставить в покое на 24-72 часа для ожидания затвердевания цементного камня. Мерные емкости ЦА, в которых была смола, и нагнетательные линии к устью скважины отмыть 0,5-1,0 м 3 буферной жидкости или глинистым раствором. По истечении времени ОЗЦ спуском НКТ нащупать голову моста, опрессовать мост, после чего колонну НКТ извлечь из скважины. Для эффективного разбуривания смолоцементного камня, который к этому времени еще обладает упруго-эластичными свойствами, следует применять трехшарошечное долото типа Т. 68 3 АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПО ВОССТАНОВЛЕНИЮ ГЕРМЕТИЧНОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 3.1 Алгоритм выбора эффективной технологии ремонтно- изоляционных работ по устранению негерметичности эксплуатационной колонны в различных геолого-промысловых условиях Для проведения анализа эффективности РИР по ЛНЭК на месторождениях Западной Сибири и предложения рекомендаций по ее повышению были изучены корпоративные материалы ПАО «НК «Роснефть» на примере трех дочерних предприятий. АО «Томскнефть» ВНК обладает 25 лицензиями на разработку месторождений в Томской области и 7 – в Ханты-Мансийском автономном округе. В эксплуатационном фонде находятся 3125 скважин. За трехгодичный период в АО «Томскнефть» ВНК РИР по ЛНЭК были проведены в 201 добывающей и 28 нагнетательных скважинах. Большинство работ выполнены методом тампонирования по стандартной технологии с использованием НКТ с пакером. Основной вид применяемого тампонажного раствора – цементный раствор с различными добавками, улучшающими его физико-механические свойства. Также большое количество работ было проведено с применением технических средств, в основном – отсечение интервала пакером. Наибольшее количество РИР по ЛНЭК было совершено на Советском месторождении (69 операций), на Катыльгинском – 34, на Вахском – 31, на Восточно-Вахском – 18 и на Первомайском – 15. Срок эксплуатации месторождений достигает нескольких десятков лет, что напрямую свидетельствует об износе оборудования. В первый год ремонт был проведен в 54 скважинах, при этом было изолировано 57 интервалов негерметичности, то есть почти везде по одному интервалу. В среднем на одну скважину приходилось 1,15 операций РИР. 69 В следующем году в 34 скважинах проведено 43 операции по восстановлению герметичности на 38 интервалах. За третий год объем операций по ЛНЭК увеличился по сравнению с прошлым годом в 3,3 раза. Была проведена 141 операция в 113 скважинах, ликвидировано 135 интервалов, то есть по 1,19 на скважину. Информация о ремонтных работах за этот период указана на рисунке 19. Рисунок 19 – Сведения о проведенных работах Установлено, что эффективность РИР за трехгодичный период в АО «Томскнефть» ВНК составила 72%, что является хорошим показателем. ООО «РН-Пурнефтегаз» ведет деятельность на 13 лицензионных участках, к которым относятся 12 нефтегазоконденсатных месторождений. С момента образования добыто более 260 млн тонн нефти и 110 млрд м 3 газа. Проблема нарушения герметичности ЭК на месторождениях данной компании является актуальной. Основная причина – коррозия, возникающая по причине воздействия на ЭК агрессивной среды на уровне водяных пластов. В течение трех лет было проведено 148 скважинных операций по ЛНЭК. Основной тампонажный материал – цементный раствор, закачиваемый с применением НКТ и пакера. За первый год РИР проведены в 27 скважинах, в результате чего дополнительная добыча нефти составила 57,5 тысяч тонн. Одна скважина в среднем претерпевала 1,5 ремонтных операции, что свидетельствует о неоднократно возникшей необходимости повторного тампонирования во многих 70 скважинах. Для снижения приемистости интервалов были испытаны технологии закачки полимерного состава акрилового типа ТСА до цементного раствора. Эффективность РИР составила 81%, а средний дебит нефти с одной скважины вырос на 15,1 т/сут. В следующем году операции по ЛНЭК были проведены в 47 скважинах. Технологические показатели в результате ремонта изменились в лучшую сторону. Так, среднесуточный прирост дебита нефти с одной скважины составил 13,1 т/сут, а технологическая эффективность работ выросла до 87%. Это обусловлено применением синтетических смол. Тем не менее, не все операции проходили успешно с первого раза, также было отмечено наличие нескольких интервалов негерметичности во многих скважинах. За третий год провели 74 скважинные операции, при этом прирост дебита снизился до 10,5 т/сут, а технологическая эффективность – до 78%. Это объясняется процессом естественного старения, а также коррозионным разрушением. Данные о проведенных работах приведены на рисунке 20. Рисунок 20 – Сведения о проведенных работах ООО «РН-Юганскнефтегаз» является одним из ключевых дочерних предприятий ПАО «НК «Роснефть», так как ведет свою деятельность на 38 лицензионных участках и добывает почти 30% нефти Компании. Действующий фонд скважин достигает 20 тысяч, 65% из которых – добывающие. Стоит отметить, что разрабатываемые месторождения находятся в эксплуатации несколько десятков лет, что является индикатором устаревшего оборудования. 71 Из всех проведенных РИР за трехлетний период более половины относятся к ЛНЭК. Основным методом, как и в вышерассмотренных примерах, являлось тампонирование, а материалом – цементный раствор. В первый год операции проведены в 55 скважинах, прирост дебита нефти составил 18 т/сут на 1 скважину, технологическая эффективность – 64%. В следующем году осуществлен всего 21 ремонт, так как отсутствовали эффективные технологии ЛНЭК на протяженных интервалах. Прирост дебита сократился до 14,1 т/сут, а эффективность выросла до 71%. За последний год перечень применяемых технологий РИР по ЛНЭК был расширен, в связи с чем объемы работ резко возросли в 4 раза, то есть до 84 скважинных операций. Показатель эффективности почти несколько изменился и составил 76%, а прирост дебита снизился до 8,2 т/сут. В целом технологическая эффективность мероприятий по ЛНЭК на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтеназ» невысокая, так как эксплуатация ведется в сложных условиях. Протяженность дефектов достигает нескольких сотен метров, чаще всего в скважинах более одного интервала с нарушенной герметичностью, ситуация усложняется тем, что сеноманские пласты обладают высокой поглотительной способностью. Результаты приведены на рисунке 21. Рисунок 21– Сведения о проведенных работах На основе вышеизложенного целесообразно предложить идеи в целях повышения эффективности РИР по ЛНЭК. В условиях низкой приемистости 72 интервала негерметичности в качестве тампонажного материала следует применять легкофильтрующиеся составы – смолы, микроцементы. Цементные составы в таких условиях малоэффективны. При высокой приемистости интервалов необходимо перед цементированием закачивать гелеобразующие или вязкоупругие составы для создания экрана и снижения приемистости. При работе с тампонажными составами следует обращать особо внимание на температуру в интервале негерметичности и учитывать ее при окончательном выборе рецептуры. Алгоритм подбора тампонажного состава указан на рисунке 22. Рисунок 22 – Алгоритм выбора тампонажного состава для РИР В целях устранения протяженных участков с дефектами целесообразно использовать технические средства (пакеры, «летучки», металлические пластыри). Если наблюдается воздействие агрессивной коррозионной среды, следует устанавливать «летучку» стеклопластикового исполнения. При наличии большого числа сквозных отверстий и трещин на участке ЭК нужно также использовать технические средства. При переходе на вышележащий горизонт следует установить металлический мост, если нет коррозионного воздействия. В ином случае можно использовать цементный мост. Алгоритм по выбору технологии ЛНЭК представлен на рисунке 23. 73 Рисунок 23 – Алгоритмы выбора технологии ЛНЭК |