Обзор техники и технологий

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 цилиндрического участков, а также сферической донной части, которая приваривается к цилиндрическому участку после сборки с устройством для установки моста в скважине.

Продольно-гофрированный участок моста снаружи покрывается герметизирующим составом, который после запрессовки в скважине обеспечивает герметичность соединения с обсадной трубой, а цилиндрический участок предназначен для размещения в нем инструмента для запрессовки гофрированного 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 прорыва газа был установлен тонкостенный металлический мост, который надежно перекрыл все интервалы перфорации. После установки металлического моста и опрессовки его внутренним давлением 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 Анастасиевская 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 O168мм и создания опоры для спуска э/к O139,7мм. 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 соединение 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.

1. Промывка гидратно-парафиновых пробок.
2. Промывка забоя скважины плюс геофизические исследования.
3. 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)