Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ технологий изоляции зон поглощений бурового раствора расширяемыми обсадными трубами и разработка способа, снижающего затраты времени на установку их в скважине 14
1.1 Типы соединения профильных труб .25
1.2 Анализ развальцевателей, применяемых при установке профильных перекрывателей в скважине 27
1.3 Технологии установки профильных перекрывателей с использованием развальцевателей 31
1.3.1 Технология изоляции поглощающих пластов оборудованием для локального крепления с частичным уменьшением диаметра скважины 35
1.3.2 Технология изоляции поглощающих пластов оборудованием для локального крепления без уменьшения диаметра скважины 37
1.4 Разработка технологии и технических средств локального перекрытия зон осложнений профильными перекрывателями с применением развальцевателя шарошечного в сочетании с роликовым 38
Выводы к главе 1 .44
Глава 2. Разработка технологии герметичной установки профильного перекрывателя в скважине путём расширения его цилиндрических участков последовательным ступенчатым дорнированием .46
2.1 Разработка резьбового соединения и герметизирующего состава для профильных перекрывателей 46
2.1.1 Определение геометрии участков внеконтактной деформации 49
2.1.2 Определение напряжений при раздаче 52
2.1.3 Зависимость сопротивления деформации металла от степени деформации .55
2.1.4 Расчёт интенсивности деформаций 57
2.1.5 Разработка герметизирующего состава для расширяемых резьбовых соединений .61
2.2 Создание способа раздачи пуансонами цилиндрических элементов стального перекрывателя в стволе бурящейся скважины 66
2.3 Технология установки профильного перекрывателя с применением домкрата гидравлического и перепускного клапана .70
2.4 Устройство для удержания бурильной колонны от осевого перемещения при работе гидродомкрата 73
Выводы к главе 2 75
Глава 3. Совершенствование герметизирующих элементов профильного перекрывателя 77
3.1 Разработка способа устранения «концевого эффекта» в верхней части перекрывателя 77
3.2 Разработка извлекаемого башмака .79
3.3 Технология герметизации профильного перекрывателя в стволе скважины 81
3.4 Компоновка нового оборудования для реализации технологии локального крепления скважин расширяемыми трубами 84
Выводы к главе 3 86
Глава 4. Промысловые испытания разработанных рекомендаций и оценка экономической эффективности .87
4.1 Установка профильного перекрывателя в скважине 41-КL на месторождениях Купал в Иране 87
4.2 Опытно-промышленные работы в скважине 18 Александровского месторождения «Татнефть-Самара» 90
4.3 Применение новой технологи и оборудования на скважинах ПАО «Татнефть» и оценка их эффективности 98
Выводы к главе 4 .101
Заключение .103
Список использованных источников 105
- Анализ развальцевателей, применяемых при установке профильных перекрывателей в скважине
- Разработка герметизирующего состава для расширяемых резьбовых соединений
- Опытно-промышленные работы в скважине 18 Александровского месторождения «Татнефть-Самара»
- Применение новой технологи и оборудования на скважинах ПАО «Татнефть» и оценка их эффективности
Введение к работе
Актуальность темы
Одним из перспективных направлений снижения энергоёмкости и материалоёмкости при строительстве нефтяных и газовых скважин является развитие технологии разобщения пластов расширяемыми обсадными трубами без уменьшения диаметра скважины и без цементирования.
Специалистами ПАО «Татнефть» впервые в международной практике доказана возможность строительства скважин упрощённой конструкции с применением расширяемых стальных профильных труб вместо телескопически располагаемых промежуточных обсадных колонн. Для серийного производства стальных расширяемых труб – профильных перекрывателей (ПП) с цилиндрическими соединительными участками – в Республике Татарстан построен специализированный завод ООО «Перекрыватель» (г. Азнакаево).
Применены ПП в более 1700 скважинах для изоляции зон поглощения бурового раствора, нефтеводогазопроявлений и обвалов пород в самых сложных ситуациях, где другие методы изоляции не дали положительных результатов. При этом профильная часть расширяется в скважине за счёт давления жидкости, нагнетаемой в перекрыватель, а цилиндрические участки – путём раздачи развальцевателями. Однако установка длинномерных ПП вместо промежуточных колонн в бурящихся скважинах с раздачей цилиндрических участков развальцевателями шарошечными (РШ) связана с большими затратами времени (7–14 сут на один перекрыватель). Поэтому исследования по дальнейшему развитию этой уникальной технологии с целью снижения капитальных инвестиций в строительство скважин являются важной и актуальной задачей нефтегазодобывающей отрасли страны.
Степень разработанности темы
Специалисты Татарского научно-исследовательского и проектного института нефти компании «Татнефть» начали исследования по разработке расширяемых в поперечном сечении профильных стальных труб для изоляции зон поглощения бурового раствора в 1975 г.
В 1977 г. впервые в Лениногорском управлении буровых работ (УБР) в одной скважине были установлены три ПП длиной по 10 м каждый для перекрытия каверн с полным уходом промывочной жидкости и получен полный выход циркуляции.
Опыт применения профильных труб показал высокую надёжность и эффективность технологии локального крепления стенок скважины.
Технология бурения скважин долотом одного диаметра с последовательным перекрытием зон осложнений расширяемыми трубами ещё в 1990 г. была запатентована «Татнефтью» в 13 странах, в том числе в США, Канаде, Норвегии, Японии и других.
Развитию расширяемых трубных изделий в области строительства и эксплуатации скважин посвящены научные исследования Г.С. Абдрахманова, Ф.Ф. Ахмадишина, А.Г. Аветисова, Р.М. Богомолова, К.М. Гарифова, М.Я. Гельфгата, А.Г. Зайнуллина, М.Л. Кисельмана, А.Х. Кадырова, А.Т. Кошелева, К.В. Мелинга, А.А. Мухаметшина, А.А. Осипова, В.С. Паршина, Р.Н. Рахманова, Н.Х. Хамитьянова, Л.В. Юнышева, А.С. Ягофарова. Большим вкладом в развитие и промышленное применение этой технологии стало строительство специализированного завода ООО «Перекрыватель» компаниями ПАО «Татнефть» (Ш.Ф. Тахаутдинов) и АО «РИТЕК» (В.И. Грайфер).
В результате презентаций на международных конференциях и публикаций в зарубежных журналах достижений ПАО «Татнефть» в области локального крепления скважин расширяемыми в поперечном сечении обсадными колоннами такие крупные
компании, как Shell, BakerHughes, Halliburton, Weatherford, признали эту технологию революционной в области строительства скважин и с 1994 г. сами начали проводить научные исследования в этом направлении.
Принципиальным отличием отечественной технологии от зарубежной является расширение профильных труб (ПТ) почти по всей длине (95–97 %) гидравлическим давлением, а цилиндрических соединительных участков (3–5 %) – последовательной раскаткой развальцевателями разного диаметра (от меньшего к большему). В зарубежной технологии производится протягивание клина через все цилиндрические трубы снизу вверх с использованием тяги буровой лебёдки и давления нагнетаемой под клин жидкости.
Цель диссертационной работы
Повышение эффективности строительства скважин в сложных горногеологических условиях за счёт сокращения времени на локальное крепление зон осложнений созданием новых технологий и оборудования для герметичной установки ПП в скважине.
Основные задачи исследований:
-
Анализ существующих технологий и оборудования для разобщения не совместимых по условиям бурения пластов профильными расширяемыми обсадными трубами, выбор и обоснование направления исследований.
-
Совершенствование технологии изоляции зон поглощений ПП с раздачей цилиндрических участков развальцевателями.
-
Создание способа раздачи резьбового соединения труб перекрывателя при его герметичной установке в скважине пуансонами и разработка состава, сохраняющего герметичность расширенной резьбы при давлении не менее 17,0 МПа.
-
Исследование процесса расширения цилиндрических и профильных концевых участков, а также резьбовых соединений профильных труб при герметичной установке перекрывателя в расширенном стволе скважины и определение энергосиловых параметров раздачи.
-
Разработка технологии и технических средств локального крепления зон осложнений установкой в скважине ПП с кратным сокращением затрат времени.
Научная новизна
-
Создан способ изоляции зон поглощений бурового раствора стальным предварительно отформованным перекрывателем, содержащим профильные участки, соединённые цилиндрическими элементами меньшего диаметра, путём доведения этих элементов в месте герметичной установки в скважине до состояния пластической деформации последовательным ступенчатым дорнированием сферическими раздвижными пуансонами.
-
Выявлена возможность расширения цилиндрических соединительных элементов при установке перекрывателя в стволе скважины до 25 % путём увеличения толщин стенок концевых участков резьбовых соединений.
-
Установлены зависимости усилий расширения резьбовых соединений от диаметральных размеров секций пуансонов. Выявлено, что минимальное усилие расширения для условия минимального количества пуансонов достигается при пятиступенчатом пластическом деформировании цилиндрических элементов стального перекрывателя в процессе изоляции зон осложнения при проводке ствола скважины.
4. Установлены параметры предварительно упруго-пластического
диаметрального деформирования верхнего профильно-цилиндрического участка
перекрывателя, исключающего образование «концевого эффекта» и обеспечивающего равнопроходное сечение после расширения пуансонами при установке в скважине.
Основные защищаемые положения
-
Новая технология и инструмент, позволяющие устанавливать в скважине длинномерный профильный стальной перекрыватель за одну спуско-подъёмную операцию без износа внутренней поверхности путём раздачи цилиндрических участков многосекционными сферическими раздвижными пуансонами с использованием гидродомкрата и якорей.
-
Технология расширения элементов ПП и конструкция концевых участков стального перекрывателя в виде профильно-цилиндрических патрубков, образующих после раздачи конусные направляющие воронки, обеспечивающие свободную проходимость бурового инструмента.
-
Герметизирующий состав для расширяемых в скважине резьбовых соединений с основой 20–40 % волокнистого материала, герметизирующего наполнителя – 30–50 % глинопорошка и антифрикционного наполнителя в виде поверхностно-активного вещества.
-
Зависимости усилий раздачи резьбовых соединений при герметичной установке стального ПП в стволе скважины от количества ступеней деформирования и диаметра сферических пуансонов.
Практическая значимость работы
-
Разработаны технология и технические средства для установки ПП при изоляции зон осложнений при бурении скважин с использованием развальцевателей за четыре спуско-подъёмные операции вместо семи с сокращением затрат времени в среднем на 2,5 сут. Составлены и утверждены в качестве руководящего документа «Инструкция по изоляции зон осложнения при бурении скважин оборудованием локального крепления за одну спускоподъёмную операцию» (РД 153-39.1-512-07) и «Инструкция по изоляции зон осложнения оборудованием локального крепления скважин» (РД153-39.0-719-11). Начиная с 2005 года технология применена в более 700 скважинах.
-
Создан новый метод раздачи цилиндрических участков перекрывателя без их износа раздвижными многосекционными сферическими пуансонами при его установке в зоне изоляции в стволе бурящейся скважины за одну спуско-подъёмную операцию.
-
Достигнута герметичность при давлении до 17,0 МПа расширенных резьбовых соединений при установке перекрывателя в зоне осложнений бурящейся скважины за счёт соответствующего выбора геометрических размеров концевых участков ниппеля и муфты, перехода от резьб ОГ1м-194 к ОГ1м-200 и применения разработанного герметизирующего состава, состоящего в основном из 20–40 % волокнистого материала, герметизирующего наполнителя – 30-50 % глинопорошка и антифрикционного наполнителя в виде поверхностно-активного вещества (пат. РФ № 2537608).
-
Решена проблема прохождения бурильной компоновки через установленный в скважине перекрыватель без дополнительной калибровки одношарошечным развальцевателем за счёт применения посадочной головки с профильной направляющей воронкой, исключающей «концевой эффект» сужения при раздаче.
-
Разработана технология установки ПП с подъёмным башмаком к перекрывателю в зоне обвала породы или поглощения бурового раствора в процессе бурения скважины, исключающая дополнительную спуско-подъёмную операцию для разбуривания башмака.
-
Доказана возможность установки ПП в зоне осложнений в стволе бурящейся скважины с сокращением затрат времени в 2-3 раза с использованием комплекса разработанного оборудования, включающего:
– устройство спуска и установки профильных перекрывателей в скважине (пат. РФ № 2584484);
– якори (пат. РФ № 2588246);
– гидродомкрат;
– перепускной клапан (пат. РФ № 2560035);
– сферические пуансоны (пат. РФ № 2483190);
– башмак извлекаемый (пат. РФ № 2293172).
7. Доведены до промышленного применения технологии локального перекрытия зон осложнений в процессе бурения скважин расширяемыми профильными трубами с раздачей цилиндрических участков с использованием комбинированных развальцевателей и сферических раздвижных пуансонов.
Производство комплекса оборудования для реализации технологий освоено на заводе ООО «Перекрыватель».
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путем аналитических и экспериментальных исследований в лабораторных и промысловых условиях, анализа и обобщения результатов практического внедрения в производство разработанной технологии и технических средств.
Степень достоверности результатов
Результаты теоретических исследований подтверждены данными лабораторных испытаний и практического применения и не противоречат общепризнанным тенденциям.
Апробация работы
Основные положения диссертационной работы докладывались на Всероссийской конференции «Применение новых технологий бурения горизонтальных стволов на месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами нефти» (Ижевск, 1998), 3-м Международном семинаре «Горизонтальные скважины» (Москва, 2000) и на научно-технической конференции, посвященной 70-летию башкирской нефти, «Роль региональной отраслевой науки в развитии нефтедобывающей отрасли» (Уфа, 2002).
Проведены презентации техники и технологии изоляции зон осложнениий расширяемыми трубами без уменьшения диаметра скважины и без цементирования в нефтяной компании СП «Вьетсовпетро» (Вьетнам, апрель 2000 г.), и ряде других зарубежных нефтяных компаний, в том числе Китая, Ирана (2003, 2010 гг.).
Проведено обучение группы технологов ООО «Татнефть-Бурение» и ООО «Перекрыватель» на специальных курсах по теории и практике применения оборудования для локального крепления скважин (Альметьевск, сентябрь 2000 г.).
По данным технологиям неоднократно читались лекции на курсах повышения квалификации технологов буровых предприятий ПАО «Татнефть» (Альметьевск, 1995–2001 г.), на семинаре молодых специалистов аппарата управления ОАО «Татнефть» (Альметьевск, ноябрь 2001 г.) и на курсах повышения квалификации супервайзеров ПАО «Татнефть» (Альметьевск, апрель 2002 г.).
Работа «Совершенствование профильных перекрывателей для разобщения пластов при строительстве скважин» доложена на научно-технической конференции, посвящённой 60-летию ТатНИПИнефти (Бугульма, апрель 2016).
Публикации
Основные положения диссертационной работы отражены в 38 опубликованных работах, в том числе в 13 статьях, три из которых опубликованы в рецензируемых научных изданиях, 15 патентах Российской Федерации и 10 патентах зарубежных стран на изобретения.
В диссертации представлены результаты исследований, выполненных лично соискателем и под его руководством, автор является ответственным исполнителем большинства разработок, ему принадлежат постановка задач исследований, разработка методик и проведение экспериментальных работ, а также результаты промысловых испытаний и промышленного внедрения технологий. Диссертационная работа является обобщением исследований соискателя в отделе бурения института «ТатНИПИнефть» в период с 1987 по 2017 гг.
Структура и объем диссертации
Диссертационная работа состоит из введения, четырёх глав и заключения, списка литературы из 70 наименований. Диссертация изложена на 112 страницах машинописного текста, включает 40 рисунков и 6 таблиц.
Автор выражает глубокую благодарность за поддержку и помощь, оказанные при работе над диссертацией, научному руководителю Г.С. Абдрахманову, Р.З. Сахабутдинову, В.М. Валовскому, Р.М. Богомолову, Ф.Ф Ахмадишину, Н.Х. Хамитьянову, Н.Н. Вильданову, а также сотрудникам отдела бурения института «ТатНИПИнефть».
Анализ развальцевателей, применяемых при установке профильных перекрывателей в скважине
При разработке технологии и оборудования локального крепления скважин возникла необходимость раздачи цилиндрических участков и резьбовых соединений в поперечном сечении, а также для устранения продольных зазоров, которые остаются между стенкой скважины и перекрывателем после его раздачи давлением. В связи с этим возникла необходимость разработки специальных устройств. Инструментом, используемым для расширения труб, является развальцеватель. Он предназначен для развальцовывания цилиндрических участков, резьбовых соединений профильных труб и плотного прижатия пакерующих элементов профильных труб к стенкам скважины.
При развальцовывании профильных труб развальцеватель работает в сложных условиях. Так, на участках перехода от профильного сечения в цилиндрическое труба имеет весьма сложную форму с изменяющимся периметром, и при развальцовывании могут возникать значительные ударные нагрузки и вибрация. Резьбовые соединения имеют толщину больше, чем тело трубы, и при этом их степень раздачи может доходить до 25 %. Кроме того, различные абразивные частицы, содержащиеся в промывочной жидкости, попадая между внутренней поверхностью трубы и рабочими элементами развальцевателя, значительно способствуют его износу. Также иногда возникают ситуации, когда в стволе скважины, в интервале установки расширяемых труб, по тем или иным причинам остаются участки с меньшим периметром, чем периметр профильных труб. И при расширении перекрывателя давлением происходит неполное выправление профильных труб, что также негативно сказывается на долговечности работы развальцевателей. Таким образом, при раздаче расширяемых труб развальцеватели работают в условиях воздействия на них значительных удельных нагрузок и абразивной среды.
В процессе поисково-исследовательских работ были разработаны, изготовлены и проведены испытания несколько типов развальцевателей. По результатам промысловых исследований наиболее простыми по конструкции и надёжными признаны одношарошечные развальцеватели (РШ) с различной формой поверхности шарошки (рисунок 1.7) [42-44].
Применение развальцевателей типа РШ для пластической деформации цилиндрических участков профильных труб в скважине является схожесть его энергосиловых параметров с параметрами процесса бурения. В результате становится возможным использование силовых агрегатов буровой установки в качестве привода устройства для развальцовки труб в скважине.
Одношарошечный развальцеватель имеет две зоны трения: одна – в опоре, вторая – наружная поверхность шарошки по внутренней поверхности расширяемой трубы. Результаты исследований по глубине цементации, описанные в книге В.Н. Виноградова «Долговечность буровых долот» (с. 189–200), вполне приемлемы и к одношарошечному развальцевателю. Опыт применения одношарошечных развальцевателей в течение почти 30 лет показывает, что они могут работать в скважине до 48 ч с износом шарошки по диаметру не более 4 мм.
Основными недостатками одношарошечных развальцевателей при развальцовывании ПП являются:
– высокие осевые нагрузки до 200 кН и крутящие моменты до 15 кНм;
– износ поверхности шарошки развальцевателя при раздаче цилиндрических и резьбовых соединений;
– ограниченная возможность применения, так как диаметр шарошки не может быть больше диаметра скважины;
– снятие металла (фрезерование) с внутренней стенки при развальцовывании цилиндрических участков и резьбовых соединений;
– ограниченная возможность применения, так как диаметр после развальцовывания профильных труб равен или меньше диаметра шарошки и не может быть больше диаметра скважины, в связи с этим возникают посадки пропускаемых через перекрыватель компоновок для дальнейшего бурения.
В ходе изучения отечественного и зарубежного опыта установлено, что наиболее перспективным направлением в области раздачи труб являются роликовые развальцеватели [42].
Анализ исследований, направленных на совершенствование развальцевателей с целью расширения и технологических возможностей и повышения износостойкости их рабочих элементов, позволил создать роликовый развальцеватель РР-170/218П (рисунок 1.8).
Роликовый развальцеватель содержит корпус с центральным каналом. В средней части корпуса выполнены углубления, в которых размещены оси с установленными на них коническими роликами.
Стендовыми и промысловыми испытаниями установлено, что основными достоинствами роликового развальцевателя являются:
– оптимальная осевая нагрузка и крутящий момент при развальцовывании;
– возможность установки ПП за одну спуско-подъёмную операцию (СПО), в том числе через ранее установленный ПП.
Детали, подверженные наибольшим нагрузкам, такие как корпус и ось роликов развальцевателя, рассчитывались на максимально возможные деформации при действии сил качения и сдвига.
Разработка герметизирующего состава для расширяемых резьбовых соединений
Для выбора оптимального герметизирующего состава проведён анализ существующих типов герметизирующих уплотнений резьбовых соединений:
– СНиП 3.05.01-85 приводит в качестве уплотнителя для резьбовых соединений ленту ФУМ. Достоинствами этой ленты являются легкость свинчивания резьб треугольного профиля благодаря антифрикционным свойствам, превосходная химическая стойкость, а недостатками – неудовлетворительная надёжность герметизации из-за низкой адгезии к уплотняемым поверхностям, непригодность для уплотнения резьб, подвергающихся вибрации, также низкая надёжность герметизации при уплотнении резьбовых соединений труб диаметром 168 мм и выше;
– невысыхающие герметики являются удобными и несложным методом герметизации соединения труб. Такие уплотнители представляют собой очень вязкий пастообразный продукт на основе синтетических смол, масел и наполнителей. Достоинства: смазка поверхности резьбы и защита от коррозии, предотвращение заедания в резьбе при сборке. Недостатки: надёжность уплотнения до определённого давления, превышение давления вызывает постепенное выдавливание уплотнительного материала из резьбового зазора;
– герметики на основе растворителей являются высыхающими пастами. Достоинства: обеспечивает смазку резьбы, состав высыхает в зазоре и приобретает устойчивость к выдавливанию из зазора под давлением. Недостаток: после высыхания герметика требуется подтяжка
резьб из-за усадки в процессе высыхания и испарения растворителя, что технологически невозможно из-за установленного в скважине ПП;
– аэробные герметики – это однокомпонентные материалы, которые отверждаются при отсутствии контакта с кислородом. Преимущества: предельная простота применения, лёгкость сборки благодаря смазывающим свойствам, уплотнение резьбы независимо от усилий свинчивания. Недостатки: используются только на сухой поверхности резьбы, присутствует эффект «растрескивания» в процессе механической раздачи резьбовых соединений.
При применении в промысловой практике смазок, предназначенных для герметизации резьбовых соединений, содержащих в своем составе жировую основу, при давлении свыше 10,0 МПа происходит их выдавливание, а при раздаче на 20 % эффективность герметизации падает ещё в два раза.
Резьбовые отверждаемые герметики, включающие эпоксидный компаунд, неэффективны из-за наличия в нем отвердителя, при раздаче резьбового соединения происходит нарушение герметизации так как в процессе раздачи резьбы в герметике образуются трещины [52].
После проведённого анализа существующих типов герметизирующих уплотнений резьбовых соединений и с учётом имеющегося опыта были проведены стендовые испытания по расширению и опрессовке резьбовых соединений (рисунок 2.2), свинченных с предварительным нанесением различных герметизирующих составов.
Результаты испытаний занесены в таблицу 2.
Гидравлические испытания резьб с применением существующих герметиков показали, что после увеличения диаметра резьбового соединения на 25,3 % при опрессовке водой герметичность резьбы была в пределах 9,0…10,0 МПа, а при испытаниях на глинистом растворе с плотностью 1,16г/см2 давление прорыва составило 25,0МПа.
По результатам стендовых испытаний разработан резьбовой гетерогенный полидисперсный герметик, включающий консистентную смазку, порошок с противозадирными свойствами, набухающие при контакте с влагой компоненты [54].
Технический результат достигается тем, что у разработанного герметика за счёт фильтрующей основы и набухающих свойств материала под давлением моментально образуется непроницаемая масса, способная выдерживать высокие давления, при этом не разрушаясь и не выдавливаясь.
Герметик обеспечивает высокую степень герметичности резьбового соединения до и после пластической деформации при расширении до 23 %.
Новым при создании резьбового гетерогенного герметика является то, что:
– для герметизации резьбы, подвергающейся пластической деформации, в качестве основы использован волокнистый материал – 20– 40 %, в качестве герметизирующего наполнителя – глинопорошок – 30– 50 %, остальное – антифрикционный наполнитель в виде поверхностно-активного вещества (ПАВ); – в качестве ПАВ использован 30–70 %-ный водный раствор детергента;
– в качестве ПАВ использована смесь 30–70 %-ного водного раствора детергента и смазывающих добавок в соотношении 20,5 к 1.
На основе результатов гидравлических испытаний на четырёх моделях установлено, что все резьбовые соединения с разработанным герметиком в сочетании с анаэробным герметиком марки «Стопор-9» выдержали гидравлические испытания на давление Р = 17,0 МПа.
В таблице 3 представлены результаты испытаний механической раздачи резьбового соединения пуансонами 184–218 мм и инструмента с расширением 15–22 %.
Анализ таблицы 4 показывает, что предлагаемые сочетания основы, наполнителя и антифрикционного наполнителя виде ПАВ обеспечивают высокую степень герметичности после раздачи резьбовых соединений пуансонами.
Представленный резьбовой гетерогенный герметик в различных составах успешно прошёл промысловые испытания при герметизации резьбовых соединений на скважинах 30433, 30502г Алькеевской площади, 39637г Южно-Ромашкинской площади.
Опытно-промышленные работы в скважине 18 Александровского месторождения «Татнефть-Самара»
Опытно-промышленные работы по применению модернизированной расширяемой системы ОЛКС-216М проведены на особо осложнённом участке при бурении скважины 18 Александровского месторождения [55, 66].
Проектные интервалы зон осложнений для их изоляции с применением ОЛКС-216М представлены на рисунке 4.3.
Работы согласно программе опытно-промышленных работ по применению технологии бурения с одновременным расширением ствола скважины для последовательной изоляции пяти зон осложнения ОЛКС-216М начаты после крепления интервала 0–621 м 245 обсадной колонной.
Бурение интервала 655–680 м проведено роторным способом с одновременным расширением ствола с диаметра 216 мм до 240 мм расширителем РРМ-216/237М.
С глубины 680 м продолжено бурение и одновременное расширение ствола скважины компоновкой: трёхшарошечное долото 215,9 НЕ44, расширитель РРМ-216/237М, забойный двигатель ДР-178, телесистема и 100 м УБТ-178. Бурение выполнялось с нагрузкой 14-16 тс (при увеличении нагрузки на долото происходит увеличение давления), при давлении 5–10 МПа и проворотом бурильной колонны с частотой вращения 10–20 об/мин.
На глубине 700 м выход циркуляции составил 90 %, а при забое 1030 м– 0 %. С набором воды скважина пробурена до глубины 1042 м, после чего был произведен подъём инструмента для записи каверномера. Осмотр расширителя РРМ-216/237М после 387 м бурения выявил скол одного резца, остальные резцы расширителя были в нормальном состоянии. Диаметр расширителя в рабочем положении не изменился и составил 240 мм.
По данным интерпретации кавернометрии, в интервале расширения ствол скважины ровный, без сужений, диаметром 240 мм.
Дальнейшее бурение скважины велось компоновкой: трёхшарошечное долото 215,9 НЕ44, РРМ-216/237, двигатель ДШОТР-172 и 100 м УБТ-178.
Расширение до глубины 1240 м выполнялось отдельным рейсом расширителя роторным способом с нагрузкой 16 тс при давлении 5– 10 МПа с аэрированием промывочной жидкости. Выход циркуляции в процессе работы составлял от 0 до 80 %.
С глубины 1229 м подъём бурильной колонны происходил с затяжками. Было принято решение о подъёме инструмента и установке ПП. После 585 м бурения диаметр расширителя в рабочем положении составил 238 мм.
По результатам радиоактивного каротажа и кавернометрии принято решение изолировать ПП интервал 998–1155 м.
На устье скважины собрана компоновка: резьбосварной перекрыватель общей длиной 157 м, пуансоны механические диаметрами 186/196, 194/204 мм, пуансон гидравлический диаметром 204/218 мм, посадочный переводник с циркуляционным клапаном, гидродомкрат и 200 м УБТ-178
На рисунке 4.4 показано ОЛКС-216М-РС для установки за одну СПО с раздачей резьбовых соединений пуансонами с использованием гидродомкрата [56].
С целью уменьшения осевых нагрузок при раздаче резьбовых соединений применена резьба ОГ1м-200 вместо ранее применявшейся ОГ1м-194. При свинчивании резьбовых соединений расширяемых труб применен разработанный в институте «ТатНИПИнефть» резьбовой гетерогенный герметик. В качестве основы герметика использован волокнистый материал – 20–40 %, в качестве герметизирующего наполнителя – глинопорошок – 30–50 %, остальное – антифрикционный наполнитель в виде поверхностно-активного вещества. Гетерогенный герметик обеспечивает высокую степень герметичности резьбовых соединений после их расширения на 23 %.
Раздача ПП до диаметра 204 мм механическими пуансонами производилась весом УБТ 30–40 тс. При раздаче резьбовых соединений профильных труб до диаметра 218 мм и выдавливании башмака перекрывателя гидравлическим пуансоном осевую нагрузку создавали домкратом гидравлическим.
Раздача профильных труб гидравлическим пуансоном в интервале 998–1155 м происходила без выхода циркуляции. На установку ОЛКС-216М длиной 157 м затрачено 48 ч. В связи с отсутствием циркуляции промывочной жидкости после установки ПП принято решение об установке второго перекрывателя для изоляции зоны поглощения.
После раздачи пуансонами ПП в интервале 724,5–853 м выход промывочной жидкости составил 80 %. Второй перекрыватель длиной 128,6 м был установлен за 58 ч.
В обоих случаях извлечь башмак с помощью захватного устройства, расположенного на посадочном устройстве, не удалось. Ловильная головка башмака с радиальными проточками была изготовлена из полиамида (рисунок 4.5), и при захвате происходило срезание ее уступов. Конструкция башмака была доработана – материал ловильной головки заменен с полиамида на чугун, после чего башмак извлекался без проблем. Конструкция извлекаемого башмака представлена на рисунке 4.5.
Бурение до глубины 1532 м продолжено компоновкой: трёхшарошечное долото 215,9 мм НЕ47, расширитель РРМ-216/237М, двигатель ДШОТР-172 и 100м УБТ-178 при выходе промывочной жидкости 40-80 %.
Установкой третьего перекрывателя длиной 88 м в интервале 1427– 1515 м перекрыта зона осыпания стенок скважины в верейских отложениях. Время установки ПП –37 ч.
Бурение до глубины 1978 м продолжено компоновкой: трёхшарошечное долото 215,9 мм НЕ47, РРМ-216/237, двигатель ДШОТР-172 и 100м УБТ-178 при выходе промывочной жидкости 40 %.
Перед переводом скважины на раствор для дальнейшего углубления провели радиоактивный каротаж и кавернометрию ствола скважины.
Для перекрытия зоны с наибольшей интенсивностью поглощения было установлено еще два ПП. Четвёртый перекрыватель длиной 140 м установлен в интервал 1584–1724 м. Время установки составило 34 ч. Пятый перекрыватель длиной 51,5 м установлен в интервал 1799–1850,5 м. Время установки, включая спуск одношарошечного развальцевателя РШ-216УВ для шаблонировки профильного перекрывателя, – 28 ч.
С глубины 1978 м бурение велось на растворе без одновременного расширения ствола скважины.
Перед переходом на промывку скважины глинистым раствором оставшиеся зоны поглощения изолированы намывом наполнителя. При этом возникла необходимость изоляции зоны поглощения шестым профильным перекрывателем длиной 70,6 м в интервале 652–722,6 м, который был установлен за 22 ч.
В процессе бурения на глубине 2400–2436 м происходили провалы, заклинивания бурового инструмента и началось поглощение бурового раствора. Обваливание происходило при каждом наращивании бурильного инструмента, поэтому бурение велось с проработками пробуренного интервала. Было принято решение изолировать зону осложнения седьмым ПП. В связи с этим выполнили расширение ствола скважины в интервал 2323–2449 м. После изучения материалов записи каверномера выявлены нерасширенные участки ствола скважины, которые были расширены повторным спуском расширителя. На устье скважины собрана компоновка: ПП длиной 119,8 м, пуансоны, домкрат гидравлический, 200 м УБТ-178 и спущена в интервал 2324–2443,8 м. В процессе работы геофизической партии по привязке репера произошел прихват бурового инструмента, предположительно утяжелённых бурильных труб.
В связи с возникшей аварийной ситуацией было принято решение о выправлении перекрывателя с последующей установкой нефтяной ванны. После её установки и расхаживания бурильной колонны произведено освобождение и отсоединение инструмента от перекрывателя. Механическую раздачу ПП выполнили последовательно одношарошечными развальцевателями диаметрами 196, 208, 216 и 218 мм за четыре СПО. В связи с дополнительным расширением ствола скважины и работами с одношарошечными развальцевателями время на установку составило 264 ч.
Применение новой технологи и оборудования на скважинах ПАО «Татнефть» и оценка их эффективности
Оборудование прошло приёмочные испытания и принято к производству опытной партии для доработки и переходу к серийному производству на заводе ООО «Перекрыватель».
С применением новых технологии и оборудования установлено 14 перекрывателей на восьми скважинах. Времени на установку затрачено от 2 до 3 сут, что в три раза меньше по сравнению с традиционной технологией.
Результаты промысловых испытаний технологии по годам приведены в таблице 4.2. По состоянию на ноябрь 2017 г. объем применения ОЛКС составляет 1700 перекрывателей, в том числе с применением разработанных рекомендаций с 2005 г. более 700 (рисунок 4.7).
На основании анализа изоляционных работ с применением различных методов раздачи цилиндрических участков установлены усредненные затраты времени на локальное крепление зоны осложнения длиной 100 м на глубине 1500 м (рисунок 4.8).
Таким образом, путём совершенствования технологии и технических средств изоляции зон осложнений расширяемыми трубами удалось сократить затраты времени:
– при применении комбинированных развальцевателей (одношарошечного и роликового) до 5 сут на установку одного ПП; – при применении пуансонов до 3 сут.
Экономический эффект от внедрения усовершенствованных расширяемых систем для крепления скважин рассчитан на основании анализа изоляционных работ с применением различных методов раздачи ПП. Установлены усредненные затраты времени на локальное крепление зон осложнения за:
– 7 СПО с раздачей ПП развальцевателями одношарошечными Т1 = 186 ч;
– 4 СПО с раздачей ПП развальцевателем одношарошечным в сочетании с роликовымТ2 = 128 ч;
– 2 СПО с раздачей ПП пуансонами Т3 = 67 ч.
Экономический эффект формируется за счёт сокращения времени на установку ПП с учётом часа работы буровой установки, равного 25 тыс. руб.
Сокращение времени на установку ПП по технологии с применением пуансонов по сравнению с технологией установки ПП с применением развальцевателей составляет 186 – 67 = 119 ч.
Э = 25 тыс. руб. х 119 ч = 2975 тыс. руб. на установку одного перекрывателя.