Современные технологии при ремонте скважин

Современные технологии ремонта скважин – весомый вклад в добычу нефти

Эффективная деятельность предприятий по добыче нефти и газа невозможна без обеспечения своевременного и качественного ремонта скважин. Для поддержания действующего фонда скважин в работоспособном состоянии и обеспечения геолого-технических мероприятий по интенсификации добычи нефти и газа необходима постоянная работа бригад текущего и капитального ремонта скважин.

В современных условиях, когда перед нефтегазодобывающими управлениями ставятся высокие планки по добыче нефти и газа, своевременный и качественный ремонт скважин напрямую влияет на выполнение плановых заданий по добыче нефти. Напряженный ритм работы всего коллектива управления определяет и требования к работе бригад по текущему и капитальному ремонту скважин, от которых требуется оперативное и качественное выполнение работ, запуск в работу скважины с обеспечением минимальных потерь добычи нефти.

Сегодня на месторождениях НГДУ «Комсомольскнефть» задействованы 9 бригад текущего ремонта скважин НГДУ «Комсомольскнефть» и 25 бригад капитального ремонта скважин Федоровского и Сургутского УПНПиКРС, УКРСиПНП. Наиболее эффективными способами реанимации скважин являются выполнение капитальных ремонтов, связанных с проведением гидравлических разрывов пласта (ГРП), и забуриванием боковых стволов. За 6 месяцев 2009 года выполнено 770 текущих ремонтов скважин и 265 капитальных ремонтов скважин, в том числе 50 ремонтов, связанных с забуриванием боковых стволов, и 45 операций ГРП. За счет мероприятий, связанных с капитальным ремонтом скважин, дополнительно получено 203,6 тыс. тонн нефти, средний прирост дебита на одну отремонтированную скважину составил 12,5 тонн/сут.

Вопросы обеспечения эффективной работы бригад на должном уровне решает отдел по текущему и капитальному ремонту скважин под руководством Е.В.Анапова. Приоритетными задачами, стоящими на повестке дня, являются совершенствование технологий ремонта скважин, внедрение нового современного оборудования и качественное оперативное управление бригадами текущего и капитального ремонта скважин. Значительную помощь в решении всего комплекса задач по организации работы бригад и обеспечению высокой эффективности ремонтов оказывает заместитель начальника управления С.А.Тетерин, имеющий большой опыт работы по освоению и эксплуатации месторождений ОАО «Сургутнефтегаз». Слаженная работа бригад обеспечивается и коллективами выполняющих ремонты скважин цехов, где наряду с опытными ветеранами трудятся молодые энергичные и грамотные ребята, недавние выпускники учебных заведений. Сегодня показатели работы НГДУ «Комсомольскнефть» на уровне лучших по акционерному обществу, что подтверждает высокий потенциал коллектива.

Все более широкое применение получают капитальные ремонты скважин, связанные с забуриванием боковых стволов для приобщения участков с неизвлеченными остаточными запасами нефти. С начала 2009 года внедряется технология забуривания боковых стволов на депрессии с традиционных подъемных агрегатов, позволяющая за счет предотвращения засорения нефтеносного пласта получить значительные объемы дополнительной добычи нефти.

С начала года бригадами Федоровского УПНПиКРС с использованием звена для забуривания на депрессии выполнено 10 капитальных ремонтов по данной технологии. Бригадами УКРСиПНП, оснащенными комплексом «Непрерывная труба», за 6 месяцев 2009 года выполнено 11 ремонтов.

Одной из приоритетных задач, стоящих перед НГДУ «Комсомольскнефть», являлось снижение негативного воздействия на пласт и на подземное оборудование жидкостей глушения скважин. Солерастворные узлы приготовления солевого раствора для глушения скважин, построенные в прежние годы, не соответствовали как современным требования технологии и качества, так и требованиям культуры производства и условий труда. Низкое качество солевого раствора приводило к снижениям дебита и увеличению времени вывода скважин на режим после проведения ремонта, засорениям механическими примесями подземного оборудования.

Для решения данной задачи на месторождениях НГДУ «Комсомольскнефть» были построены 2 современных узла приготовления растворов глушения с производительностью, обеспечивающей необходимым объемом все бригады текущего и капитального ремонта, бурения и освоения скважин, работающих на месторождениях нефтегазодобывающего управления.

Автоматизация управления AstorSoft.Ru узлы телеметрии приготовления жидкости глушения позволяют отказаться от тяжелого ручного труда, значительно увеличить качество приготавливаемой жидкости и обеспечить оперативный контроль всех параметров работы оборудования.

Оснащение современными средствами телеметрии коснулось и непосредственно бригад капитального и текущего ремонта скважин. Разбросанность бригад по отдаленным друг от друга на десятки и сотни километров скважинам на различных месторождениях не позволяют специалисту достаточно быстро прибыть в бригаду. Для обеспечения возможности контроля работы и, соответственно, принятия оперативных решений все бригады были оснащены индикаторами веса на крюке ИВЭ-50 и датчиками давления в гидравлической системе трубных ключей «Ойл Кантри» с устройствами передачи данных на центральный компьютер. Это позволяет в режиме реального времени отслеживать процессы проведения технологических операций и оперативно принимать нужные решения. Все эти достижения, а также добросовестный, самоотверженный труд всех работников НГДУ «Комсомольскнефть» позволяют с оптимизмом смотреть в будущее и достигать новых высот.

Источник

Новая технология ремонтных работ на скважинах

Традиционным методом ремонта скважин является ремонт с использованием насосно-компрессорных труб. В последнее время разработаны и нашли промышленное применение новые технологические приемы и технические средства ремонта.

1. Канатный метод.

2. Метод с использованием кабель-троса.

3. Метод сиспользованием гибких труб.

4. Шлангоканатный метод.

5. Шлангокабельный метод.

Канатный метод основан на использовании каната для спуска на забой скважины или к месту изоляции специальных желонок-контейнеров с различными тампонирующими материалами, химическими реагентами, а также для ведения взрывных работ, связанных с торпедированием, установкой так называемых взрывных пакеров, стреляющих тампонажных снарядов, а также доставки на забой различных механических желонок, для срабатывания которых необходима их опора на забой. Канатный метод работ не исчерпывает всех видов работ, необходимость в которых возникает при капитальном ремонте скважин. Поэтому его использование только частично упрощает и удешевляет ремонт.

Кабель-трос — это тот же канат, в который вмонтирован электрический кабель, для передачи спускаемому контейнеру электрических сигналов для управления его работой. Например, открытие клапана или подрыв взрывчатого вещества, выбрасывающего тампонирующее вещество. Кабель-трос также предназначен для спуска в скважину контейнеров с различными материалами массой до 200 кг.

Канатные и кабель-канатные операции производятся в заглушённой скважине с помощью лебедки, смонтированной на автомобильном шасси (аналогичной геофизической каротажной станции). Кроме того, существует агрегат на шасси автомобиля КрАЗ-255 с лебедкой, имеющей тяговое усилие на барабане в 15 кН. На шасси смонтированы бункер на 1,5 т цемента, смесительное устройство, дозировочный шнек, емкость для воды на 1 м 3 и насос для перекачки жидкости на давление до 1,0 МПа. На шасси агрегата укладываются 15 секций контейнеров диаметром 98 мм и длиной по 4 м. Все механизмы агрегата имеют привод от двигателя автомобиля.

Метод проведения ремонтных работ с использованием гибких труб заключается в том, что с большого барабана диаметром в несколько метров сматываются трубы и опускаются в скважину через специальное выпрямительное устройство, монтируемое на устье. Гибкие трубы диаметром до 25 мм изготавливаются из специальной гибкой стали и наматываются на барабан, устанавливаемый на трайлере.

На устье скважины устанавливается специальный механизм, принудительно заталкивающий трубы в скважину при одновременном их распрямлении. Скорость спуска и подъема труб 0,5 м/с. Это существенно упрощает спуско-подъемные операции, заменяя их непрерывным наматыванием или разматыванием сплошной гибкой колонны трубы. Спущенные в скважину трубы могут использоваться для закачки жидкостей с малыми расходами, как, например, кислотных растворов, промывки скважины от глинистого раствора, закачки газа или воздуха, промывки песчаных пробок и при гидроразрыве пласта, а также для привода маломощного турбобура. Такие трубы могут спускаться через насосно-компрессорные трубы в фонтанных, газлифтных и нагнетательных скважинах без их подъема. Это особенно важно, если башмак спущенных НК.Т оборудован пакером.

Метод ремонта скважин, основанный на использовании шлангоканата, аналогичен предыдущему, но вместо гибких стальных труб в данном случае используется гибкий шланг со стальной оплеткой, придающий шлангу необходимую прочность на разрыв от действия силы тяжести внутреннего и внешнего давлений. В настоящее время уже созданы конструкции шлангоканата с диаметром до 60 мм с разрывной нагрузкой до 350 кН, рассчитанные на внутреннее рабочее давление до 20 МПа.

Шлангоканат наматывается на барабан лебедки необходимой емкости, причем внутренний его конец имеет внешний вывод, через который возможна прокачка жидкости даже в процессе вращения барабана. Шлангоканат подается к устью и заталкивается в скважину цепным тяговым агрегатом, называемым рольгангом. На спускаемом конце шлангокабеля может быть укреплен гидравлический забойный двигатель-турбобур для разбуривания цементных стаканов, песчаных пробок и других операций. Через шлангоканат прокачивается та или иная технологическая жидкость в зависимости от вида ремонтных работ на скважине, например, кислотный раствор, ПАВ или цементный раствор.

В стальную оплетку шлангоканата может быть вмонтирован один или несколько изолированных токонесущих проводов для передачи электрических сигналов забойным аппаратом или приема от них сигналов на поверхности. Такой шлангоканат становится шлангокабелем, который расширяет возможности его использования при ремонте скважины. Использование шлангокабеля в результате исключения операций по свинчиванию и развинчиванию труб во много раз сокращает время на спуско-подъемные операции, избавляет обслуживающий персонал от тяжелого физического труда и обеспечивает большую безопасность работ по ремонту.

Ликвидация скважин

Скважины, дальнейшее использование которых признано нецелесообразным, ликвидируются. Причины ликвидации скважины могут быть следующие.

1. Сложная авария и доказанная техническая невозможность ее устранения, а также невозможность использования скважины для других целей, например, для возврата на вышележащий или нижележащий горизонты или использования ее в качестве наблюдательной или нагнетательной.

2. Полное отсутствие нефтенасыщенности вскрытых данной скважиной горизонтов и невозможности ее использования для других целей (углубление, возврат или использование в качестве поглощающей для закачки сточных вод).

3. Полное обводнение законтурной водой и отсутствие в ее разрезе объектов для возврата.

4. Нахождение скважины в районе предполагаемой застройки жилых массивов, сооружения водохранилища или в результате стихийных бедствий (землетрясения, оползни).

Неликвидированные скважины могут быть причиной внутри-пластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, что с точки зрения охраны недр и окружающей среды недопустимо. Материалы по ликвидации скважин оформляются в соответствии с существующими положениями и согласуются с органами государственного горно-технического надзора. Объем и характер работ по ликвидации скважины зависит от ее назначения, конструкции, крепления и состояния ствола.

Работы по ликвидации скважин, в которые спущены только технические колонны, заключаются в следующем. В интервалах со слабыми нефтяными и газовыми пластами или пластами, оказавшимися в данной скважине непродуктивными, устанавливают цементные мосты. Над кровлей самого верхнего вскрытого пласта цементный мост поднимают на высоту не менее 50 м. Ствол скважины полностью заполняют глинистым раствором, позволяющим создать давление на забой, превышающее пластовое.

Если в разрезе скважины не обнаружены напорные минерализованные или сероводородные воды, допускается вырезка и извлечение технических колонн, при этом в башмаке последней остающейся в скважине колонны устанавливают цементный мост высотой 50 м. Устье ликвидируемой скважины оборудуют репером. В колонну на глубину 2 м опускают обрезок трубы с деревянной пробкой и заливают сверху цементом. Над устьем устанавливают цементную тумбу размером 1 х 1 х 1 м. Иногда ствол скважины заполняют сухой глиной. Работы по ликвидации скважин выполняются бригадой капитального ремонта.

Основная литература 2 [стр. 177-185].

1. Какие приспособления относятся к защитным.

2. Как производится проверка, очистка и замена защитных приспособлений.

3. Чем осложняются ремонтные работы на морских скважинах.

4. Какие новые технологии ремонтных работ Вы знаете.

5. В каких случаях производится ликвидация скважин.

Источник

Совершенствование технологии ремонта скважин Инновационные решения по испытанию резьбовых соединений

Негерметичность крепи скважин имеет весьма широкое распространение. На месторождениях Западно-Сибирского региона, считающихся приоритетными по объему добываемого природного газа, до 12% от общего фонда действующих скважин эксплуатируются с нарушением герметичности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» скважин. В данной публикации авторами исследована природа возникновения нагружения по резьбе в процессе эксплуатации, определены возможные способы устранения негерметичности с целью подбора оптимального технико-технологического решения по устранению указанного несоответствия и апробации разработанных обоснованных решений на действующих скважинах Южно-Русского месторождения.

С целью подбора оптимального и обоснованного технико-технологического решения по устранению негерметичности резьбового соединения «монтажный патрубок колонной головки – муфта кондуктора», авторским коллективом принято решение изучить природу возникновения нагружения по резьбе, определить возможные способы совершенствования предупредительных работ по устранению негерметичности и реализовать подобранные научные технико-технологические решения на действующих скважинах Южно-Русского месторождения.

Подбор схемы нагружения резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» является основополагающим фактором для подготовки обоснованной методики испытаний резьбовых соединений.

Основные нагрузки и воздействия на оборудование, по признаку порождаемых ими механизмов накопления поврежденности и деградации свойств металла резьбового соединения [2], т.е. общности применяемых при анализе напряженно-деформированного состояния поверхностей сопряжения резьбового соединения расчетных критериев, могут быть объединены в следующие группы:

переменные и циклические;

Наиболее значимыми, с точки зрения специалистов авторского коллектива, являются переменные и циклические нагрузки, которые в наибольшей степени влияют на деформирование сопряженных поверхностей резьбового соединения, что и приводит к потере герметичности.

Исходя из изложенного, с целью испытания резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки», выбрана схема одноосного циклического нагружения растяжением указанного соединения при максимальных растягивающих усилиях, создающих в стенке труб, соединенных резьбовой муфтой, напряжение σ_max за цикл 1,3 от продольной силы, возникающей от внутреннего давления газа в системе технологических трубопроводов. Асимметрия цикла нагружения R = 0,5.

Циклическую долговечность резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» принято решение оценивать до момента потери герметичности с обваркой ручной дуговой сваркой (далее –РДС) контура муфты кондуктора и без обварки. В качестве регистрации момента потери герметичности узла в процессе циклического нагружения выбрана «керосиновая проба».

Для реализации одноосного циклического нагружения резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» специалистами авторского коллектива совместно с ООО «Центр испытания и диагностики конструкций» (г. Москва, ЦИ и ДК) разработана схема крепления захватов, представленная на рис.1.

РИС. 1. Схема резьбового узла «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки»

Приварка по контуру заглушек (рис. 1 п.2) к телу трубы позволяет реализовать следующее:

— при одноосном нагружении стенка трубы, а вместе с ней и резьбовое соединение, подвергаются равномерному деформированию, соответствующему нагружению продольной силой от внутреннего давления;

— герметичность полости между двумя заглушками позволяет заполнить ее индикаторной жидкостью – керосином (рис. 1, п. 4) для регистрации момента потери герметичности резьбовым соединением «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» в процессе циклического нагружения.

Для заливки керосина в полость между двумя заглушками в верхней заглушке предусмотрено отверстие. Заливка осуществляется после установки узла на испытательную машину. Снаружи заваренное и незаваренное торцевое сопряжение обмазывается раствором на основе мела.

Для крепления собранного резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» в универсальную разрывную машину УДМ – 100 (рис. 2), снабженную пульсатором (частота нагружения до 270 цикл/мин) и развивающую усилие растяжения при циклическом нагружении в 53 тонны, к заглушкам (рис. 1, п.2) привариваются плоские захваты (рис. 1, п. 1).

Для передачи усилия равномерно на вваренную заглушку и стенку трубы, к захватам и заглушкам привариваются ребра жесткости (рис. 1, вид А-А).

Для определения циклической долговечности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» из стали 21ХМФА на герметичность испытывались два узла:

1-й узел – без сварного соединения по торцу муфты (рис. 3.1);

2-й узел – с выполненным по разработанной технологии РДС сварным соединением, имитирующим ремонт узла для устранения негерметичности резьбового соединения на устье газовой скважины.

РИС. 3.1. Узел «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» без сварного соединения

РИС. 3.2. Узел «муфта кондуктор – монтажный патрубок колонной головки» со сварным соединением, имитирующим ремонт узла для устранения негерметичности резьбового соединения

Для определения момента потери герметичности резьбовым соединением «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» при циклическом нагружении растяжением, после заполнения внутренней полости заготовок керосином, внешняя поверхность по контуру торцевого соединения муфты с монтажным патрубком (рис. 3.1) и сварное соединение, имитирующее ремонт узла РДС для устранения негерметичности резьбового соединения (рис. 3.2.), смачивались мыльно-меловым водным раствором.

По результатам испытания установлено следующее:

— потеря герметичности резьбовым соединением отмечена в диапазоне 510 000 – 590 000 циклов;

— потеря герметичности резьбовым соединением, отремонтированным РДС по разработанной авторским коллективом технологии, отмечена в диапазоне 720 000 – 750 000 циклов.

Таким образом, увеличение диапазона циклов до момента потери негерметичности соединения не только обеспечивает заявленный технический результат, но и является доказательством значительного увеличения надежности и долговечности резьбового соединения после наложения сварного шва.

По результатам проведенных циклических испытаний резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» до и после наложения сварного шва методом РДС сделаны следующие выводы:

Устранение негерметичности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» разработанным методом на 22–30% увеличивает продолжительность сохранения узлом герметичности при циклическом нагружении.

Наложение шва на резьбовой узел без его предварительной приработки ставит сварное соединение в более нагруженное состояние, чем на действующей скважине, поэтому разработанная технология устранения негерметичности в условиях продолжительной эксплуатации устья скважины будет более эффективна, чем в проведенном исследовании.

Результаты многочисленных исследований [3] показывают, что для сталей наиболее эффективной при критериальной оценке напряженно-деформированного состояния является применение энергетической теории прочности Губера-Мизеса, согласно которой прочность материала при сложном напряженном состоянии обеспечивается, если часть удельной потенциальной энергии, идущей на изменение формы тела, не превосходит части допускаемой удельной потенциальной энергии, идущей на изменение формы, установленной из опытов с одноосным напряженным состоянием.

В рамках НИР был использован данный критерий для оценки напряженно-деформированного состояния труб.

Анализ полученных результатов показывает, что применение разработанной инновационной технологии ремонта скважин изменяет напряженно-деформированное состояние резьбового соединения следующим образом [4]:

снижает величину действующего изгибающего момента на крайние витки резьбы трубы;

снижает величину контактных напряжений на крайних витках резьбы;

понижает величину деформаций, вызванных действием краевого изгибающего момента на металл трубы в окрестностях торца муфты;

не влияет на герметичность уплотнения «металл-металл»;

создает незначительную концентрацию напряжений в корне шва, при этом величина концентрации определяется радиусом перехода металла корня шва к металлу трубы.

Таким образом, результаты численного моделирования показывают потенциальную возможность применения разработанной технологии ремонта скважин не только для устранения негерметичности, но и при монтаже резьбовых соединений при условии соблюдения плавных переходов от металла шва к основному металлу.

В целях аккредитации разработанных технико-технологических решений и дальнейшего использования в производстве при проведении предупредительных работ на эксплуатационных газовых скважинах ОАО «Севернефтегазпром» получена аттестация Национального агентства контроля сварки (НАКС) (Свидетельство №АЦСТ-94-00227). В соответствии с данным документом установлена область распространения производственной аттестации – Технология ремонта ручной дуговой сваркой резьбового соединения «Муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» Шифр: СНГП-РД-Р-01 (дата утверждения 04.10.2012 г.).

Процедура проверки готовности к использованию применяемой сварочной технологии осуществлена в условиях конкретного производства сварочных работ, с учетом их специфики [5]. При проверке оценены наличие технических, кадровых и организационных возможностей для выполнения сварочных работ и способность выполнить в производственных условиях сварные соединения, соответствующие требованиям нормативно-технической или проектной документации [6].

Положительные результаты апробирования на скважинах Южно-Русского месторождения инновационных технико-технологических решений с подтверждением обоснованности разработанного метода ремонта резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» будут представлены в следующей публикации авторов проекта.

Касьяненко А.А., Легай А.А. Анализ эффективности известных методов устранения негерметичности резьбовых соединений крепи скважин / Наука и техника в газовой промышленности, № 1, 2016.

Биргер И.А. Расчет резьбовых соединений. Изд. 2-е, переработанное и дополненное – М: Оборонгиз. – 1962.

Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов / под ред. В.Е. Селезнева – М.: КомКнига, 2005.

Каплун А.Б., Морозов Е.М., Олферьева М.А. ANSYS в руках инженера: Практическое руководство. – М.: Едиториал УРСС, 2003.

Мочернюк Д.Ю. Исследование и расчет резьбовых соединений труб, применяемых в нефтедобывающей промышленности. – М.: Недра, 1970.

Еременко Т.Е. Мочернюк Д.Ю., Тищенко А.В. Герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. – Киев: Техника, 1966.

Источник