Проект проводки скважин на Чишминской площади Ромашкинского нефтяного месторождения. Анализ ремонтно-изоляционных работ КРС КЛУШ 111500.000

Повсеместно в наибольшем количестве ремонтные работы по устранению негерметичности эксплуатационной колонны проводятся с использованием различных вариантов метода тампонирования под давлением. Применение того или другого варианта тампонирования зависит от характера нарушения эксплуатационной колонны: сквозные дефекты со значительной приёмистостью или негерметичность резьбовых соединений с так называемой малой утечкой.

В инструкции по ремонту крепи скважин [3] изоляцию сквозного дефекта эксплуатационной колонны предлагается производить тампонированием в зависимости от величины коэффициента приёмистости: более 2 м³/ч*МПа и менее 0,5 м³/ч*МПа. Однако в данной технологии отсутствуют рекомендации по обоснованию количества тампонажного раствора в зависимости от особенностей конструкции скважин, геологических и гидрогеологических особенностей заколонного пространства. Этой же инструкцией РВР по устранению негерметичности резьбовых соединений (малые утечки) рекомендуется производить путём снижения уровня в затрубном пространстве закачкой газообразного агента и оценки притока жидкости из заколонного пространства. В зависимости от возможной глубины снижения уровня, наличия или отсутствия притока через дефект предлагается закачивание полимерного тампонажного состава или гелеобразующего состава. Применение этой технологии затруднительно в случае приуроченности интервалов малых утечек к большим глубинам (близко к интервалам перфорации продуктивного пласта) и трудоёмкости работ.

4.4.2 Герметизация протяжённых участков эксплуатационной колонны

Одним из перспективных способов герметизации любых по длине участков эксплуатационной колонны является отсекание их с помощью пакеров [9].

Уже в 60-е годы в ТатНИИ был разработан пакер-разобщитель [10]. Содержащий в своём составе два цилиндрических пакерующих элемента, разделённых колонной НКТ необходимой длины, ниже которых установлен якорь. Работа пакеров основана на сжатии их весом вышерасположенной колонны НКТ.

Способ не нашёл широкого применения прежде всего из-за недостатков присущих пакерам этого типа - быстрой потери герметичности и затруднённой извлекаемости из-за коррозии якоря.

Аналогично по конструкции, но содержит два якоря, устройство, разработанное Цыбиным А.А. [11] и имеет те же недостатки.

Пакер-гильза имеет огромное преимущество над другими пакерами тем, что имеет широкий проход и легко (втулка-плунжер) соединяется с НКТ. Поэтому он очень удобен для создания много-пакерных систем с целью герметизации эксплуатационной колонны, а также может быть использован для совместно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов одной скважиной.

В связи с этим разработана технология герметизации протяжённых участков эксплуатационной колонны с использованием пакеров-гильз.

Технология может осуществляться по 3 вариантам (рисунок 4.2).

Вариант А.

1) ниже интервала герметизации устанавливают пакер-гильзу;

2) спускают колонну НКТ повышенного диаметра, например, 102 мм, а для 168 мм колонны можно 114, на конце которой установлен ниппель;

3) заполняют межтрубное пространство антикоррозионной жидкостью и состыковывают ниппель с пакером-гильзой;

4) верхний конец НКТ соединяют с фланцем обсадной колонны и спускают глубиннонасосное оборудование.

Если это добывающая скважина,то пакер-гильза должен быть установлен ниже глубины подвески насоса.

Вариант Б.

1) в скважине устанавливают 2 пакера-гильзы один ниже, а другой выше герметизируемого интервала;

2) спускают колонну труб, равную по длине расстоянию между пакерами, с двумя ниппелями по концам, причём на верхнем ниппеле устанавливают ограничитель, на котором подвешивается колонна труб;

3) колонну устанавливают так, чтобы каждый из ниппелей вошёл в соответствующие втулки пакеров-гильз.

Этот вариант позволяет легко возвращаться к перекрытому интервалу и вновь его закрывать, всего лишь подъёмом и спуском трубы. В добывающей скважине верхний пакер должен располагаться ниже точки подвески насоса. Кроме того, подняв соединяющую трубу, можно спустить на колонне НКТ ниппель до любого из пакеров и произвести, например, закачку кислоты.

Вариант В.

Он как бы симбиоз двух предыдущих и применяется тогда, когда верхний пакер попадает выше точки подвески насоса, а до устья ещё далеко.

1) устанавливают сначала нижний пакер-гильзу;

2) спускают верхний пакер-гильзу с присоединённой к нему колонной труб, в конце которой установлен ниппель;

3) после вхождения ниппеля во втулку нижнего, сажают верхний пакер гильзу.

При этом колонна НКТ имеет повышенный диаметр как и по варианту А, и позволяет входить в него штанговому насосу.

Нет никаких технических препятствий для установки при необходимости 3-4 и более пакеров-гильз с цель отделения друг от друга нескольких интервалов.

Рисунок 4.2 - Схема герметизации протяжённых участков обсадной колонны.

В таблице 4.3 показаны результаты герметизации эксплуатационной колонны по различным НГДУ ОАО Татнефть [].

Таблица 4.3

Результаты герметизации эксплуатационной колонны

Преимущества технологии:

· длина перекрываемого интервала не ограничена.

· Допустимый перепад давления до 20 Мпа.

· Дополнительная колонна 102 или 114 мм.

· Может применяться в скважинах с 146 и 168 мм эксплуатационной колонной.

Выводы.

1. Разработана технология герметизации участков эксплуатационной колонны любой длины.

2. Технология позволяет легко возвращаться при необходимости к перекрытым интервалам.

3. Технология позволяет отключать различные интервалы скважины по отдельности спуском нескольких (3-4) пакеров-гильз.

4.4.3 Гидравлический скребок

Опытно-промышленные работы выявили необходимость разработки скребка для подготовки места посадки летучки и пакера-гильзы.

На момент создания пакера-гильзы и извлекаемой летучки достаточно широкое распространение имел на промыслах страны скребок СГСМ гидравлического действия [12], разработанный во ВНИИКРнефть в комплекте с оборудованием "Дорн" для установки гофрированных патрубков. Аналогичные по конструкции скребки выпускают американские фирмы BOWEN [13] и ELDER [14]. Выпускаются также многими фирмами механические скребки, у которых чистящие ножи прижимаются к стенкам эксплуатационной колонны пружиной. Например, скребок фирмы "НОМСО" [15].

Работа со скребками СГСМ и специальные проверки на стенде показали, что они не обеспечивают достаточного для посадки пакера и летучки качества очистки, так как их режущие элементы имеют большую поверхность и недостаточно острые кромки, легко забиваются грязью и не врезаются в счищаемое загрязнение.

Поэтому была поставлена задача: разработать гидравлический скребок, простой, надёжный и обеспечивающий высокое качество очищаемой поверхности.

При разработке скребка руководствовались тем, чтобы он был прост, надёжен, хорошо очищал внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны и легко проходил через муфтовые соединения в эксплуатационной колонне.

На рисунке 4.3 показан разработанный скребок [16], который получил фирменное наименование "Кыргыч". Он содержит корпус 1, в поперечных окнах которого установлены поршни 2, взаимодействующие с ножами 3, установленными в проточках корпуса. В нижней части корпуса ввёрнута пробка 4 с отверстием для промывки, очищаемой поверхности.

Работает скребок следующим образом. Под действием давления жидкости, закачиваемой в НКТ, на которых его спускают в скважину, поршни 2 выдвигаются из корпуса 1 и прижимают к стенкам эксплуатационной колонны ножи 3. перемещая скребок вместе с НКТ вверх-вниз, производят очистку стенок эксплуатационной колонны от глинистой или цементной корки, смолопарафиновых отложений, солей, продуктов коррозии и т.п.

Рисунок 4.3 - Скребок гидравлический "Кыргыч".

Благодаря тому, что ножи имеют малую контактную поверхность, они хорошо врезаются в загрязняющие отложения и очищают эксплуатационную колонну до металла. Скребок легко проходит зазоры в стыках за счёт того, что на одном поршне располагаются два ножа, каждый из них по очереди проходит через зазор в то время, как второй находится на теле одной из труб.

Выводы.

Разработан простой, надёжный, обеспечивающий высокое качество очистки, скребок для очистки внутренней поверхности эксплуатационной колонны.

4.5 Современные технологии ремонтно-изоляционных работ

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) являются одним из основных видов работ по капитальному ремонту скважин. Главная цель проведения РИР - обеспечение оптимальных условий выработки продуктивного пласта. Известно множество технологий ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Отличаются они между собой в основном спецификой механизма образования изоляционного материала, приготовления и закачивания в скважину.

4.5.1 Отключение обводнённых интервалов пласта

На поздней стадии разработки месторождений работы по отключению обводнённых интервалов пласта проводятся с целью ограничения объёмов попутно добываемой воды при сохранении или увеличении добычи нефти.

При планировании РИР прежде всего анализируется геолого-промысловый материал и данные геофизических исследований. Геолого-промысловый материал включает в себя: данные по эксплуатации скважин на участке - изменение дебитов и обводнённости во времени, плотность добываемой продукции; расположение добываемой скважины на структуре - свод, периферия, водонефтяная зона; расположение скважины относительно нагнетательных скважин. Геофизические исследования пласта имеют своей целью установление его строения и факта его обводнения по отдельным высокопроницаемым интервалам. Они включают в себя: данные первоначального (в процессе строительства скважины) каротажа-диаграмммы КС и ПС, ННК, НГК, АКЦ; данные исследований по определению характера и причин обводнения продуктивного пласта - диаграммы ИННК, термометрии, дебитометрии.

При необходимости проводятся дополнительные промысловые, гидродинамические и геофизические исследования для уточнения причин и характера обводнения продуктивного пласта.

В зависимости от механизма изоляции и применяемого изоляционного материала существуют селективный и неселективный методы изоляции (отключения) обводнённых интервалов пласта. Представляет интерес самостоятельное рассмотрение каждого метода.

Преимуществом селективных методов является возможность проведения РИР выделения водонасыщенных и нефтенасыщенных интервалов пласта. Это особенно важно в условиях отсутствия надёжных методов изучения характера обводнения продуктивных пластов. Селективные методы подразделяют на две группы. Первую составляют методы по использованию селективных изолирующих реагентов, которые образуют закупоривающий поровое пространство материал (осадок), растворимый в нефти, нерастворимый в воде. Вторую - методы, использующие реагенты селективного действия, которые закупоривают поровое пространство только при смешении с пластовой водой.

Селективные методы первой группы, предполагающие восстановление проницаемости нефтенасыщенных интервалов, бесперспективны по причине очень медленного растворения образовавшегося осадка. К ней относятся: парафин, церезин, озокерит, мылонафт, нефть и нефтемазутные смеси и т.д.

Наибольшее распространение на практике получили селективные методы второй группы, основанные на образовании осадка при смешении изоляционного реагента с пластовой водой. К селективным методам второй группы относятся использование следующих наиболее известных тампонажных составов (растворов).

Нефтецементные растворы (НЦР) - тампонажный состав на минеральной основе. В качестве жидкости затворения цемента применяются нефть, дизтопливо или другая углеводородная жидкость. Селективность НЦР заключается в невозможности их схватывания без контакта с водой и сохранения подвижности в течение длительного времени. Последнее повышает проникающую способность раствора и не препятствует его вытеснению нефтью из призабойной зоны при освоении скважины. НЦР применяется в высокопроницаемых пластах, характеризующихся трещинами и высокопроводящими каналами.

Пенные системы. Использование пен для изоляции притока воды основано на закупоривании обводнённых интервалов вследствие прилипания пузырьков воздуха к поверхности водопроводящих каналов и возникновения начального давления сдвига. Последнее связано с тем, что пена является вязко-пластичной упругой системой и обладает структурно-механическими свойствами. Пеноцементные растворы способны изолировать высокопроницаемые обводнённые интервалы пласта и неплотности цементного кольца. Пенные системы преимущественно применяются для изоляции притока воды в нефтяных скважинах с пластовым давлением равным или меньшим гидростатическому и неоднородными по строению продуктивными пластами. Последнее объясняется способностью пен очистить малопроницаемые интервалы пласта и в целом увеличить охват пласта выработкой.

Гидролизованный полиакрилонитрил (гипан). Использование гипана основано на способности его коагулировать при контакте с электролитами, содержащими ионы поливалентных металлов (Са, Mg, Al, Fe и др.). Качество образовавшегося полимера зависит от типа электролита и его концентрации. В процессе применения гипана для изоляции водопритоков было обнаружено явление выноса его из пласта уже во время освоения скважин. По этой причине его применение для указанных целей было резко ограничено. Кроме того, в условиях притока в скважины опреснённых вод применение гипана малоперспективно.

Гипано-формалиновая смесь (ГФС). ГФС представляет собой однородную смесь гипана, формалина (отвердитель) и соляной кислоты (инициатор). Исследование ГФС основано на процессе сшивки молекул гипана формальдегидом в присутствии соляной кислоты с образованием геля по истечении индукционного периода. Последний продолжается от нескольких минут до 7-8 сут. и более. Вязкость ГФС в течение индукционного периода остаётся невысокой, что облегчает процесс закачивания её в пласт. ГФС частично обладает селективными свойствами и преимущественно проникает и закупоривает обводнённые интервалы пласта. Это объясняется водной основой реагентов, используемых для приготовления ГФС, большой величиной поверхностного натяжения на границе с нефтью, а также отсутствием сцепления с поверхностью, смоченной нефтью. ГФС применяется для изоляции притока как минерализованных, так и пресных (опреснённых) вод. При изоляции притока минерализованных вод предпочтительно последовательное закачивание раствора гипана и ГФС.

Полиакриламид (ПАА). Основную роль в изолирующей способности ПАА играет адсорбция молекул полимера на стенках пор. Селективные свойства ПАА заключаются в избирательной адсорбции молекул полимера в водонасыщенных интервалах и особых свойствах этих молекул: в воде они развёртываются, а в нефти - сворачиваются в клубок. Последнее способствует выносу молекул ПАА из нефтенасыщенных интервалов при освоении и эксплуатации скважины. Кроме того, при взаимодействии растворов ПАА повышенной концентрации (0,15-0,5%) с пластовой водой, содержащей ионы кальция, магния и т.д., образуется большое количество хлопьевидного осадка, закупоривающего высоконасыщенные интервалы пласта. ПАА применяется в качестве тампонажного раствора в виде 0,25-1%-ных растворов для закачивания в низко- и среднепроницаемые терригенные пласты, а также в виде 1%-ного водного раствора для приготовления вязкоупругих составов (ВУС).

Вязко-упругий состав (ВУС). ВУС образуется при механическом перемешивании 0,5-0,25%-ного раствора ПАА, водного раствора синтетической смолы ГРС (или жидких смол типа ФР, СФ, СФЖ, ФРЭС) и технического формалина 37-40%-ной концентрации (трёхкомпонентный) или раствора ПАА и бентонитовой глины (двухкомпонентный).в свежеприготовленном виде ВУС представляет собой псевдопластичную жидкость, фильтрующуюся в пористой или трещиноватой среде аналогично водному раствору ПАА без значительных дополнительных сопротивлений. В зависимости от соотношения компонентов и температуры окружающей среды (10-60⁰С) в течение 20-70 ч происходит структурное упрочнение ВУС и превращение его в резиноподобный прокачиваемый материал. После завершения индукционного периода ВУС не перемещается ни с нефтью, ни с водой, ни с глинистым и цементным растворами и другими технологическими жидкостями. В пористой среде выдерживает первоначальный градиент давления 2-5 МПа/м. Плотность ВУС регулируется путём введения различных добавок (например, глинопорошка).

Реагент МАК-ДЭА. Разработан Татнипинефтью совместно с Казанским химико-технологическим институтом. Является продуктом полимеризации метакриловой кислоты в присутствии диэталомина. Применение этого реагента основано на взаимодействии с минерализованными пластовыми водами и электролитами во всём объёме. Образовавшийся осадок в пластовой воде упрочняется, а в пресной - разбухает и постепенно растворяется. Осадок также растворяется в 10%-нгой соляной кислоте и концентрированной серной кислоте, в нефти растворяется медленно. Наибольший эффект изоляции притока воды достигается путём предварительного закачивания реагента и последующего - электролита, порционного закачивания реагента и электролита.

Нефтесернокислотная смесь (НСКС). Для изоляции притока воды используется алкилированная серная кислота (АСК). Взаимодействие последней с нефтью приводит к образованию, в течение 10-12 мин, кислого гудрона. Максимальное количество гудрона образуется при объёмном соотношении нефти и АСК 1:1, оптимальным является соотношение от 1:1 до 2,5:1. Эффект изоляции НСКС заключается и в образовании малорастворимых сульфатов кальция (гипс) при взаимодействии с солями кальция, содержащимися в пластовой воде. Кислый гудрон имеет достаточно высокую адгезию с горными породами. Гидрофобность его снижает фазовую проницаемость пористой среды относительно воды. НСКС рекомендуется применять в терригенных пластах пористостью не менее 18% и проницаемостью более 0,2 мкм², в карбонатных пластах проницаемостью не менее 0,1 мкм².

АКОР. На промыслах Западной Сибири для ограничения притока воды достаточно широкое применение нашли кремнийорганические водорастворимые составы АКОР. Особенностями АКОР являются растворимость и отверждение их в воде любой минерализации. В составе АКОР основными компонентами являются кремнийорганические эфиры (смолка, этилсиликатов, этилсиликаты, тетраэтоксисилан или отход его производства) и кристаллогидрат хлорного железа. Последний способствует растворению кремнийорганических эфиров в воде, что позволяет снизить стоимость тампонажного состава в 2-10 раз, не снижая при этом изолирующих его свойств. На промыслах испытано три модификации состава АКОР: АКОР-1, АКОР-2 и АКОР-4. перечисленные составы рекомендуют применять для изоляции притока вод в любом коллекторе температурой от -5 до 150⁰С.

Продукт 119-204. Является разновидностью кремнийорганических соединений. Применяется для изоляции притока воды в скважинах Западной Сибири. Продукт119-204 представляет собой самокатализирующую систему за счёт содержания в составе олигомеров остаточного хлора (4-8% масс.). Поэтому он является однокомпонентным составом и применяется в товарном виде. При смешении Продукта 119-204 с водой образуются неплавкие и нерастворимые полиорганосилоксановые полимеры. Следовательно, вода является как бы отвердителем для этого продукта. Минерализация и состав солей пластовых вод не влияют на образование полимера.

КИП-Д. Состав на основе клея КИП-Д, который может полимеризоватся при наличии незначительного количества воды (2% объём. состава). Процесс отверждения сопровождается увеличением объёма за счёт вспенивания массы углекислым газом, образующимся при взаимодействии воды с диизоционатом. При отверждении клея в нормальных (поверхностных) условиях образуется минерал, подобный газонаполненному поролону. С увеличением давления прочность полимера увеличивается и при давлении 4-15 Мпа представляет собой резиноподобную массу с визуально различимыми редкими включениями мелких (до 1 мм) пузырьков газа. С увеличением температуры время полного отверждения полимера уменьшается. Клей КИП-Д растворяется в углеводородных растворителях. Растворы клея во всех растворителях в соотношении 1:1 отверждаются в полном объёме и с увеличением его в 1,03-4 раза в нормальных условиях и на 10-15% - при 60⁰С и давлении 10 МПа. Избыток растворителя приводит к выделению его при отверждении состава. Предельная пластовая температура при применении состава - 80-90⁰С. отверждённый полимер растворяется в концентрированной серной кислоте.

Использование неселективных изоляционных реагентов при проведении РИР по отключению обводнённых интервалов пласта основано на следующем принципе.

В неоднородных по проницаемости и слоистых пластах, встречаемых на практике почти повсеместно, преимущественно вырабатываются и обводняются наиболее проницаемые интервалы. В этих условиях при проведении РИР закачиваемая жидкость будет поглощаться отдельными интервалами пласта пропорционально проницаемости, то есть в первую очередь - наиболее проницаемыми и уже обводнёнными интервалами. На этом основан метод отключения обводнённых интервалов пласта по схеме селективной изоляции с применением неселективных изоляционных материалов. Из неселективных и отверждаемых в полном объёме изоляционных материалов наиболее известными и широко применяемыми являются синтетические смолы ТСД-9, ТС-10.

Синтетические смолы ТСД-9 и ТС-10. представляют собой смесь суммарных сланцевых фенолов, растворов едкого натра, водорастворимых гликолей и этилового спирта. Применение синтетических смол ТСД-9 и ТС-10 в качестве изоляционного материала основано на их способности отверждаться при взаимодействии их с отвердителем с образованием прочного полимера во всём объёме смеси. В качестве отвердителя смолы ТСД-9 используется формалин, смолы ТС-10 - формалин при температуре до 40⁰С, выше 40⁰С - уротропин или смесь уротропина с формалином; ускорителем отверждения служит едкий натр (каустическая сода). Синтетические смолы ТСД-9 и ТС-10 хорошо растворяются в пресной воде и в нефтепродуктах. Тампонажные составы на основе смол ТСД-9 и ТС-10 приготавливают путём смешения их с отвердителем с добавлением пресной воды. Учитывая наличие воды в объёме 60-70% в формалине, на практике добавление воды в смолы не рекомендуется. В основном применяется объёмное соотношение смолы и формалина 1:0,5. однако при приготовлении тампонажного раствора через устьевой смеситель или на забое скважины рекомендуется увеличить указанное соотношение до 1:1 для компенсации разбавляемого объёма формалина со скважинной жидкостью и обеспечения более равномерного перемешивания смолы и формалина. Прочность отверждённого полимера на разрыв через 2 сут хранения достигает 2-2,5 МПа. Отверждённый полимер не растворяется в водах, растворах кислот и щелочей, углеводородных жидкостях.

Гидрофобный тампонажный материал (ГТМ-3). Состоит из алкилрезорциновой эпоксифенольной смолы (АЭФС) в количестве 95-99% и полиэтиленполиамина (ПЭПА) в количестве 5-1%.

Применение ГТМ-3 в качестве водоизолирующего реагента основано на коагуляции его с образованием отверждающейся упругопластичной массы при смешении с водой. Смола ГТМ-3 хорошо совмещается с наполнителями: цемент, соль, песок, опилки, кордное волокно и др. Тампонажный состав ГТМ-3 отверждается на воздухе, в пресной и минерализованных водах, нефтях и органических жидкостях. Термостойкость - 80⁰С. прочность отверждённого полимера на изгиб и сжатие через 48 часов соответственно 7 и 14-18 Мпа. Полимер имеет повышенную адгезию с поверхностью горных пород, металла обсадных труб и старого цементного камня, смоченного пластовой водой и нефтью.

Таким образом, из рассмотренных выше наиболее распространённых технологий большинство основано на образовании изоляционного материала в пласте путём смешения осадкообразующего реагента с пластовыми жидкостями. Значительная часть технологий предусматривает применение отверждающихся (или гелеобразующих) в полном объёме изоляционных реагентов.

Следует отметить, что к настоящему времени обосновано и описано применение в качестве изоляционного материала очень большого количества химических реагентов. Однако многие из них не нашли широкого распространения в практике, в том числе и по причинам эффективности. А диапазон показателей эффективности их использования достаточно широк. Для иллюстрации этого тезиса обратимся к данным таблице 4.5, в ней обобщены и сопоставлены региональные показатели результативности того или иного изоляционного материала, дан прогноз на перспективы применения.

Первое, что обращает на себя внимание в собранных данных - это низкая эффективность применения изоляционных материалов, относящихся к селективным (селективного действия).

Таблица 4.5

Эффективность и перспективы применения изоляционных материалов для изоляции притока воды

Увеличение стабильности цементных растворов на углеводородной основе не исключает невозможности фильтрации в глубь пласта цементной суспензии. Кроме того, при высокой и предельной обводнённости пласта замещение углеводородной жидкости водой может происходить по всей перфорированной его толщине.

Низкая в целом эффективность применения гипана, ПАА, МАК-ДЭА обусловлена выносом образовавшегося осадка из призабойной зоны обводнённого пласта в процессе освоения и эксплуатации скважин. Хотя на некоторых месторождениях, например в Татарстане, при их использовании наблюдались положительные результаты. С нашей точки зрения, увеличение эффективности указанных реагентов в данном конкретном случае объясняется применением их в большей степени для изоляции подошвенных и нижних вод в комбинации с цементным раствором. В этом случае вынос реагента из пласта исключается.

Перспективы применения пенных систем не вызывают сомнений. И главная тому предпосылка - возможность решения двух задач: закупорка обводнённых пропластков и интенсификация притока жидкости из низкопроницаемых пропластков. Имеющиеся различия в эффективности их применения в различных нефтедобывающих регионах, по-видимому, обусловлены спецификой местных гидродинамических условий, свойствами пен и т.д. Резко выделяющаяся высокая эффективность на Манчаровском и других месторождениях Башкортостана может быть объяснена условиями их разработки: до шести неоднородных продуктивных пластов разрабатываются совместно единой сеткой скважин, закачка воды ведётся во все пласты одновременно, более вырабатывается и обводняется самый высокопроницаемый пласт С1.

Обобщённые в таблице данные наглядно показывают и то, что эффективным является использование гелеобразующих составов с заранее заданными свойствами. На Туймазанском и Серафимовском месторождениях высокая эффективность достигнута при закачке ГФС в обводнённые девонские пласты. В тоже время в терригенных отложениях угленосной свиты эффективность закачки ГФС составила всего 33%. Последнее может быть объяснено меньшей минерализацией воды на Арланском месторождении. Также замечена тенденция снижения эффективности при обводнённости выше 90%. Следовательно, большая минерализация попутно добываемой воды способствует ещё большему упрочнению геля ГФС. Высокая эффективность с применением ГФС достигнута на нефтяных месторождениях Белоруссии, приуроченных к корбонатным коллекторам, залегающим на глубинах 2000-4500 м, с пластовой температурой 45-95⁰С.

По применению ВУС наиболее представительные данные имеются по месторождению Узень. В условиях резко неоднородных коллекторов, когда обводнение происходит по наиболее проницаемым интервалам толщиной 2-3 м, достигнута наивысшая эффективность РИР.

До настоящего времени НСКС в основном применяется на месторождениях Татарстана. Уже к концу 80-х годов с её использованием были проведены РИР почти в 400 скважинах. Главным препятствием расширения применения НСКС в других нефтедобывающих районах Урало-Поволжья является его нетехнологичность.

Хорошие результаты получены от проведения РИР по ограничению водопритоков с применением кремнийорганических соединений (АКОР, Продукт 119-204) на месторождениях Западной Сибири, Краснодарского края. Этому способствует отверждение перечисленных реагентов в присутствии воды различной минерализации и устойчивость образовавшегося полимера при температуре 100-150 и даже 3000С. Применение кремнийорганических соединений в других регионах ограничивается их нетехнологичностью.

Перспективен клей КИП-Д для использования в качестве изоляционного материала при проведении РИР по изоляции притока воды по различным причинам и любой минерализации. Однако расширение объёмов применения сдерживается его большой дефицитностью и чувствительностью к контакту с водой. Последнее затрудняет практическое осуществление технологии.

Из неселективных и отверждаемых в полном объёме изоляционных материалов особо следует отметить синтетические смолы ТСД-9, ТС-10. эффективность их применения составляет 50%, то есть на уровне эффективности многих материалов селективного действия. В целом низкая успешность РИР с использованием смол ТСД-9 и ТС-10, как и некоторых других материалов, не обусловлена их изоляционными возможностями, а прежде всего отражает неблагоприятные условия проведения ремонтных работ (неоднозначно установленный характер обводнения, несоответствие рецептуры действительным условиям скважин, несовершенство технологии и т.д.). Синтетические смолы ТСД-9 и ТС-10 являются универсальным изоляционным материалом с точки зрения их использования для любого вида РИР РВР. Они применялись для повышения качества первичного цементирования колонны путём комбинирования с цементным раствором. Преимуществом смол ТСД-9, ТС-10 является также простота их приготовления и закачивания в скважину.

Смола ГТМ-3, отверждаемая в полном объёме, среди остальных изоляционных материалов обладает наибольшими прочностными свойствами. Однако его гидрофобность осложняет практическое осуществление технологического процесса. Поэтому использование смолы ГТМ-3, как и смол ТСД-9 (ТС-10), для целей изоляции притока воды по отдельным пропласткам не отвечает их главному назначению.

4.5.2 Технология и устройство для отворота эксплуатационной колонны

Одним из способов восстановления герметичности эксплуатационной колонны без уменьшения её проходного сечения является замена её повреждённой части.

Повреждённую часть эксплуатационной колонны заменяют в том случае, если место дефекта расположено выше уровня цементного кольца в межколонном пространстве.

Применяют несколько способов извлечения колонн: отвинчивание, отрезание внутренними труборезками, торпедирование.

Наиболее распространено и отработано отвинчивание колонны.

Существует несколько способов отвинчивания. По одному из них верхнюю часть колонны докрепляют, а затем, сделав расчётную натяжку труб, вращают их сверху влево. По другому способу отворот производят спуском до последней извлекаемой трубы на левых бурильных трубах освобождающейся труболовки.

Американцы эту технологию осуществляют по другому - отворот начинают с 1-3 верхних труб, отвернув их на 3 оборота. Затем труболовку спускают на следующую трубу и отворачивают её также на 3 оборота. При вращении трубы уё нижнее соединение отвинчивается, а верхнее завинчивается. Таким образом, доходят до намеченной глубины, где уже полностью отворачивают трубу ивсю верхнюю часть колонны.

Преимуществом этого способа является снижение потерь на трение в момент страгивания резьбы.

Все эти способы не гарантируют отворот в заданном стыке, требуют завоза левых бурильных труб, ротора, трудоёмки.

Разработано устройство для отворота эксплуатационной колонны, позволяющее на колонне обычных НКТ с правой резьбой произвести отворот эксплуатационной колонны в заданном стыке, защищённое патентом на изобретение [8].

В основу конструкции устройства для отворота эксплуатационной колонны был положен винт с большим шагом, в котором поступательное движение штока преобразуется во вращательное корпуса.

На рисунке 4.4 показана схема устройства, которое состоит из корпуса 9, двух гидравлических якорей 2 и 11 и, проходящего сквозь них штока 5, с винтовым 7 и шлицевым 8 участками. На шток 5 одеты гайка 6 и обгонная муфта 3.

Рисунок 4.4 - Устройство для отворота эксплуатационной колонны.

Отворот эксплуатационной колонны производят следующим образом. После спуска устройства на колонне НКТ в скважину его устанавливают так, чтобы верхний якорь 2 был выше, а нижний 11 ниже отворачиваемого стыка. Затем подают в НКТ давление и возвратно поступательным движением вверх-вниз отворачивают верхние трубы от нижних. Вращающий момент, создаваемый при взаимодействии винтового участка 7 с гайкой 6, передаётся через обгонную муфту 3 и якорь 2 на верхнюю трубу, при этом якорь 10 с помощью шлицевого участка 8 удерживает шток 5 от обратного вращения. При движении штока вниз гайка 6 тоже вращается, но обгонная муфта 3 не передаёт вращения на якорь 2 и, соответственно на трубу.

Момент страгивания резьбы будет увеличиваться с ростом глубины отворота, так как к моменту страгивания от затяжки при свинчивании добавится сила трения в резьбе от веса вышерасположенных труб.

Для расчёта необходимо знать коэффициент трения в резьбе. Учитывая, что резьба имеет наклонную поверхность, просто считать как трение торцов будет неточным. Поэтому были проведены исследования на стенде, представляющем собой муфту, в которую сверху ввёрнут, без натяжки отрезок трубы с упорным подшипником на верху. Нагружая трубу сверху разными по величине усилиями, замеряли страгивающий крутящий момент.

По результатам этих замеров была построена зависимость дополнительного крутящего момента от веса труб. Как и предполагалось это прямая с коэффициентом пропорциональности равным 15 Н*м на 1 kН веса труб.

Приняв средний радиус эксплуатационной колонны 0,07 м, можно определить коэффициент трения для резьбы - 0,23.

Погонная масса одного метра эксплуатационной колонны диаметром 146 мм составляет примерно 30 кг/м. Исходя из этого, можно определить, что каждые 100 м трубы весят 30 kН и дают увеличение крутящего момента на 450 Н*м.

В таблице 4.6 приведены результаты промысловых испытаний устройства [9].

Испытания подтвердили работоспособность и высокую эффективность устройства. В скв.4008 удалось отвернуть эксплуатационную колонну на глубине 850 м

Таблица 4.6

Результаты внедрения устройства для отворота эксплуатационной колонны

Размещено на Allbest.ru