Построение технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн

РЕМОНТ СКВАЖИН

А.Ю. Пресняков, ООО «РН-УфаНИПИнефть», А.В. Сахань, ООО «РН-НТЦ»

построение технологии рир по устранению негерметичности эксплуатационных колонн

Для решения проблемы РИР и увеличения эффективности ремонтно-изоляционных работ, проводимых в ОАО «НК «Роснефть», была создана рабочая группа Системы новых технологий - «Новые Скважинные Технологии» [1]. В 2007 году рабочей группой СНТ был реализован проект «Ликвидация заколонной циркуляции жидкости» в ООО «РН-Пурнефтегаз».

В рамках проекта были испытаны технологии трех подрядных организаций, проведены ремонтно-изоляционные работы по ликвидации ЗКЦ в 18 скважинах, получен средний прирост дебита нефти 11 т/сут на одну скважину, за счет проведенных мероприятий дополнительно добыто 25,2 тыс.тонн нефти. Также в результате реализации проекта были построены матрицы применения технологии РИР, подготовлены методические указания по выбору скважин и технологий для РИР ЗКЦ. В настоящее время разрабатывается математическая модель закачивания тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ.

Одной из актуальных проблем в ОАО «НК «Роснефть» является негерметичность эксплуатационных колонн скважин, т.е.

наличие отверстий в эксплуатационной колонне, обеспечивающих поступление воды в скважину из интервала водоносного пласта. Существует два основных метода ликвидации негерметичностей - применение ремонтных накладок (пластырей) (рис.1.) и закачка тампонажных материалов в интервал негерметичности [2].

Работы по ликвидации негерметичности отличаются высокой стоимостью и продолжительностью. Для достижения эффективности проводятся многократные работы по закачиванию тампонажных материалов в интервал негерметичности, при этом в ряде случаев эффект не достигается вообще. Одной из причин этого является отсутствие единых методических подходов в решении данной проблемы.

Решение проблемы РИР носит комплексный характер и состоит из следующих этапов:

1. Определение критериев выбора скважин-кандидатов под РИР.

2. Оценка потенциала скважины после РИР, в т.ч. и экономическая оценка.

3. Анализ геолого-технических условий.

4. Выбор тампонажного материала.

5. Построение технологии РИР.

6. Оценка эффективности выполненных работ.

Как правило, для выбора скважины-кандидата на проведение РИР по устранению негерметичности эксплуатационной колонны принимаются следующие критерии: обводненность продукции скважины более 90%, наличие признаков негерметичности эксплуатационной колонны, текущий дебит нефти < 8 т/сут, остаточные извлекаемые запасы > 20 тыс. тонн, расчетный прирост дебита нефти после ремонтноизоляционных работ не менее 6,5 т/сут (рис.2).

Для выбора тампонажного материала для ремонтно-изоляционных работ в ООО «РН-УфаНИПИнефть» налажено тестирование тампонажных материалов. Основной тип материалов, применяемый для проведения работ по ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн - отверждающиеся. Основные параметры тестирования этих материалов можно условно разделить на две группы: параметры первой группы, определяющей прокачиваемость материала, -эффективная вязкость состава и время отверждения, параметры второй группы, определяющей возможность выноса материала в процессе эксплуатации скважины, - прочность на изгиб и адгезионная прочность. Из результатов те-

Рис. 1. Ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны методом установки пластыря.

62 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № В \\ август \ 2008

Рис. 2. Критерии выбора скважин-кандидатов.

стирования тампонажных материалов видно, что смолы по сравнению с цементами имеют повышенные прочностные и адгезионные свойства. Протестированные смолы имеют различные свойства, различный характер отверждения. Например, тампонажная композиция «Гранит» при отверждении выделяет водную фазу.

По результатам тестирования был составлен рейтинг применимости тампонажных материалов, используемых для проведения ремонтно-изоляционных работ по устранению негерметичности эксплуатационных колонн. Как видно из рейтинга, цементный раствор является более предпочтительным тампонажным материалом для проведения таких работ, особенно в условиях высокой поглотительной способности интервала нарушения. Также для «дозакрепления» интервалов негерметичности после закачивания цементных растворов или в условиях низкой приемистости, когда закачивание цементных растворов не представляется возможным, используются синтетические смолы [3].

Для повышения эффективности РИР по устранению негерметичности колонны РГ СНТ НСТ были разработаны матрицы технологий (рис.3).

В основе построения матриц лежат сведения о количестве нарушений и расстоянии между ними, удельной приемистости объекта изоляции, температуре в интервале нарушения. На основании этих данных производится выбор тех-

нологии РИР и тампонажного материала. В матрице рекомендованы к применению цементные растворы различных модификаций, смолы, ВУС, герметик (пластик). Для отдельных случаев для решения проблемы герметизации эксплуатационных колонн предложено использовать технические средства. На сегодня матрицы выбора технологии РИР по устранению негерметичности эксплуатационных колонн предложены для ООО «РН-Юганскнефтегаз», ООО «РН-Пурнефтегаз», ОАО «Томскнефть», ОАО

«Самаранефтегаз», ОАО «Удмуртнефть», ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Первоначальной характеристикой выбора технологии по устранению негерметичности колонны является пропускная способность нарушения (приемистость), которая устанавливается при опрессовке колонны или по проявлению межко-лонных давлений. Негерметичность колонны, связанная с соединительными узлами, характеризуется низкой пропускной способностью (менее 80-90 м3/сут) и падением давления при опрессовке.

WWW.NEFTEGAS.INFO

\\ РЕМОНТ СКВАЖИН \\ 63

РЕМОНТ СКВАЖИН

ПРИМЕЧАНИЕ:

ТЕМПЕРАТУРА 20-500С - ИНТЕРВАЛ 1100-1200 М; 1500-1800 М (СЕНОМАНСКИЙ ГОРИЗОНТ); ТЕМПЕРАТУРА >500С - ИНТЕРВАЛ 2200-2400 М - ПЛАСТЫ ГРУППЫ Б.

Рис. 3. Матрица выбора технологии РИР для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны.

При наличии в колонне сквозных дефектов наблюдается непрерывная приемистость, величина которой изменяется в зависимости от давления.

В матрице приняты три диапазона изменения величин приемистости. В первом из них непрерывная приемистость отсутствует, наблюдается снижение давления опрессовки более 0,5 МПа за 30 мин, что в соответствии с правилами разработки не допускает скважину к дальнейшей эксплуатации. Верхний предел снижения давления (5 МПа) обосновывается практикой проведения РИР: в этих условиях необходимо множество циклов закачивания даже легкофиль-трующегося тампонажного материала и

остановки на ожидание снижения величины допустимого давления, что требует продолжительного времени для про-давливания в дефект минимального объема самого гомогенного и маловязкого раствора. Следующие диапазоны изменения приемистости дефекта (нарушения) колонны обусловлены необходимостью обеспечения соответствия между возможностью продавливания того или иного тампонажного раствора и пропускной способностью дефекта для надежной изоляции заколонного пространства в интервале нарушения. Температура в интервале нарушения колонны играет важную роль как для своевременного отверждения тампонажно-

го раствора или гелеобразования, так и для продавливания их в заколонные пространства без технических осложнений. В матрице диапазон изменения температуры в основном ориентирован на необходимость изменения свойств цементного раствора с точки зрения сроков схватывания его.

На практике часто обнаруживается более одного дефекта в эксплуатационной колонне. При этом могут встречаться различные случаи: нарушения удалены друг от друга на сотни метров, несколько нарушений с небольшим расстоянием между ними в интервале до 20 м и несколько нарушений в более протяженном интервале. В первом случае планируется проведение самостоятельных РИР в последовательности «сверху вниз», а технологии РИР выбираются в соответствии с гидродинамическими и температурными условиями в интервале каждого нарушения. Во втором случае планируется проведение РИР с закачиванием тампонажного раствора во все нарушения, находящиеся в интервале до 20 м, путем спуска НКТ ниже самого нижнего нарушения при величине приемистости до 35 м3/сут.МПа. Преимущество этой схемы заключается в том, что имеются условия поглощения тампонажного раствора каждым из нарушений в соответствии с их приемистостью. Закачивание тампонажного раствора через НКТ, установленные выше самого верхнего нарушения, обусловлено высокой приемистостью нарушений (от 35 до 50 м3/сут и более). При наличии нескольких нарушений на большом протяжении (более 20 м) даже проведение нескольких неоднократных ремонтов не приводит к достижению поставленной цели. В данном случае отрицательную

на правах рекламы

453210, Республика Башкортостан, г. Ишимбай, ул. Первооткрывателей Башкирской нефти, д.2 тел.: (3479413-19-78,3-28-73 Факс: (3479413-29-96 E-mail: inman2e90@mail.ru Web: www.inman.ru

64 \\ ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ \\

\\ № S \\ август \ 2008

на правах рекламы

роль играет наличие уже устраненного вышележащего дефекта по отношению к очередному дефекту, особенно когда вынужденно создаются высокие давления продавливания тампонажного раствора в нижележащие дефекты. Приходится применять пакеры [4,5], что усложняет ремонт с точки зрения исключения выдавливания тампонажного раствора из нарушения и оставления моста в колонне. В этом случае целесообразен спуск дополнительной колонны в виде «летучки» в зависимости от конкретных условий эксплуатации скважины [6]. Последняя представляет собой обсадные трубы диаметром 114 мм с расточенными муфтами или толстостенные нефтепроводные трубы с нарезанными в условиях промысловых или других мех-мастерских резьбами для соединения их между собой по принципу «труба в трубе». В этом случае для захвата труб элеватором к верхнему концу каждой трубы приваривается кольцо из проволоки (буртик). Также для отключения пластов и герметизации обсадной колонны возможно использование металлического пластыря, который позволяет изолировать нарушения эксплуатационной колонны до 14 м. Еще одно техническое

средство, применяемое для отключения пластов и герметизации обсадной колонны, - двухпакерная компановка, с ее помощью возможна изоляция протяженных участков корродированной эксплуатационной колонны или обводнившихся пластов протяженностью до 1000 м. Так же как и металлический пластырь, двухпакерная компановка устанавливается и извлекается из скважины за одну спуско-подъемную операцию. Для создания временных отсекающих мостов и проведения изоляционных работ применяется разбуриваемый пакер-гильза (ре-тейнер). Его преимущества - простота конструкции, надежность, легкая разбуриваемость.

ВЫВОДЫ:

1) Только комплексный подход к решению проблемы РИР по ликвидации не-герметичности эксплуатационных колонн предполагает получение положительного результата РИР.

2) В результате проведенного лабораторного тестирования основных параметров тампонажных составов, применяемых при ремонтно-изоляционных работах по устранению негерметичности эксплуатационных колонн, выбраны наиболее перспективные материалы,составлен рейтинг их применения.

3) Составлена матрица для выбора технологии по ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны.

Литература

1. Латыпов А.Р., Хайдар А.М., Маркелов Д.В., Никитин А.Н. Участие ООО «РН-УфаНИПИнефть» в проектах Системы новых технологий в ОАО «НК «Роснефть»// Роснефть. Научно-технический вестник, №1, 2007. С. 6-13.

2. Блажевич В.А., Умрихина Е.Н., Уметбаев В.Г. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных скважин.-М.: Недра,1981.-232с.

3. Рогачев М.К., Стрижнев К.В. Борьба с осложнениями при добыче нефти.-М.: ООО «Недра -Бизнесцентр», 2006.-295с.

4. Цыбин А.А. Крепление и ремонт скважин - проблемы и решения.-Научно-технический журнал.-2003.-№5.-с.37-40.

5. Техника и технология восстановления герметичности эксплуатационной колонны/

Гарифов К.М., Кадыров А.Х., Закиров А.Ф. и др.//Нефтяное хозяйство.-2002.-№9, с.47-49.

6. РД 03-00147275-071-2002. Технологии отключения верхнего пласта и устранения негерметичности эксплуатационной колонны с применением дополнительных колонн - летучек малого диаметра.-Уфа: Башнипинефть, 2002.-35с.

возможно изготовление труб с прорезями ПОД ключ и без

Трубы бурильные С приваренными замками для ремонта нефтегазодобывающих скважин

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

ЗАВОД БУРОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

г. Оренбург, пр. Победы, 118 тел.: +7 (3532) 75-42-67, 75-68-14

e-mail: zbo@pochta.ru факс: +7 (3532) 75-42-73, 75-68-19

www.zbo.ru

Трубы бурильные с приваренными замками для геофизических изысканий при поиске и разведке нефти и газа; для бурения разведочных скважин на воду и твердые полезные ископаемые