Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Технические средства и технологии для герметизации эксплуатационных колонн

Длительный период эксплуатации скважин, коррозионные процессы и высокие давления нагнетания воды приводят к росту числа случаев потери герметичности ЭК, что требует внедрения эффективных технических средств и технологий для их герметизации.
С этой целью в Институте «ТатНИПИнефть» были разработаны извлекаемая летучка, металлический расширяемый пластырь, скребок «Кыргыч-5 (6)», пакер-гильза, устройство для отворота ЭК, технология герметизации протяженных участков ЭК, технология герметизации заколонных перетоков локальным расширением ЭК и хвостовик для обводненной добывающей скважины.

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Рахманов Илгам Нухович Заведующий сектором ремонта скважин «ТатНИПИнефть» ПАО «Татнефть», к.т.н.

Рис. 1. Извлекаемая летучка ИЛ-ГИ-122 (140)-35
Рис. 1. Извлекаемая летучка ИЛ-ГИ-122 (140)-35

ИЗВЛЕКАЕМАЯ ЛЕТУЧКА ИЛ-ГИ-122(140)-35

Одно из направлений создания высокоэффективных технических средств и технологий для ремонта скважин основано на использовании расширяемых гладких труб. Работа по этому направлению в Институте «ТатНИПИнефть» началась более 30 лет назад, и в конце 1980-х годов была разработана извлекаемая летучка (ИЛ), а также оборудование для ее установки и извлечения.

ИЛ-ГИ-122(140)-35 предназначена для отключения обводнившихся пластов и восстановления герметичности ЭК в добывающих и нагнетательных скважинах. Устройство представляет собой стальной патрубок с присоединенными на концах суженными стальными наконечниками, на которые надеты резиновые уплотнительные элементы (рис. 1).

Рис. 2. Процесс расширения наконечника ИЛ пуансоном
Рис. 2. Процесс расширения наконечника ИЛ
пуансоном

ИЛ изготавливаются для ЭК диаметром 146 и 168 мм с проходными сечениями 110 и 130 мм соответственно. Длина летучки составляет порядка 50 м. ИЛ выдерживают перепады давления до 15 МПа.

Установка ИЛ производится последовательным расширением двух наконечников пуансонами с помощью гидравлического привода (рис. 2). Сначала расширяется нижний наконечник, затем верхний. Плотное прижатие уплотнителей к стенкам ЭК обеспечивает надежную и герметичную изоляцию ремонтируемого участка, а также фиксацию ИЛ в колонне скважины.

Монтажная схема ИЛ включает гидравлический посадочный инструмент и саму ИЛ. Внутри ИЛ размещен шток с двумя пуансонами, соединенный с посадочным инструментом, центратор которого упирается в верхний наконечник. В таком виде оборудование спускается в скважину (рис. 3). Давление посадки в зависимости от толщины стенки ЭК может составлять от 16 до 25 МПа.

Рис. 3. Монтажная схема ИЛ
Рис. 3. Монтажная схема ИЛ

При необходимости ИЛ может быть извлечена из скважины. Для этого разработано специальное оборудование, основными элементами которого служат верхний и нижний резаки, а также ловитель, привернутый к нижнему резаку (рис. 4). Извлечение ИЛ из скважины производится после последовательного срезания режущим элементом резака в продольном направлении верхнего суженного наконечника летучки за счет разгрузки веса подвески колонны НКТ на верхний резак и нижнего суженного наконечника снизу вверх, за счет натяжения подвески колонны НКТ подъемным агрегатом.

Рис. 4. Оборудование для резки и извлечения ИЛ из скважины РЛЛ-146(168)
Рис. 4. Оборудование для резки и извлечения ИЛ из скважины РЛЛ-146(168)

Оборудование для извлечения ИЛ обычно спускается на стандартных НКТ. При небольшой глубине установки летучки или недостаточном для разрезания ИЛ весе подвески НКТ (менее 8-9 т) оборудование спускается на бурильных трубах.

По состоянию на апрель 2016 года ИЛ-ГИ-122(140)35 внедрены более чем в 800 скважинах ПАО «Татнефть» и их внедрение продолжается.

Таблица 1. Технические характеристики ПМР-146
Таблица 1. Технические характеристики ПМР-146

МЕТАЛЛИЧЕСКИЙ РАСШИРЯЕМЫЙ ПЛАСТЫРЬ ПМР-146

Металлический расширяемый пластырь ПМР-146 предназначен для герметизации нарушений ЭК и отключения пластов. В основу ПМР заложено расширение металлических гладких труб круглого сечения по всей длине. Разработанный пластырь позволяет герметизировать участки ЭК длиной от нескольких десятков до сотен метров с сужением прохода в ЭК не более 10 мм и допустимым перепадом давления до 20 МПа (табл. 1).

Схема установки пластыря приведена на рис. 5, в ее состав входят металлический расширяемый пластырь с якорным участком, пуансон с изменяющимся диаметром, компенсатор, гидравлический посадочный инструмент и гидравлический якорь.

Рис. 5. Металлический расширяемый пластырь ПМР-146
Рис. 5. Металлический расширяемый пластырь ПМР-146

Работает ПМР следующим образом. Пластырь спускают в скважину на колонне НКТ до тех пор, пока канал негерметичности не окажется напротив середины пластыря. После этого в колонну НКТ подают под давлением жидкость, которая перемещает вверх поршни со штоками внутри цилиндров посадочного инструмента. Штоки в свою очередь тянут вверх штангу с пуансоном, а так как верхний торец пластыря уперт в нижний торец посадочного инструмента, пуансон входит внутрь пластыря и расширяет его. Это длится до тех пор, пока поршни не пройдут свою длину хода. На такую же длину оказывается расширенным и плотно прижатым к стенкам обсадной колонны пластырь, что обеспечивает его прочную фиксацию относительно обсадной колонны. Далее движением вверх колонны НКТ с помощью подъемного агрегата расширяют оставшуюся часть пластыря.

Если грузоподъемности подъемного агрегата недостаточно для расширения пластыря, конструкцию дополняют гидравлическим якорем, устанавливаемым выше посадочного инструмента. В этом случае после прохождения первого участка снижают давление в колонне НКТ, движением ее вверх выбирают рабочий ход поршней посадочного инструмента и вновь поднимают давление в НКТ. При этом, как и при первом цикле, поршни движутся вверх, и за счет фиксации посадочного инструмента с помощью якоря, а пластыря – первым расширенным участком происходит расширение пластыря еще на одну величину рабочего хода. Операцию повторяют до полного прохождения пуансоном всей длины пластыря. После чего посадочный инструмент со штангой и пуансоном поднимают из скважины.

В скважине остается расширенный и плотно прижатый к стенкам ЭК пластырь, который отсекает канал негерметичности от полости скважины. Для прохождения пуансоном через пластырь на участках ЭК с различным внутренним диаметром и обеспечения плотного прижатия пластыря к стенкам ЭК пуансон выполнен с изменяющимся наружным диаметром.

На рис. 6 приведена диаграмма циклов посадки пластыря, зарегистрированная автономным манометром «Микон-107», который устанавливался на нагнетательные линии насосного агрегата. Посадка пластыря осуществлялась при подъеме давления в НКТ в интервале 14-15 МПа. После окончания рабочего хода посадочного инструмента давление в НКТ повышалось до 20 МПа, и после этого производили сброс давления и вытяжку хода посадочного инструмента. Продолжительность одного цикла посадки ПМР-146 составила около 4 минут.

Рис. 6. Диаграмма циклов посадки ПМР-146
Рис. 6. Диаграмма циклов посадки ПМР-146

ПМР-146 изготавливается из стальных труб, на поверхности которых установлены резиновые уплотнительные элементы. Пластырь может быть изготовлен как из одной трубы, так и из нескольких труб путем монтажа посредством резьбовых соединений при спуске в скважину. В первом случае длина пластыря не превышает 5-12 м, во втором может доходить до 100 м. Посадка ПМР-146 может осуществляться в обсадную колонну с внутренним диаметром от 128 до 134 мм (рис. 7, 8).

Рис. 7. ПМР-146, установленный в отрезке обсадной колонны
Рис. 7. ПМР-146, установленный в отрезке обсадной колонны
Рис. 8. Посадка ПМР-146 в обсадную колонну с уменьшающимся внутренним диаметром
Рис. 8. Посадка ПМР-146 в обсадную колонну с уменьшающимся внутренним диаметром

Для извлечения пластыря из скважины было разработано специальное оборудование, которое позволяет извлекать не только ПМР-146 с толщиной стенки 5 мм, но и разработанные ВНИИКР пластыри «Дорн» с толщиной стенки 3 мм за одну СПО.

Резка пластыря с помощью данного оборудования осуществляется за счет натяжения колонны НКТ подъемным агрегатом. Усилие разрезания составляет порядка 8-12 т (рис. 9).

Рис. 9. Оборудование для резки и извлечения металлических пластырей РЛП-146
Рис. 9. Оборудование для резки и извлечения металлических пластырей РЛП-146

По состоянию на апрель 2016 года в ПАО «Татнефть» с использованием ПМР были отремонтированы более 70 скважин, успешность работ при внедрении пластырей составила 86%.

Рис. 10. Скребок «Кыргыч-5 (6)»
Рис. 10. Скребок «Кыргыч-5 (6)»

СКРЕБОК «КЫРГЫЧ-5 (6)»

Для подготовки места посадки летучек, пластырей и пакеров специалисты Института «ТатНИПИнефть» разработали скребок «Кыргыч». С его помощью производится очистка внутренней поверхности ЭК от глинистой и цементной корок, АСПО, коррозионной окалины, металлических заусенцев, наплывов, следов перфорации и т.п.

В поперечных окнах корпуса скребка «Кыргыч» установлены поршни, взаимодействующие с ножами, расположенными в проточках корпуса. Под действием давления жидкости поршни выдвигаются и прижимают ножи к стенкам ЭК при одновременной промывке через отверстие в нижней части скребка (рис. 10).

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 счет того, что на одном поршне располагаются два ножа, каждый из которых по очереди проходит через зазор, в то время как второй находится на теле одной из труб. Конструкцией предусмотрена возможность замены ножей и промывки скребка.

ПАКЕР-ГИЛЬЗА ПГД-ГРИ-122(140)-35

Лабораторные и промысловые исследования расширения гладких труб, проведенные в ТатНИПИнефти, выявили высокую прочность сцепления уплотнителей этих труб со стенками ЭК, что сделало актуальным разработку на этой основе пакера-гильзы.

Созданная специалистами Института «ТатНИПИнефть» пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35 предназначена для защиты ЭК от высокого давления. Механизм посадки пакера-гильзы основан на расширении с помощью пуансона металлического патрубка с надетыми на него эластичными уплотнительными элементами с помощью гидропривода. Плотное прижатие уплотнительных элементов к стенкам ЭК обеспечивает герметичность пакера и его фиксацию в ЭК.

Пакер-гильза состоит из трех элементов (рис. 11). Благодаря отсутствию якорного узла исключается риск повреждения ЭК в месте установки пакер-гильзы. Устройство легко извлекается из скважины независимо от срока пребывания в ней. Проходное сечение пакера-гильзы составляет 90 мм.

Рис. 11. Пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35
Рис. 11. Пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35
Рис. 12. Инструмент РЛ-122 (140) для извлечения пакера-гильзы
Рис. 12. Инструмент РЛ-122 (140) для извлечения пакера-гильзы

Для извлечения пакера-гильзы из скважин разработано специальное оборудование, состоящее из резака и ловителя (рис. 12). Резка производится за счет разгрузки веса подвески НКТ, на которых спускается оборудование. Вес подвески при этом должен составлять не менее 8-9 тонн.

ТЕХНОЛОГИЯ ГЕРМЕТИЗАЦИИ ПРОТЯЖЕННЫХ УЧАСТКОВ ЭК

Пакер-гильза благодаря широкому проходу и удобному соединению с колонной НКТ используется в разных технологических схемах, в частности для герметизации протяженных участков эксплуатационной колонны.

Технология может осуществляться по трем вариантам (рис. 13).

Вариант А. Это, по сути, дополнительная колонна без цементирования. Для его реализации ниже интервала герметизации устанавливают пакер-гильзу, спускают колонну НКТ увеличенного диаметра, например, 102 мм, а для 168-мм колонны можно и 114 мм, на конце которой установлен ниппель, заполняют межтрубное пространство антикоррозионной жидкостью, состыковывают ниппель с пакером-гильзой, а верхний конец НКТ соединяют с устьем скважины. В добывающих скважинах пакер-гильзу необходимо устанавливать ниже глубины подвески насоса.

Вариант Б. В скважине устанавливают два пакерагильзы один ниже, а другой выше герметизируемого интервала, спускают колонну НКТ длиной, равной расстоянию между пакерами, с двумя ниппелями по концам. На верхнем ниппеле устанавливают ограничитель, на котором подвешивается колонна труб, так чтобы каждый из ниппелей вошел в соответствующие втулки пакеров-гильз.Этот вариант позволяет легко возвращаться к перекрытому интервалу и вновь его закрывать, всего лишь подъемом и спуском колонны НКТ. В добывающей скважине верхний пакер должен располагаться ниже точки подвески насоса.

Вариант В представляет собой симбиоз двух предыдущих и применяется тогда, когда верхний пакер попадает выше точки подвески насоса, а до устья еще далеко. Для его реализации сначала устанавливают нижний пакер-гильзу, затем спускают верхний пакер-гильзу с присоединенной к нему колонной труб, в конце которой установлен ниппель, после вхождения ниппеля во втулку нижнего, сажают верхний пакер-гильзу.

При этом используется колонна НКТ с увеличенным диаметром, который, как и в варианте А, позволяет входить в нее штанговому насосу.

Рис. 13. Технологические схемы герметизации протяженных участков ЭК
Рис. 13. Технологические схемы герметизации протяженных участков ЭК
Рис. 14. Пакер-гильза разбуриваемый
Рис. 14. Пакер-гильза разбуриваемый

ПАКЕР-ГИЛЬЗА РАЗБУРИВАЕМЫЙ

Результатом развития пакера-гильзы стала разработка его алюминиевого варианта, или разбуриваемого пакера, предназначенного для проведения изоляционных работ и создания временных мостов (рис. 14). Он содержит гильзу 1, изготовленную из пластичного алюминиевого сплава, на который надеты резиновые уплотнители 2. В нижней части закреплена втулка 3 с уплотнениями 4. На нижнем торце втулки установлен клапанзаслонка 5, у которого одновременно осью и пружиной является эластичная пластина 6. Внутри гильзы 1 находится пуансон 7, присоединенный резьбой к штоку 8 посадочного инструмента (гидропривода), в упор 9 которого упирается верхний торец гильзы 1.

Работает пакер следующим образом. Так же, как обычный пакер-гильзу, после спуска в заданный интервал его сажают закачкой жидкости в НКТ. После посадки на НКТ спускают ниппель 10, который нижним концом открывает заслонку 5 и герметизируется во втулке 3 уплотнениями 4. Далее проверяют приемистость спецотверстия 11 пробной закачкой воды, при необходимости проводят кислотную обработку для дренирования канала, а затем закачивают изолирующий материал – цементный раствор или полимер.

После закачки необходимого объема материала трубы вместе с ниппелем 10 приподнимают и промывают. Под пакером остается изолирующий материал под давлением, которое сохраняется благодаря наличию клапана-заслонки 5.

После затвердевания материала пакер вместе с цементным стаканом, оставшимся в скважине, разбуривают.

Рис. 15. Устройство для отворота ЭК
Рис. 15. Устройство для отворота ЭК

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТВОРОТА ЭК

Одним из способов восстановления герметичности эксплуатационной колонны без уменьшения ее проходного сечения является замена поврежденной части.

Устройство для отворота ЭК предназначено для отворота обсадной колонны в заданном стыке скважины. Работа этого устройства основана на преобразовании поступательного движения труб во вращательное с помощью винта с большим шагом. При этом вращающий момент передается на обсадную колонну через гидравлические якоря (рис. 15).

Устройство позволяет осуществить отворот точно в заданном соединении. Работа производится на НКТ без передачи вращения сверху.

Рис. 16. Технология герметизации заколонных перетоков локальным расширением ЭК
Рис. 16. Технология герметизации заколонных перетоков локальным расширением ЭК

ТЕХНОЛОГИЯ ЛЗКЦ ЛОКАЛЬНЫМ РАСШИРЕНИЕМ ЭК

Устройство для герметизации заколонных перетоков локальным расширением ЭК (рис. 16) состоит из гидравлического привода, механизма расширения и выравнивающего клапана. Технология герметизации заколонных перетоков локальным расширением ЭК позволяет повысить эффективность и снизить стоимость КРС.

ХВОСТОВИК ДЛЯ ОБВОДНЕННОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Хвостовик для обводненной добывающей скважины направляет поток продукции пласта вниз. При этом пласт во время эксплуатации постоянно находится в контакте с нефтью, а не водой, то есть «затапливается» нефтью. При остановках эксплуатации скважины с ПЗП контактирует нефть и происходит гидрофобизация ПЗП (рис. 17).

Рис. 17. Хвостовик для обводненной добывающей скважины
Рис. 17. Хвостовик для обводненной добывающей скважины

При глушении скважины данное устройство предотвращает контакт жидкости глушения с ПЗП. Благодаря этому сохраняется проницаемость пласта и предотвращается рост обводненности скважины.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Илгам Нухович, как подбираются скважины-кандидаты для внедрения технологии герметизации заколонных перетоков локальным расширением ЭК?
Илгам Рахманов: Во-первых, это должны быть новые скважины, запущенные в эксплуатацию сразу после бурения. Если скважины старые и заколонные перетоки обнаружены давно, перекрыть их посредством данной технологии не получится.
Во-вторых, в скважинах за обсадной колонной обязательно должен присутствовать цементный камень протяженностью не менее пяти метров.
Вопрос: Хотелось бы узнать примерную стоимость метра ИЛ.
И.Р.: Метр летучки стоит порядка 12-15 тыс. руб.
Вопрос: Был ли у вас опыт установки ИЛ в горизонтальные скважины?
И.Р.: Нет, такого опыта пока не было.
Вопрос: Каков процент успешности работ по извлечению ИЛ из скважин в ПАО «Татнефть»?
И.Р.: Успешность работ по извлечению ИЛ в последние годы составляла порядка 90%, а сегодня благодаря усовершенствованию оборудования для резки и извлечения она увеличилась практически до 100%.
Вопрос: Поясните, пожалуйста, за счет чего при глушении добывающих обводненных скважин, на которых используется хвостовик, предотвращается контакт жидкости глушения с ПЗП?
И.Р.: Это достигается за счет установки встречно-направленных самоуплотняющихся манжет и обратного клапана ниже пласта. Хвостовик при этом упирается в забой скважины, и жидкость глушения не попадает в ПЗП. Реплика: По опыту, клапаны, которые блокируют попадание жидкости в продуктивный пласт при глушении, впоследствии проблематично извлечь из скважины. Из-за этого снижается коэффициент продуктивности горизонта, становится невозможно провести как обработку ПЗП, так реперфорацию. Кроме того, в этом случае нет возможности определить источник обводнения продуктивного горизонта.
Вопрос: Возникали ли проблемы при извлечении хвостовика из скважин, осложненных мехпримесями?
И.Р.: Проблем не возникало, на таких скважинах мы извлекали хвостовик с помощью обычной ловильной установки под НКТ того же диаметра, из которой сделан хвостовик.
Вопрос: На каких глубинах использовалось устройство для отворота ЭК?
И.Р.: На глубинах от 100 до 800 метров.
Вопрос: Есть ли риск испортить ЭК при применении устройства для отворота?
И.Р.: Да, такой риск есть, и чтобы свести его к минимуму, нужно производить отворот не до конца. Достаточно сделать 5-6 оборотов.
Вопрос: На сколько миллиметров сужается проходной диаметр ЭК при использовании ПМР-146?
И.Р.: И.Р.: Диаметр колонны сужается на 10 мм.
Вопрос: Сколько времени может работать в скважине металлический расширяемый пластырь?
И.Р.: В ПАО «Татнефть» внедрение пластырей началось в 2007 году, и они до сих пор исправно функционируют.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн в ПАО «Оренбургнефть»
Применение керамических составов для изоляции интервалов негерметичности с низкой приемистостью
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №07/2017

Инженерная практика

Выпуск №07/2017

Управление разработкой месторождений. Механизированная добыча. Промысловые трубопроводы
Гелеполимерное заводнение карбонатного коллектораМетодика проектирования нестационарного заводненияТрансформация системы разработкиПроектирование разработки многозабойными скважинамиМикробиологическое и водогазовое воздействие на залежиНасосное оборудование и скважинные компоновки для ППДИспытания компоновок ОРЭ с управляемыми клапанамиВнутренняя защита сварных швов трубопроводов втулкамиИспытания трубопровода из гибких армированных труб высокого давления
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2017 Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

19-21 сентября 2017 г., г. Пермь
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — сентябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

11 - 15 сентября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С.Балянова.