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

Опыт ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн в ПАО «Оренбургнефть»

В предлагаемой Вашему вниманию статье представлен опыт внедрения механических методов ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны в ПАО «Оренбургнефть». Среди них: установка двухпакерных компоновок, пакер с УЭЦН в кожухе, а также новая разработка специалистов Управления скважинных технологий и супервайзинга (УСТиС) ПАО «Оренбурнефть» и ООО «СК-Навигатор» – извлекаемый резьбовой пластырь.

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Тикунков Вячеслав Александрович Менеджер по РИР ПАО «Оренбургнефть»
Мухутдинов Ильдус Азгатович Начальник отдела ТКРС, управление добычи нефти и газа ПАО «Оренбургнефть»
Соловьев Юрий Сергеевич Генеральный директор ООО «СК-Навигатор»

Значительное число месторождений ПАО «Оренбургнефть» к настоящему моменту перешло в заключительную стадию разработки, следствием чего становится высокий и постоянно растущий уровень обводненности добываемой продукции. Данный фактор снижает рентабельность эксплуатации скважин, что выражается, в частности, в сокращении общего действующего фонда скважин.

Одна из причин высокой обводненности продукции состоит в негерметичности эксплуатационных колонн (ЭК). Интервалы негерметичности возникают вследствие нарушения технологии первичного цементирования ЭК, а также по причине гидромеханического воздействия на цементный камень и металл колонн в процессе эксплуатации.

В добывающих скважинах коррозия возникает, в первую очередь, в результате контакта продукции скважины со стенками колонны, тогда как в нагнетательных роль агрессивной среды принадлежит закачиваемой жидкости, которой заполнено все межтрубное пространство скважины. При использовании пакера наиболее интенсивная коррозия наблюдается в интервалах колонны, расположенных ниже него.

Методы устранения негерметичности эксплуатационных колонн (НЭК) можно условно разделить на два типа: с использованием тампонажных материалов (химические методы) и с использованием технических средств (механические методы). В ПАО «НК «Роснефть» была разработана матрица подбора оптимальной технологии ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК) (рис. 1).

Рис. 1. Матрица выбора технологии ликвидации нарушений эксплуатационной колонны
Рис. 1. Матрица выбора технологии ликвидации нарушений эксплуатационной колонны

Опыт ПАО «Оренбургнефть» показывает, что эффективность применения тампонажных методов не превышает 76%. Результат операций носит недолговечный характер, сохраняется риск возникновения новых негерметичностей. Кроме того, данный вид ремонтно-изоляционных работ (РИР) характеризуется высокой стоимостью и продолжительностью. Важно отметить, что средняя протяженность интервалов нарушения герметичности ЭК в скважинах Общества превышает 20 м, что связано с агрессивностью среды, возрастом фонда скважин и их относительно большой глубиной (до 5000 м).

В связи с изложенным существенный потенциал повышения эффективности добычи нефти в ПАО «Оренбургнефть» связан именно с внедрением новых прогрессивных технологий РИР по ЛНЭК, обеспечивающих снижение затрат времени и средств на проведение ремонтов.

ПРИМЕНЕНИЕ ДВУХПАКЕРНЫХ КОМПОНОВОК

Одним из методов долговременной изоляции интервала негерметичности ЭК, равно как и разобщения интервалов в других целях, служит установка двухпакерных компоновок. Данная технология применяется в ходе КРС в случае, если отсекаемый интервал ЭК расположен ниже глубины установки глубинно-насосного оборудования (ГНО) в добывающей или нагнетательной скважине, предназначенной для дальнейшей эксплуатации.

Рис. 2. Результаты применения двухпакерных компоновок в ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 2. Результаты применения двухпакерных компоновок в ПАО «Оренбургнефть»

Статистика использования двухпакерных компоновок в ПАО «Оренбургнефть» показана на рис. 2. Данный метод получил широкое распространение в Обществе благодаря высокой эффективности – порядка 90%. Из недостатков стоит отметить уменьшение внутреннего диаметра ЭК, невозможность проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ) ниже интервала изоляции и высокую аварийность компоновки. Кроме того, в процессе эксплуатации скважины пакер присыпается механическими примесями, шламом и проппантом, что может существенно осложнить извлечение компоновки и привести к увеличению непроизводительных затрат на ликвидацию осложнения. Более того, существуют риски потери скважины.

Рис. 3. Результаты применения двухпакерных компоновок с пакером-гильзой в ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 3. Результаты применения двухпакерных компоновок с пакером-гильзой в ПАО «Оренбургнефть»

Перечисленные недостатки удалось уменьшить за счет модернизации двухпакерной компоновки: верхний гидравлический пакер заменили на пакер-гильзу производства ООО «Пакер» (г. Бугульма). Это обеспечило увеличение внутреннего проходного диаметра колонны до 89 мм, благодаря чему при оседании шлама и металлических фрагментов компоновка позволяет спустить на забой инструмент для промывки скважины. Однако установленный ниже пакер все же ограничивает применение внутрискважинных инструментов и не позволяет проводить ГТМ без извлечения двухпакерной компоновки на поверхность. Статистика использования модернизированной компоновки представлена на рис. 3.

УЭЦН С ПРИЕМНЫМ МОДУЛЕМ И ПЭД В КОЖУХЕ

Следующий из используемых в ПАО «Оренбургнефть» методов эксплуатации скважин с НЭК состоит в комплектации УЭЦН герметичным кожухом, в котором располагается ПЭД и приемный модуль ЭЦН, тогда как ниже интервала НЭК, но выше продуктивного интервала устанавливается пакер (рис. 4).

Рис. 4. Схема конструкции компоновки ЭЦН с ПЭД в кожухе с пакером-гильзой
Рис. 4. Схема конструкции компоновки ЭЦН с ПЭД в кожухе с пакером-гильзой

Преимущества данного метода связаны с тем, что при относительно невысокой стоимости РИР перекрываются значительные интервалы нарушений. При этом технология позволяет перекрывать интервалы, находящиеся значительно выше или ниже глубины спуска УЭЦН. В свою очередь, расширение диаметра проходного канала до 80 мм дает возможность проведения технологических операций после извлечения УЭЦН без извлечения пакера. Также компоновка может быть использована в скважинах с высоким газовым фактором.

Рис. 5. Результаты применения компоновки ЭЦН с ПЭД в кожухе с пакером-гильзой «Оренбургнефть»
Рис. 5. Результаты применения компоновки ЭЦН с ПЭД в кожухе с пакером-гильзой «Оренбургнефть»

Из недостатков метода следует отметить сравнительно большие габаритные размеры кожуха, ограничивающие допустимый диапазон диаметров ЭК и типоразмеров УЭЦН.

Статистика использования технологии в ПАО «Оренбургнефть» показана на рис. 5.

ИЗВЛЕКАЕМЫЙ РЕЗЬБОВОЙ ПЛАСТЫРЬ

Накопив опыт применения различных технических систем для ЛНЭК, специалисты УСТиС ПАО «Оренбургнефть» и ООО «СК-Навигатор» предложили матрицу применения другой технологии ЛНЭК – установки «Извлекаемого резьбового пластыря (ИРП)». Матрица и требования к технологии были разработаны с учетом выявленных недостатков применявшихся ранее методов.

Основные требования к перекрывающему устройству ИРП были следующими:

  • прочная герметичная фиксация ИРП в эксплуатационной колонне;
  • способность выдерживать перепад давления до 2025 МПа в обоих направлениях;
  • возможность доступа к забою через ИРП стандартным инструментом (колонной НКТ, гибкой трубой, геофизическими приборами);
  • возможность установки непосредственно в ИРП пакеров, в том числе осевого действия, для проведения различных технологических операций под давлением (ОПЗ, опрессовка, РИР);
  • возможность спуска через ИРП стандартного ГНО;
  • возможность перекрытия интервала большой протяженности;
  • возможность извлечения из скважины перекрывающего устройства.

УСТРОЙСТВО И УСТАНОВКА ИРП

Таблица 1. Технические характеристики ИРП
Таблица 1. Технические характеристики ИРП

ИРП состоит из резьбовых секций по 10 м протяженностью до 250 м и двух пакерующих устройств (рис. 6, табл. 1). После монтажа ИРП с гидравлическим посадочным инструментом на устье скважины и спуска на НКТ в интервал НЭК геофизическая партия производит привязку ИРП в колонне.

Рис. 6. Извлекаемый резьбовой пластырь
Рис. 6. Извлекаемый резьбовой пластырь

Установка ИРП начинается с посадки верхнего пакерующего устройства путем протяжки через зауженную «шейку» ИРП втулки, на которой размещены уплотнительные элементы расширяющего конуса. Перемещение конуса осуществляется штоком гидравлического посадочного инструмента, расположенного над пакерующим устройством (рис. 7-9). Конус, проходя через зауженную втулку, расширяет ее и прижимает уплотнительные элементы к эксплуатационной колонне. После выхода из зауженной части втулки конус и посадочный инструмент освобождаются и извлекаются из скважины. ИРП остается в скважине зафиксированным на верхнем пакерующим устройстве.

Рис. 7. Устройство фиксации пакера-гильзы со специальным ловителем при установке нижнего пакера
Рис. 7. Устройство фиксации пакера-гильзы со специальным ловителем при установке нижнего пакера
Рис. 8. Пакер-гильза в сборе
Рис. 8. Пакер-гильза в сборе
Рис. 9. Монтаж извлекаемого резьбового пластыря на скважине ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 9. Монтаж извлекаемого резьбового пластыря на скважине ПАО «Оренбургнефть»

За вторую СПО на НКТ спускается малогабаритный посадочный инструмент со спецловителем и специальным упором под адаптер нижнего пакерующего устройства. При разгрузке малогабаритного посадочного инструмента на адаптере нижнего пакерующегоустройства происходит жесткая фиксация спецловителя в конусе.

Далее через ЦА 320 в НКТ подается жидкость, в результате чего конус посадочного инструмента протягивается через «шейку» нижнего пакерующего устройства. Как и в случае с установкой верхнего пакера, после выхода конуса из зауженной части втулки сам конус и посадочный инструмент высвобождаются и извлекаются из скважины. Фиксация и герметичность ИРП обеспечивается за счет прижатых с большим усилием расширенными металлическими втулками к ЭК резиновых манжет. При необходимости пластырь может быть сорван с места и извлечен из скважины специально разработанным для этого инструментом.

РЕЗУЛЬТАТЫ ПОЛЕВЫХ ИСПЫТАНИЙ

В феврале 2016 года на одной из скважин Покровского месторождения ПАО «Оренбургнефть» было проведено успешное опытно-промысловое испытание (ОПИ) компоновки ИРП. Посадка верхнего пакера была произведена на глубине 1732,8 м, а нижнего – на отметке 1765,15 м. Установка ИРП прошла без осложнений, а последующие геофизические исследования скважины показали герметичность компоновки. Таким образом был изолирован водоносный пласт А4.

Дальнейшая программа ОПИ ПАО «Оренбургнефть» предполагает продолжение испытаний технологии, но уже сейчас очевиден большой потенциал данного устройства.

Промышленная реализация результатов научно-исследовательских работ по данному направлению повысит надежность и долговечность восстанавливаемых ЭК при существенном снижении материальных и временных затрат на РИР по ЛНЭК.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт применения оборудования НПФ «Пакер» при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны
Технические средства и технологии для герметизации эксплуатационных колонн
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2017

Инженерная практика

Выпуск №09/2017

Механизированная добыча. Трубопроводный транспорт
Эксплуатация осложненного фонда скважин: оборудование, реагенты, методики, ОПИМониторинг работы механизированного фонда скважин, одновременно-раздельная эксплуатацияОборудование и технологии для эксплуатации малодебитных скважин и скважин малого диаметраИспытания высокотемпературных систем погружной телеметрииПроизводство погружных вентильных двигателейДиагностика трубопроводов установками на основе ультразвуковых датчиков
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «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 («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.