автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.10, диссертация на тему:Разработка технико-технологических средств для ремонтно-изоляционных работ в скважинах

Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" - ВНИИБТ

На правах рукописи

Торопынин Владимир Васильевич

РАЗРАБОТКА. ТШШ-ТШООТШЕСКИХ СВВДЖ ДЛЯ ЕЕМСНТНО-ИЗОЛЯЩШНЫХ РАБОТ В СКВАЖИНАХ

Специальность 05Д5.10 - Бурение скважин

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: кандидат технических наук Цыбин А. А.

Москва - 1999

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ............................................ 6

1. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЗАКАНЧИВАЛИ! И ЭКСПЛУАТАЦИИ

СКВАЖИН И АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ТтОЛОГИЧВСКИХ СРЕДСТВ

ДЛЯ РЕМОНТНО-ЙЗОЛЯВДОННЫХ РАБОТ.................. 12

1.1. Основные причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн и возникновения заколонных перетоков в скважинах ............ 12

1.2. Технические средства и технологии, применяющиеся при ремонтно-изоляционных работах ..

2. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЯ ПАКЕРШЦЙХ УСТРОЙСТВ

ТИПА ПРС ДЛЯ РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТ В

СКВАЖИНАХ........................................ 26

2.1. Стендовые исследования уплотнительных элементов пакерующих устройств типа ПРС ........... 26

2.2. Пакер ПРС с уплотнительными элементами рукавного типа..............................

2.3. Пакер ПРК! с уплотнительными элементами рукавного типа для горизонтальных скважин ... 56

2.4. Пакер ПРСМ с уплотнительными элементами манжетного типа............................. ^2

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕКОМЕНДАЦИЙ ПО

ПРИМЕНЕНИЮ ПАКЕРУЮЩИХ УСТРОЙСТВ ТИПА ПРС ПРИ

РЕМОНТНО-ИЗОЛЯЦИОННЫХ РАБОТАХ.................... 68

3.1. Опрессовка эксплуатационной колонны и

устьевой колонной головки ................... 68

3.2. Поиск мест негерметичности эксплуатационной

. колонны .................................... 71

3.3. Технология закачки тампонажных материалов в заданные интервалы эксплуатационных

колонн ..................................... 75

4. РАЗРАБОТКА И ИССЛЕДОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ УСТАНОВКИ СТАЛЬНЫХ ЦИЛИНДРИЧЕСКИХ 0ЕЕЧАЖ-Ш1АСТЫРЕЙ ПАКЕРШЩМ УСТРОЙСТВОМ ТИПА ПРС ................. 79

4.1. Теоретическое обоснование возможности установки обечаек-пластырей и экспериментальные исследования их деформационно-прочностных характеристик.................. 79

4.2. Разработка и исследование способа герметизации контакта эксплуатационной

колонны с обечайкой-пластырем .............. 91

4.3. Разработка и стендовые испытания способа установки обечайки-пластыря в эксплуатационной колонне..............................

5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ, ПРОИЗВОДСТВО И ВНВДРЕНИЕ ПАКЕРШДИХ УСТРОЙСТВ ТИПА ПРС ................... П4

5.1. Промысловые испытания пакеров ПРС, ПРГС и

ПРСМ на месторождениях Западной Сибири..... Н4

5.2. Организация опытно-промышленного производства пакеров ............................ 125

5.3. Анализ внедрения и эффективности пакерующих устройств типа ПРС при ремонте скважин ..... 128

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЖОМЕНДАЦИИ..................... 143

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ .................................... 145

ПРИЛОЖЕНИЯ.

1. Акт $ 59/345-85/85 приемки опытной партии

пакеров ПРС-146................................ 152

2. Акт Ш 60/345-85/85 приемки опытной партии

пакеров ПРС-168 ................................ 154

3. Свидетельство об аттестации пакеров для ремонтно-изоляционных работ в обсаженных

скважинах ПРС по высшей категории качества ..... 156

4. Данные о внедрении пакеров ПРС-146 в объединении "Юганскнефтегаз" в 1986 г................. 157

5. Справка о затратах времени на один ремонт по восстановлению герметичности обсадных колонн без применения пакера ПРС в объединении "Юганскнефтегаз" ............................... 159

6. Справка о фактической стоимости одного часа работ по ремонту скважин в объединении "Юганскнефтегаз" в 1986 г* ......... ............ 160

7. Протокол секции П и КРС технического совета объединения "Нижневартовскнефтегаз" ............ 161

8. Протокол промысловых испытаний пакеруадих устройств типа ПРС с уплотнительными элементами фирмы "Таурус" при капитальном ремонте скважин на Самотлорском месторождении объединения "Нижневартовскнефтегаз" ........................ 165

9. Экспертное заключение о промышленном внедрении гидравлических поинтервальных пакеров ПРС и ПРСМ. конструкции ВНИИБТ при капитальном ремонте скважин на Самотлорском месторождении.......... 168

10. Данные о внедрении пакеров ПРС-146 при капитальном ремонте скважин в НГДУ

. "Арланнефть" за 1989 год..................... 170

11. Акт результатов поиска мест негерметичности эксплуатационной колонны в скважине 32402 Ямбургского ГШ сдвоенным гидравлическим пакером HPCI-I68 ..............................

12. Акт результатов внедрения пакеров ДРС1-146В при ремонтных работах в скважинах на месторождении Ботахан Н1ДУ "Доссорнефть" ПО "Эмба-нефть" ........................................

13. Протокол о результатах внедрения гидравлического пакера типа ПРС1-219 в скважинах Jfc 601,

1005 месторождения Медвежье П0"Надымгазпроми.•. 1?7

14. Протокол испытаний пакера ПРС-146 при установке стального цилиндрического пластыря в обсадной трубе в объединении "Юганскнефтегаз" ..........................................

15. Протокол результатов стендовых испытаний уплотнительных узлов пакерующего устройства

с высокопрочными экспериментальными образцами резинотканевых уплотнительных элементов рукавного типа конструкции ВНШЭМИ............

16. Протокол результатов стендовых испытаний образцов уплотнительных элементов рукавного типа повышенной прочности конструкции ВНИИЭШ..

17. Протокол результатов лабораторно-стендовых исследований экспериментальных образцов пакерующих устройств для горизонтальных

скважин ПР1С .................................. 188

18. Акт приемочных испытаний технологии ремонтно-изоляционных работ с применением пакеров типа

ДР1С при капитальном ремонте скважин .......... 195

19. Протокол результатов стендовых испытаний

макетных образцов пакера ПРСМ-168 ............. -197

20. Акт об изготовлении пакеров ПРСМ1 в

АО пТяжпрессмаши г, Рязань.................... 200

ВВЕДЕНИЕ.

Важнейшая задача нефтегазодобывающей отрасли в настоящее время - увеличить фонд эксплуатационных скважин- за счет вывода неработающих скважин из бездействующего фонда, находящегося на балансе буровых и добывающих предприятий.

Увеличение эксплуатационного фонда скважин, усложнение условий их эксплуатации, а также вступление многих месторождений в последнюю стадию разработка, обусловливают в скважинах значительный рост объемов проводимых ремонтно-изоляционных работ (РИР), связанных с реализацией проектов разработки месторождений, охраной недр и окружающей среды.

Актуальность проблемы.

Поиск мест нарушения эксплуатационных колонн и восстановления их герметичности, ликвидация заколонных нефте-газо-водоперетоков и ограничение водопритока в скважины являются сложными, дорогостоящими ШР при заканчивании и в процессе эксплуатации нефтяных и газовых скважин.

Относительно низкое качество крепления скважин, в первую очередь в нефтегазодобывающих предприятиях Западной Сибири} является одной из основных причин высокой обводненности скважин при освоении и в начальный период эксплуатации.

В результата форсированных методов эксплуатации скважин в

70-80 годах на месторождениях, разработка которых ведется более 25 лет, в частности крупнейших Самотлорского, Мамонтовского, Федоровского и др», обводненность скважин превышает 90-95 %.

В ожидании РИР во всех нефтегазодобывающих предприятиях страны простаивают тысячи неработающих скважин, что приводит ежегодно к потере в добыче десятков миллионов тонн нефти.

По данным Минтопэнерго на начало 1999 г. наибольший неработающий фонд нефтедобывающих скважин в регионе Западной Сибири составил от 40 % до 60 % (в "Варьеганнефти", в "Черногорнефти", в "Лурнефтегазе", в "Нижневартовскнефтегазе" и дрс предприятиях). Только в последние четыре года количество работающих скважин по всем нефтегазодобывающим предприятиям. Минтопэнерго сократилось со 113 тыс о до 99 тыс. Значительная часть этих неработающих скважин простаивает в ожидании РИР.

Затраты на РИР составляют сотни миллионов рублей в год при относительно невысокой успешности и продолжительности эффекта изоляционных работ.

В то же время зарубежный опыт ряда ведущих фирм "Беккер" , "Халлибуртон", "Там Интернейшенал" и др. в области ремонта скважин показал, что наибольшая эффективность РИР достигается с помощью специальных пакерующих устройств, обеспечивающих направленную закачку тампонажных материалов в заданные интервалы заколонного пространства скважин и пойнтервальную оцрессовку эксплуатационных колонн цри поиске мест негерметичности0

Цель работы.

Разработка пакерующих устройств и технологии их применения для повышения эффективности РИР в нефтяных и газовых скважинах.

Основные задачи исследований.

I. Разработка, промышленные испытания и внедрение пакерующего устройства с двумя уплотни тельными узлами, оснащенными уплотнитель-

ными элементами рукавного типа для разобщения межтрубного пространства в скважине, поинаюрвальной опрессовке эксплуатационной колонны и направленной закачке тампонажных материалов в заколонное пространство скважины.

2. Исследование деформационно-прочностных характеристик и герметизирующих свойств резинотканевых уплотнительных элементов рукавного типа.

3. Разработка технологии пойнтервальной опрессовки эксплуатационных колонн для точного определения места нарушения.

4. Разработка технологии направленной закачки тампонажных материалов в заданные интервалы заколонного пространства скважин.

5. Разработка технологии восстановления герметичности эксплуатационных колонн стальными тонкостенными обечайками-пластырями, устанавливаемыми с помощью пакерующего устройства.

6. Исследование деформационных характеристик стальных тонкостенных обечаек-пластырей и их герметизирующих свойств при ремонте эксплуатационных колонн.

7. Разработка и исследование пакерующего устройства с двумя уплотни тельными узлами, оснащенными высокопрочными резинотканевыми уплотнительными элементами рукавного типа для РИР в горизонтальных скважинах.

8. Разработка, промышленные испытания и внедрение гидравлических пакерующих устройств с двумя уплотни тельными узлами, оснащенными высокопрочными уплотни тельными элементаш манжетного типа

для РИР в скважинах.

Методика исследований.

Поставленные задачи решались методом теоретических и экспериментальных исследований, разрабатываемых технико-технологических

средств и промышленных их испытаний: в различных геолого-технических условиях, анализа и обобщения результатов исследований и разработок, выполненных на уровне изобретении, реализующих цель работы.

Научная новизна.

1с Исследованы деформационно-прочностные характеристики и герметизирующие свойства уплотнительных элементов рукавного и манжетного типов для пакерующих устройств с двумя уплотнительными узлами при пойнтервальном разобщении межтрубного пространства в скважине. Выданы рекомендации по предельно допустимым- перепадам давлений между разобщаемыми зонами в межтрубном пространстве и технологические рекомендации по повышению надежности работы уплот-нительных элементов пакерующих устройств с двумя уплотни тельными узлами.

2. Разработаны и исследованы в стендовых и промысловых условиях принципиально новые пакерующие устройства с двумя уплотни тельными узлами и клапанным узлом, размещенным между ними

(пойнтервальные пакерующие устройства гидравлического типа) для пойнтервальной опрессовки эксплуатационных колонн и направленной закачки тампонажных материалов в заданные интервалы заколонного пространства скважин.

3. Теоретически обоснована и экспериментально доказана возможность восстановления герметичности эксплуатационных колонн тонкостенными стальными обечайками-пластырями, устанавливаемыми с помощью разработанных пакерующих устройств.

4. Получена математическая зависимость по определению давления, необходимого для пластической деформации стальной цилиндрической обечайки-пластыря в зависимости от её прочностных характеристик до контакта по внутренней поверхности эксплуатационной

колонны с заданной: величиной контактного давления между ними.

5. На оснований промысловых исследований разработана технология поиска мест негерметичности эксплуатационных колонн. Предложена формула по определению количества опрессовок (перемещений в скважине пакерующего устройства) для определения места негерметичности с погрешностью менее +-0,5 метра.

6. Предложена технология закачки тампонажных материалов в межтрубное пространство скважины с помощью разработанных: пакерующих устройств.

Практическая ценность и реализация работы..

1. Разработаны на уровне изобретений технико-технологические средства, обеспечивающие повышение эффективности РЖ в нефтяных и газовых скважинах.

2. В результате проектно-конструкторских и опытно-промышленных работ созданы типоразмерные ряды пакерующих устройств для РИР в скважинах с эксплуатационными колоннами диаметром от 114 до 219 мм:

- ПРС с резинотканевыми уплотнительными элементами рукавного

типа;

- ПРК! с высокопрочными резинотканевыми уплотнительными элементами рукавного типа для ремонта горизонтальных и глубоких скважин;

- ПРСМ с высокопрочными уплотнительными элементами манжетного типа для ремонта в том числе и глубоких скважин.

3. Освоено серийное производство разработанных пакерующих устройств ПРС, и ПРСМ.

4. В результате цромысловых исследований отработаны и освоены новые технологии РИР в нефтяных и газовых скважинах.

50 Промышленное внедрение пакерующих..устройств и технологии их применения при РИР начато в нефтегазодобывающем регионе Западной Сибири с 1986 года. За период 1986-98 гг0 разработки внедрены с нашим участием в следующих объединениях" "Нижневартовскнефтегаз", "Юганскнефтегаз", "Еегионнефтегаз", "Варьёганнефтегаз", "Уренгой-газпром", Ямбурггаздобыча", "Надымгазпром" и др. Наибольший объем внедрения достигнут в объединении "Нижневартовскнефтегаз" - свыше 500 скважин.

6. Экономическая эффективность от применения пакерующих устройств ПРС при РИР в одной скважине по утвержденным расчетам в объединениях "Юганскнефтегаз", "Нижневартовскнефтегаз" и "Варьёганнефтегаз" составила от 8100 до 8950 руб0 (в ценах 80-х годов)с

I. ОСЛОШЕНИЯ ПРИ ЗШНЧИВАНИИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И; АНАЛИЗ ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОПИЕСЖХ . СРЕДСТВ да РШ0НТН0-И30ЖЩ0ННЫХ РАБОТ

I.Io Основше причины нарушения герметичности эксплуатационных колонн и возникновения заколонных перетоков в скважинах.

В целом объеме строительства скважин осложнения, возникающие из-за низкого качества заканчивания, наиболее трудоёмки и требуют значительных затрат средств и времени на их ликвидацию. Несмотря на предпринимаемые меры по совершенствованию и разработке новых методов и технических средств, направленных на повышение качества строительства скважин, абсолютное число осложненных скважин ежегодно увеличивается. Причем из всех видов осложнений в период строительства скважин осложнения, связанные с негерметичностью эксплуатационных колонн составляют 18-22 %, а с межпластовыми заколонными перетоками; - 18-20 %,

В период же эксплуатации; скважин эти виды осложнений, связанные с работами; по ЕИР в скважинах, составляют на менее 40 % от всего объема ремонтных работ. С увеличением фонда скважин и естественным старением фонда действующих скважин объемы ВИР ежегодно возрастаюто

Причинами: негерметичности эксплуатационных колонн в скважинах могут быть: негерметичность резьбовых соединений; дефекты изготовления обсадных труб; негерметичность спецмуфт и пак еров, применяемых при креплении скважин; перфорационные отверстия, полученные при ошибочном выборе интервала перфорации;истирание внутренней поверхности обсадных труб песком и механическое протирание стенок колонны в местах её изгиба в наклонно-направленных скважинах; прожог электродугой при коротком замыкании кабеля ЭЩ5 но основная причина - коррозия обсадных труб в период эксплуатации скважин/36/.

Проблема коррозии усугубляется в тех случаях, когда цемент за эксплуатационной колонной не поднят до устья скважины.,, • Так на месторождениях Западной Сибири основными причинами нарушения герметичности эксплуатационных колонн в резьбовых соединениях являются: недоподъем цементного раствора за колонной, плохое сцепление между колонной и цементным камнем (отмеченные по АКЦ) и применение гельцемента для цементирования верхней части колонн. Этот вывод подтверждается результатами обследования газлифтного фонда скважин в Западной Сибири с межколонными давлениями, выполненные ВНИЙКРнефть. Примерно в 50 % из этих скважин наблюдается недоподъем цемента за колонной, причем средняя глубина "головы" цемента 600-800 метров.

Особенностью дефектов в резьбовых соединениях является малая пропускная способность, затрудняющая поиск мест их расположения традиционными! методами.

В бурений скважин на месторождениях Западной Сибири значительный объем непроизводительных затрат времени обусловлен тем, что в конце 70-х начале 80-х годов резко увеличился брак, связанный с негерметичностью: эксплу�