CC BY
272. Электронный фонд правовой и нормативно-технической документации. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 г. № 1234-р г. Москва «Об утверждении Энергетической стратегии России до 2020 года» [Электронный ресурс], 2009. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/90187298 4/ (дата обращения: 21.10.2017).
3. Сендеров С.М., д.т.н. Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения РАН (ИСЭМ СО РАН), Иркутск. Научный журнал «РгоАШт». [Электронный ресурс], 2013. Режим доступа: http://www.proatom.ru/mo dules.php?name=News&file=article&sid=4532/ (дата обращения: 22.10.2017).
АНАЛИЗ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ
ОБСАДНЫХ КОЛОНН Мусин Д.В.1, Мусин Р.В.2
Мусин Денис Валерьевич - студент;
2Мусин Рустем Валерьевич - студент, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
г. Уфа
Практика разработки нефтяных и газовых месторождений, в том числе и в Ноябрьском регионе Западной Сибири свидетельствует о том, что главной причиной газоводопроявлений является негерметичность резьбовых соединений обсадных колонн. Эти осложнения могут возникать по многим причинам, а именно, из-за недоворота резьбовых соединений и перекоса при навороте в процессе спуска труб, плохого качества выполнения резьбовых соединений, механических дефектов, отсутствия герметизирующей смазки, знакопеременных нагрузок в процессе проведения технологических операций в колонне, коррозии резьбового соединения и ряда других.
Вследствие этого резьбовые соединения начинают пропускать не только газ, который скапливается в межколонном пространстве, но и даже такие флюиды как нефть и воду. Из-за негерметичности обсадной колонны в нагнетательной скважине происходит повышение давления не только в закачиваемом пласте, но и в вышележащих водоносных горизонтах, в конечном итоге создаются значительные трудности при последующем бурении уплотняющей сетки скважин на месторождении. Насыщение глинистых пород водою приводит к их набуханию с последующим разрушением (срезом) обсадной колонны и, в конечном счете, к ликвидации скважины.
Число скважин с негерметичными обсадными колоннами и избыточным межколонным давлением в каждом цехе добычи Ноябрьского региона составляет несколько десятков. Практикой эксплуатации нефтяных скважин подтверждается, что нарушение герметичности резьбовых соединений является основной причиной утечки воды, нефти и выделившегося из нефти растворенного газа в межколонное пространство.
Условия сборки и эксплуатации резьбовых соединений отнесены к группе технологических факторов. К последним также относится выбор герметизирующего состава, способ удержания труб и колонны при спуске, крутящий момент. Под условиями работы соединений следует понимать перепад и направление действия давления, свойства рабочего агента, температурные условия, схемы действия нагрузок и состояние затрубного пространства.
На герметичность обсадной колонны оказывает влияние конструкция скважины, интенсивность набора кривизны, интервал максимального набора кривизны, наличие цементного камня за колонной и ряд других факторов.
Для герметизации резьбовых соединений нашли применение смазки на жировой основе Р-113, Р-416, Р-402 и Р-2МВП; на силиконовой основе марки Р-2, № 7/60, № 21/58, на полимеризующейся основе типа Компаунд К-153, УС-1 и др. [1, 2].
Применение полимеризующегося состава УС-1 [2] позволило повысить качество герметизации резьбовых соединений. Однако его можно наносить только механически (шпателем, кистью и др.). Кроме УС-1 аналогична ему по свойствам смазка КНИИНП-2, ГС-1, герметик на основе смолы ФАЭД.
Положительный эффект дает металлизация резьбовых соединений цинком [2].
Из числа полимеров наиболее широкое применение нашел фторопласт в виде ленты ФУМ.
Из зарубежных известен состав «Бейкерлок» и «Бейкерлайн» [1], которые не требуют дополнительной подготовки резьбы, обеспечивают хорошее уплотнение даже изношенных резьб за счет тефлонового заполнителя и обладают вышеперечисленными требованиями.
Особое место в работах по капитальному ремонту скважин (КРС) занимают операции по ликвидации межколонных проявлений, к ним относятся:
- стравливание давления с межколонного пространства;
- обвязка межколонного пространства с нефтяным коллектором;
- цементирование межколонного пространства;
- закачка в межколонное пространство утяжеленного глинистого раствора.
Однако эти способы, как правило, на практике оказываются неэффективными.
На поздней стадии разработки или в разряжающих рядах скважин практикуется перевод скважин или на глубинонасосный способ эксплуатации, или в разряд нагнетательных с установкой пакера над зоной нагнетания. В случае если этот пакер герметичный, то эта мера является эффективной. Но в случае негерметичности пакера или при его отсутствии происходит размыв резьбового соединения. В последующем разрушаются неустойчивые окружающие породы и в итоге обсадная колонна может искривиться вплоть до разрушения.
Если негерметичное резьбовое соединение эксплуатационной колонны находится в зоне крепления, то первые два способа неприемлемы. Третий способ требует точного определения дефекта, а после установки пластыря внутренний диаметр колонны уменьшается на 6 мм, что является не всегда целесообразным при спуске оборудования в скважину. Следовательно, основным направлением ликвидации утечек через резьбовые соединения, которое можно плодотворно совершенствовать, является тампонирование под давлением [3]. Причем применяют тампонирование под давлением с оставлением стакана в зоне негерметичности или «скользящее тампонирование». «Стакан» (мост) в колонне -это промежуток внутри или на забое обсадной колонны, заполненный схватившимся тампонажным материалом. Скользящее тампонирование - это метод, при котором тампонирующая композиция прокачивается по затрубному пространству скважины под избыточным давлением. Успешность тампонирования с оставлением стакана состовляет 90%, а скользящего - всего 60-70 %.
Таким образом, из проведенного анализа литературных источников следует, что существуют следующие рациональные пути совершенствования изоляции негерметичных резьбовых соединений обсадных колонн:
- совершенствование конструкций резьбовых соединений и геолого-технических условий проводки скважин, а также спуска обсадных колонн;
- создание надежного экрана в затрубном пространстве на основе гидрогелей, водорастворимых смол с наполнителями и без добавок;
- создание надежного экрана в негерметичном резьбовом соединении и в затрубном пространстве на основе материалов со свойствами ГТМ-3 и с меньшей вязкостью;
- совершенствование собственно технологии, где в комплексе решаются вопросы выбора буферной жидкости, метода закрепления композиции для смыва остатков с поверхностей труб и т.д.
Главными условиями при выборе типа и компонентного состава композиций химических веществ для герметизации резьбовых соединений обсадных колонн являются:
- сокращение подвижности в течение всего времени их закачивания в скважину, продавливания в негерметичность и удаления остатка из скважины;
- седиментационная устойчивость растворов;
- гетерогенный состав наполнителя;
- термоустойчивость и прокачиваемость при низких отрицательных температурах;
- умеренная токсичность;
- обеспечение хорошей проникающей способности в негерметичность даже при низкой интенсивности поглощения;
- обеспечение схватывания (кристаллизации) при скважинных температурах от +10 до +95оС;
- формирование безусадочного и пластичного твердого тела;
- создание твердого вещества, устойчивого к химической агрессии (кислотам, щелочи и др.), ударным и температурным нагрузкам, в том числе знакопеременным;
- обеспечение достаточной адгезии к металлу и др.
Список литературы
1. Киселев А.И. Способы и материалы для герметизации и восстановления герметичности соединительных узлов обсадных колонн. М.: ВНИИОЭНГ, 1988. 44 с.
2. Дон Н.С. Применение смазок резьбовых соединений труб при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1985. 47 с.
3. РД39-1-844-82. Технология повторной герметизации резьбовых соединений обсадных колонн. Краснодар: ВНИИКРнефть, 1983. 40 с.
МЕТОДИКА СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТЕЛЕСИСТЕМЫ С ЭЛЕКТРОМАГНИТНЫМ КАНАЛОМ СВЯЗИ Мусин Д.В.1, Мусин Р.В.2
Мусин Денис Валерьевич - студент;
2Мусин Рустем Валерьевич - студент, кафедра бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет,
г. Уфа
В связи с увеличением истощённых скважин на месторождениях, возникает необходимость сгущения существующей сетки разработки. С целью увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), уменьшение срока разработки и максимизации прибыли вводятся в разработку залежи с тонкими пластами, с низкой проницаемостью, с высоковязкой нефтью. Для извлечения трудноизвлекаемой нефти необходимо бурение скважин с минимальными отклонениями от проекта. Для бурения скважин, удовлетворяющих выше перечисленные условия, необходимо использование современных телеметрических систем. Телеметрия забойных
