CC BY
19УДК 622.279.7
НЕКОТОРЫЙ ОПЫТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРИХВАЧЕННОЙ ГИБКОЙ ТРУБЫ ИЗ СКВАЖИНЫ В ПРОЦЕССЕ БУРЕНИЯ БОКОВОГО СТВОЛА И ВОЗМОЖНЫЕ ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ ТАКОЙ ТЕХНОЛОГИИ
SOME EXPERIENCE OF REMOVING THE STUCK FLEXIBLE PIPE FROM THE WELL IN THE PROCESS OF SIDE HOLE DRILLING AND POSSIBLE WAYS OF SUCH TECHNOLOGY PERFECTION
Ю. В. Ваганов, М. В. Листак, М. Я. Калимулина
Yu. V. Vaganov, M. V. Listak, M. Ya. Kalimulina
Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Ключевые слова: бездействующая скважина; восстановление; бурение бокового ствола;
гибкая труба; прихват; ловля и извлечение Key words: idle well; restoration; side hole drilling; flexible pipe; sticking; fishing and retrieving
В настоящее время большинство нефтяных месторождений Западной Сибири находятся на стадии падающей добычи и характеризуются возрастанием бездействующего фонда скважин. Вследствие интенсивного обводнения залежи пластовыми водами происходит резкое снижение дебита скважин, иногда до полной их остановки [1].
На Приобском месторождении пробурено более 2 000 скважин, из них в бездействии находится около 160 скважин. В связи с этим возникает необходимость в реанимации простаивающих скважин. Одним из перспективных направлений при восстановлении таких скважин является применение колтюбинговых технологий с использованием гибкой трубы [2, 3].
В настоящее время на месторождении с целью повышения надежности и эффективности ремонта скважин освоены следующие колтюбинговые технологии: промывка забоя скважины от глинисто-песчаных и проппантовых пробок, горячая промывка гид-ратно-парафиновых отложений в скважине, эксплуатируемой установками электроцентробежных насосов; обработка призабойной зоны пласта химическими составами, которые комплексно используются на Уренгойском месторождении [4, 5].
Помимо этого с помощью гибкой трубы проводится установка в стволе скважины цементных мостов, песчаных и гелевых экранов.
Накапливается опыт восстановления циркуляции по межтрубному и затрубному пространствам в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами, по очистке внутренней полости колонн насосно-компрессорных труб от коррозии, по закачиванию селективных материалов в добывающие скважины.
Начаты работы по изоляции заколонных перетоков подошвенных вод в горизонтальных скважинах.
Однако восстановление простаивающих скважин бурением боковых стволов с использованием гибкой трубы до настоящего времени не освоено, хотя первые упоминания о возможности такого ремонта на месторождениях Западной Сибири были отмечены уже в 2007 г. в работах А. В. Кустышева, Г. П. Зозули [6].
Бурение дополнительного бокового ствола из существующей эксплуатационной колонны с применением колтюбинговых установок является одной из передовых технологий по реанимации простаивающих скважин. Такая технология позволит восстановить работоспособность скважины и увеличить продолжительность добычи нефти с высокими дебитами за счет подключения зон, ранее не задействованных при эксплуатации, а также за счет вскрытия пласта на депрессии без его загрязнения кольмати-рующими частицами.
В процессе строительства дополнительного бокового ствола с использованием гибкой трубы по различным причинам могут возникнуть осложнения, которые затрудняют точную проводку ствола. По характеру все эти осложнения можно разделить на несколько групп [7].
В первую группу относятся осложнения, связанные с оставлением посторонних предметов в скважине (они могут происходить при износе долота с оставлением ша-
42
Нефть и газ
№ 2, 2015
рошки на забое из-за халатности рабочего персонала, например, при неосторожном попадании посторонних предметов в скважину). Эти осложнения могут затруднить дальнейшее углубление ствола и препятствовать прохождению обсадной колонны в пробуренный боковой ствол.
Во вторую группу относятся осложнения, связанные с незапланированным изменением профиля ствола, которое может случаться из-за некоторых факторов: технических (неправильный подбор угла перекоса винтового забойного двигателя), геологических (непредвиденные изменения угла залегания пластов, несоответствие реальных значений пластовых давлений проектным из-за развитой системы поддержания пластового давления), технологических (неверно выбранные параметры режима бурения), человеческих (ошибки из-за низкой квалификации оператора телесистемы).
В третью группу относятся осложнения, связанные с несоответствием параметров бурового раствора проектным, которые могут возникнуть в результате неправильной его обработки химическими реагентами, недостаточной его очистки и др.
Эти и другие осложнения, такие как наработка (переполнение) желоба, прихваты, проявления или поглощения могут привести к аварийным ситуациям, затрудняющим качественное бурение ствола и его обсаживание.
Указанные осложнения характерны и при бурении бокового ствола с использованием стандартных бурильных труб в процессе бурения с буровой установки или с подъемного агрегата [7].
Данное обстоятельство подтверждает опыт бурения бокового ствола в скважине с помощью гибкой трубы на Приобском месторождении. Здесь в процессе бурения бокового ствола скважины гибкой трубой возник прихват инструмента вследствие нарушения технологии бурения.
Расхаживание гибкой трубы инжектором колтюбинговой установки результата не дало. Из-за расхаживания гибкой трубы произошел ее прихват и последующий за ним обрыв трубы. Для извлечения оборванной трубы было принято решение при помощи передвижного подъемного агрегата и технологических насосно-компрессорных труб загерметизировать устье скважины с последующим демонтажом колтюбинговой установки и проведением аварийных работ стандартными способами.
В дальнейшем провели обуривание прихваченной гибкой трубы и с помощью наружного овершота провели извлечение прихваченной гибкой трубы из скважины на колонне технологических труб с усилием, приложенным на колонну труб, не превышая 500 кН. Недостатком такой технологии явилось необходимость переобвязки устья, связанной с заменой колтюбинговой установки на подъемный агрегат, а также необходимость обуривания прихваченной гибкой трубы и приложение к ней, при ее освобождении, довольно значительных усилий, прилагаемых на колонну технологических труб.
Возможным путем совершенствования данного метода извлечения прихваченной гибкой трубы и снижения трудозатрат по устранению аварии может быть следующая технология, предлагаемая авторами. Технология полностью не отработана, не имеет технических устройств для ее реализации, является инновационной разработкой, требующей уточнений и доработок. Суть ее сводится к следующему.
В условиях прихвата гибкой трубы, когда в процессе ее расхаживания становится ясным (максимальное усилие колтюбингой установки в зависимости от типа установки не превышает 30 кН), что при дальнейших усилиях произойдет обрыв гибкой трубы, предлагается срезать подвеску гибкой трубы срезными плашками блока превенторов колтюбинговой установки и загерметизировать устье над оборванной гибкой трубой глухими плашками, провести замену установки с гибкой трубы, на которой осуществлялось бурение бокового ствола, на установку с гибкой трубой меньшего диаметра.
Необходимо спустить в скважину гибкую трубу меньшего диаметра (38,1 мм) [8, 9, 10] с компоновкой для промывки скважины (промывочным пером), ввести ее во внутреннюю полость прихваченной гибкой трубы (диаметром 66 мм) и промыть скважину.
После промывки текущего забоя до чистой воды с помощью гибкой трубы меньшего диаметра, оборудованной промывочным пером, провести подъем этой гибкой трубы с промывочным пером из прихваченной гибкой трубы и провести смену компоновки
2, 2015
Нефть и газ
43
гибкой трубы на новую, включающую (сверху вниз) коннектор, гидравлический якорь, забойный двигатель Д-42, труборез ТГ 45 (с наружным диаметром корпуса 45 мм) [9].
В дальнейшем данную компоновку (для резки гибкой трубы) следует спустить в скважину на глубину, с учетом оставления головы прихваченной гибкой трубы, для последующего ее захвата и извлечения из скважины, установить расход технологической жидкости на насосно-компрессорном агрегате 0,4 л/с. Далее необходимо провести резку неприхваченной части гибкой трубы (диаметром 66 мм) до момента появления циркуляции технологической жидкости в межтрубном пространстве скважины. После чего данную компоновку следует извлечь из скважины, причем освобожденную часть аварийной гибкой трубы можно извлечь из скважины любым из известных способов [11].
Затем для извлечения прихваченной гибкой трубы (диаметром 66 мм) на устье следует собрать новую компоновку, в которую необходимо включить (сверху вниз) коннектор, гидравлический якорь, забойный двигатель Д-42, гидравлический домкрат, ловильный инструмент. Данную компоновку на колонне гибкой трубы (диаметром 66 мм) необходимо спустить в скважину, в ловимую трубу осторожно ввести ловиль-ный инструмент спускаемой компоновки, с помощью забойного двигателя провести вращение ловильного инструмента для закрепления последнего с прихваченной гибкой трубой [9, 11].
После этого закачать под давлением жидкость в гибкую трубу с данной компоновкой для приведения гидравлического якоря спускаемой компоновки в рабочее положение. При этом плашки гидравлического якоря будут зацепляться за стенки обсадной колонны, спущенной в дополнительный боковой ствол, а поршни гидравлического домкрата спускаемой компоновки начнут вытягивание прихваченной гибкой трубы и, в конечном итоге, проведут срыв ее из места прихвата.
Характерной особенностью гидравлического домкрата, предлагаемого авторами для использования, является то, что при его применении на спущенную гибкую трубу не создается осевой нагрузки за счет зацепления гидравлического якоря с обсадной колонной, а срыв прихваченной гибкой трубы происходит при усилии на выходной штанге гидравлического домкрата, которое может достигать 686,7 кН (70 т), не превышающее предельно допустимое усилие на прочность гибкой трубы [12].
Таким образом, предлагаемая технология проведения аварийных работ в скважине с использованием колтюбинговой установки имеет ряд преимуществ перед традиционными способами извлечения прихваченного оборудования с помощью подъемного агрегата. Это возможность проведения работ при пониженном гидростатическом давлении в стволе скважины; увеличение скорости спуска инструментов; осуществление более быстрого развертывания и свертывания подъемного агрегата и вспомогательного оборудования; снижение расхода трубы, а также потребляемых материалов и трудовых ресурсов.
При этом предлагаемая технология извлечения прихваченного оборудования значительно расширяет область применения колтюбинговых технологий в сфере капитального ремонта скважин, в частности проведения сложных (с технологической стороны) видов ремонтов скважин, в том числе извлечение прихваченного оборудования. Особенно данная проблема актуальна на газовых промыслах Крайнего Севера, где большинство месторождений природного газа и газового конденсата перешли в заключительную стадию разработки, характеризующуюся падением пластового давления и подъема подошвенных вод.
Ранее, в процессе ремонта скважин, сложность работ с помощью колтюбинговой установки ограничивалась тяговым усилием инжектора, которое для средних установок составляет 240 кН (диаметр гибкой трубы от 44,5 мм до 60,3 мм). Включение в компоновку гидравлического домкрата позволяет увеличить нагрузку на ловильный инструмент до 700 кН. Тем не менее, основным недостатком технологии остается отсутствие специфических технических устройств таких, как внутренний овершот, ловитель, труборезка, тросоловитель и др.
Список литературы
1. Кустышев А. В. Эксплуатация скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: Вектор Бук, 2002. -168 с.
2. Молчанов А. Г. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб / А. Г. Молчанов, С. М. Вайншток, В. И. Некрасов, В. И. Чернобровкин. - М.: Изд-во Академии горных наук, 1999. - 224 с.
3. Гейхман М. Г., Зозуля Г. П., Кустышев А. В., Листак М. В. Проблемы и перспективы колтюбинговых техно-
44
Нефть и газ
2, 2015
логий в газодобывающей отрасли // Обз. информ. Сер. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 112 с.
4. Кряквин Д. А., Кустышев А. В., Рахимов Н. В., Хозяинов В. Н., Шаталов Д. В. Оценка успешности колтю-бинговых технологий при ремонте скважин на Уренгойском месторождении // Время колтюбинга. - 2007. - № 3. - С. 43-45.
5. Листак М. В., Попова Ж. С., Зозуля Е. К., Норицина Н. С., Гейхман М. Г., Кустышев А. В. Комплексный подход к ремонту газовых скважин с помощью колтюбинговых технологий // Известия вузов. Нефть и газ. - 2007. -№ 6.-С. 13-18.
6. Зозуля Г. П., Гейхман М. Г., Кустышев А. В., Чижова Т. И., Романов В. К., Бурдин К. В. Перспективы применения колтюбинговых технологий при капитальном ремонте скважин // Известия вузов. Нефть и газ. - Тюмень: ТюмГНГУ. - 2001. - № 6.-С. 55-59.
7. Шенбергер В. М., Зозуля Г. П., Гейхман М. Г., Матиешин И. С., Кустышев А. В. Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах: учеб. пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 594 с.
8. Gore Kemp. Oilwell Fishing Operation: Tools and Technigues. - Gulf Publishing Company Book Division, Houston, London, paris, Tokyo // Кемп Г. Ловильные работы в нефтяных скважинах. Техника и технология: Пер. с англ. / Пер. Г. П. Шульженко. -М.: Недра, 1990. -96 с.
9. Справочная книга по аварийно-восстановительным работам в нефтяных и газовых скважинах / А. В. Кусты-шев, Ю. В. Ваганов, Г. П. Зозуля, В. В. Дмитрук, С. К. Ахедсафин, И. А. Кустышев / Под ред. Г. П. Зозули. - Тюмень: Вектор Бук, 2011. - 464 с.
10. Кустышев А. В. Опыт и возможности колтюбинговых технологий при ремонте скважин на месторождениях Крайнего Севера // Время колтюбинга. - 2008. - № 1. - С. 28-31.
11. Булатов А. И. Колтюбинговые технологии при бурении, заканчивании и ремонте нефтяных и газовых скважин: справочное пособие. - Краснодар: Изд-во «Просвещение-Юг», 2008. - 370 с.
12. Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности». Сер. 08. Вып. 19. -М.: ЗАО «Научно-технический центр исследований проблем промышленной безопасности», 2013. - 288 с.
Cведения об авторах
Ваганов Юрий Владимирович, к. т. н., доцент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Листак Марина Валерьевна, аспирант, ассистент кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Калимулина Мэглен Январовна, специалист I категории кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин» Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень
Information about the authors
Vaganov Yu. V., Candidate of Science in Engineering, associate professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University
Listak M. V., postgraduate, assistant of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University
Kalimulina M. Ya., category I specialist of the chair «Drilling of oil and gas wells», Tyumen State Oil and Gas University
