CC BY
28Бурение скважин и разработка месторождений
УДК 622.245
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНИКИ И ТЕХНОЛОГИИ РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ПРОФИЛЬНЫМИ РАСШИРЯЕМЫМИ ОБСАДНЫМИ ТРУБАМИ
IMPROVEMENT OF THE TECHNIQUE AND TECHNOLOGY OF BEDS ISOLATION USING THE PROFILE EXPANDABLE CASING
Г. С. Абдрахманов, А. А. Залятдинов
G. S. Abdrakhmanov, A. A. Zalyatdinov
Институт ТатНИПИнефть им. В. Д. Шашина
Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск
Ключевые слова: наклонно направленные и горизонтальные скважины; плашки с резцами PDC; профильный перекрыватель; расширитель раздвижной РРМ 216/240 Key words: directional and horizontal wells; fluid loss, die cutters with PDC; profile liner; sliding expander PPM 216/240
Бурение нефтяных и газовых скважин является трудоемким, очень сложным процессом, при котором встречаются всевозможные осложнения, особенно при применении горизонтальных технологий [1-6]. Наиболее распространенное -поглощение бурового раствора. При бурении скважин до 12 % времени занимает борьба с поглощениями. При этом до 60 % материалов и времени затрачивается на изоляцию трещиновато-кавернозных пластов с высокой интенсивностью поглощения, которые составляют всего 10 % от общего числа изолируемых зон поглощений [7].
Использование перекрывателей со сварными и резьбовыми соединениями профильных труб полностью решило проблему изоляции зон поглощения бурового раствора независимо от их толщины, кавернозности ствола скважины и интенсивности поглощения. В Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Самарской, Оренбургской областях полностью исключено применение промежуточных обсадных колонн для изоляции этого вида осложнения. Однако до настоящего времени во многих нефтегазодобывающих районах к перекрытию зон осложнений расширяемыми обсадными колоннами приступают только после того, как применение многих других методов оказывается бесполезным [8].
После первого применения в конце 70-х гг. метод локального перекрытия зон осложнений стальными трубами без цементирования и с сохранением полезного сечения ствола скважин был применен более 1 100 раз, в том числе в Татарстане — более 800 скважин.
Проведенные исследования существующих тенденций в области крепления скважин показывают, что в общем комплексе работ по упрощению конструкций скважин основное внимание уделяется увеличению интервала бурения из-под башмака предыдущей обсадной колонны. Поскольку отмеченное обусловлено особенностями геологического разреза, уровнем развития техники и технологии, скоростью бурения скважин, качеством бурового раствора и является сложной проблемой, большинство осложнений и аварий связано со стремлением увеличить интервал бурения без крепления стенок скважины. Применение внепроектных, часто ненадежных, технологических решений для борьбы с осложнениями вызывает еще большие затруднения как в процессе бурения, так и при эксплуатации скважин, связанные с перетоками жидкости за эксплуатационной колонной и кон-
34
Нефть и газ № 3, 2016
дуктором, нарушением герметичности колонн вследствие наружной коррозии, высоким обводнением нефти на ранней стадии эксплуатации, ухудшением фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта и др. В итоге это приводит к значительным затратам денежных средств, нарушению законов об охране недр и окружающей среды.
Метод локального крепления профильными расширяемыми трубами отлично зарекомендовал себя при изоляции водопритоков в наклонных и горизонтальных скважинах. Это могут подтвердить бавлинские нефтяники: на их площадях впервые на 4-х скважинах было проведено локальное крепление зон водопритоков без уменьшения диаметра скважины и без цементирования. Ученые продолжают работу по совершенствованию данного метода. Уже просматриваются системы, при применении которых стоимость работ по перекрытию зон осложнения снизится в два раза.
Внедрение профильных перекрывателей за рубежом начала осуществлять Внешнеэкономическая фирма АО «Татнефть». Работы в дальнем зарубежье показали исключительность метода ликвидации осложнений профильными трубами. Приведем один пример. Во Вьетнаме, на морском месторождении Белый Тигр, скважина, которая бурилась с морской платформы, из-за осложнения простояла в консервации три года. Ни одна зарубежная компания не бралась ликвидировать это осложнение. Ученые-нефтяники, специалисты Татарстана, взялись ликвидировать аварию.
Им удалось перекрыть места с интенсивными обвалами пород двумя профильными перекрывателями длиной 122 и 91,5 м без уменьшения диаметра скважины. После ликвидации осложнения скважину добурили до проектной глубины без проблем. Скважина с 2001 года работает с дебитом 34 т нефти в сутки. Новшество привлекает еще и тем, что его применение позволяет упростить конструкцию скважин, а это обеспечивает экологическую безопасность недр, позволяет экономить огромное количество металла, цемента, увеличить коммерческую скорость бурения.
Из-за чередования пластов с низкими и высокими пластовыми давлениями, неустойчивыми породами их требуется изолировать обсадными колоннами. С увеличением глубины скважин увеличивается и количество пластов, которые несовместимы с условиями бурения. Для их крепления требуются миллионы тонн высококачественных труб и тампонажного цемента, почти половина из которых расходуется для изоляции зон осложнений [9].
Разработка и внедрение новых технологий и технических средств для крепления нефтяных и газовых скважин с использованием специальных расширяемых труб, бесспорно, является крупным революционным шагом вперед в строительстве нефтяных и газовых скважин, не имеющим аналогов в мире. Естественно, новое всегда пробивается с великим трудом. Металлурги отказались поставлять штучную продукцию, для них это не выгодно. Поэтому было принято решение создать закрытое акционерное общество «Перекрыватель».
Основная продукция завода на сегодня это оборудование локального крепления скважин (ОЛКС) 216, применяемое для борьбы с катастрофическими поглощениями промывочной жидкости, водопроявлениями, осыпаниями и обвалами пород при бурении под эксплуатационную колонну долотом 215,9 мм.
В скважину после расширения с 216 до 237 мм спускаются профильные двух-канальные трубы диаметром 196 мм. Далее они раздаются до диаметра скважины. Расширение профильной части производится под действием промывочной жидкости давлением до 15 мПа, а цилиндрических участков — развальцевателями од-ношарошечными и (или) роликовыми. После раздачи трубы плотно прилегают к стенке скважины, а проходное отверстие труб толщиной стенки 8 мм составляет не менее 216 мм, что позволяет продолжить бурение без потери диаметра. Резьбовое
2016
Нефть и газ
или сварное соединение по профильным концам труб позволяет составить колонны длиной до 200 метров.
Одним из основных инструментов в комплексе оборудования, которое применяется для осуществления технологии локального крепления скважин профильного перекрывателя, являются расширители. Наибольшая эффективность достигается при одновременном бурении и расширении ствола скважины. При этом расширители по своим технологическим параметрам не должны уступать современным долотам, которые применяются при бурении скважин [9].
Опыт применения шарошечных расширителей РРМ 216/237, предназначенных для увеличения диаметра скважин с 215,9 до 237 мм роторным способом, показал, что расширение осуществляется с механической скоростью 3-9 м/час, а проходка на один спуск бурового инструмента составляет 50-70 м в зависимости от твердости пород.
Плашки нового расширителя (рисунок) оснащены двумя типами породоразру-шающих элементов — это резцы, армированные синтетическими алмазами (РБС), и зубки из твердого сплава. Основным отличием данной конструкции плашек является то, что каждый резец продублирован дополнительным твердосплавным элементом — «импрегом» [9].
Испытания расширителя в процессе одновременного бурения и расширения скважины были проведены на скв. 40101Р, 4968Д и 34046. Механическая скорость составила 5-7,85 м/ч, проходка — 300-400 м на один комплект плашек.
Использование расширителя с плашками, оснащенными резцами РБС, при одновременном бурении и расширении скважины значительно увеличивает показатели по сравнению с расширением уже пробуренного ствола за счет уменьшения вибраций и ударных нагрузок на породоразрушающие элементы. Механическая скорость при этом увеличилась в 1,25 раза. Износ резцов РБС был минимальным и составил не более 15 %, что позволяет использовать расширитель многократно, без замены дорогостоящих плашек [9].
Рисунок. Расширитель раздвижной
3 — корпус; 4 — верхний переводник; 5 — пружина; 6 — поршень;
а — в транспортном положении; б — в рабочем положении.
1 — гидрокамера; 2 — плашка с резцами PDC;
7 — нижний переводник
РРМ 216/240:
36
Нефть и газ
№ 3, 2016
В таблице приведены данные по длине установленных в скв. 18 Александровского месторождения перекрывателей и затрат времени по новой (ПП 1-6) и традиционной (ПП - 7) технологиям [10].
Длина перекрывателей и затрат времени по новой (ПП 1-6) и традиционной (ПП - 7) технологиям [10] (скв. 18 Александровского месторождения)
№ п/п Длина ПП, м Время установки, ч Примечание
1 128,6 58
2 157 48 Установка шести ПП с использованием пуансонов при одновременном бурении и расширении — 9,5 сут
3 88 37
4 140 34
5 51,5 28
6 70,6 22
7 120 264 Установка ПП с дополнительным расширением и раздачей развальцевателями —11 сут
В связи с началом разработки нефтяных и газовых месторождений Восточной Сибири со сложными горногеологическими условиями есть надежда на востребованность продукции завода в этом регионе. Первые партии ОЛКС уже отправлены в Иркутскую область и Красноярский край. В эти дни работники завода заняты изготовлением следующих партий, но уже ОЛКС 295. Шестилучевые профилированные трубы будут использованы для борьбы с поглощениями промывочной жидкости при бурении под техническую колонну диаметром 245 мм.
Список литературы
1. Хузина Л. Б., Шайхутдинова А. Ф. Повышение качества строительства скважин применением эффективной компоновки низа бурильной колонны // Управление качеством в нефтегазовом комплексе. -2015. - № 2. - С. 52-56.
2. Хузина Л. Б., Фазлыева Р. И. Центраторы как инструмент для снижения сил трения на горизонтальных участках скважины // Известия высших учебных заведений. Нефть и газ. - 2013. -№ 2. - С. 71-75.
3. Фахрутдинов Ш. Х., Хузина Л. Б. К вопросу уменьшения образования шламовых подушек при бурении горизонтальных участков скважин // Академический журнал Западной Сибири. - 2013. - Т. 9. - № 6. - С. 40.
4. Любимова С. В., Хузина Л. Б. Технико-технологическое решение для снижения коэффициента трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2012. - № 2. - С. 194-203.
5. Хузина Л. Б., Петрова Л. В., Любимова С. В. Методы снижения сил трения при разработке месторождений горизонтальными скважинами // Электронный научный журнал Нефтегазовое дело. - 2012. - № 5. - С. 62-68.
6. Любимова С. В., Хузина Л. Б. Разработка вспомогательного оборудования, снижающего коэффициент трения бурильной колонны о стенки скважины при бурении скважин с горизонтальным участком // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2012. - № 2. - С. 12-16.
7. Мавлютов М. Р. Разрушение горных пород при бурении скважин. - М.: Недра, - 1978.- 215 с.
8. Абдрахманов Г. С., Хамитьянов Н. Х., Вильданов Н. Н. Проблемы герметизации резьбовых соединений расширяемых труб и пути их решения. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2009 - С. 250.
9. Абдрахманов Г. С. Крепление скважин эспандируемыми трубами. -М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2014 - С. 268.
10. Юнышев Л. Ф., Хамитьянов Н. Х., Абдрахманов Г. С., Вильданов Н. Н. Теоретические исследования по определении энергосиловых параметров раздачи цилиндрических участков профильных труб сферическими пуансонами. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008 - С. 26-29.
Сведения об авторах
Абдрахманов Габдрашит Султанович,
д. т. н., профессор кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск, главный научный сотрудник отдела бурения института «ТатНИПИнефть» им. В. Д. Шашина, ПАО «Татнефть», тел. 8(8553)310071, е-шай: bngs_agni@mail ги
Залятдинов Альберт Айратович, аспирант кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин», Альметьевский государственный нефтяной институт, г. Альметьевск, тел. 8(8553)310071, е-шай: bngs_agni@mail.ru
Information about the authors Abdrakhmanov G. S. Doctor of Engineering, professor of the chair «Drilling of oil and gas wells», Almetievsk State Petroleum Institute, chief engineer of the department for drilling at the Institute «TatNIPlneft». PAO «Tatneft», phone: 8(8553) 310071, e-mail: bngs_agni@mail.ru
Zalyatdinov A. A. postgraduate of the chair «Drilling of oil and gas wells», Almetyevsk State Petroleum Institute, phone: 8(8553)310071, e-mail: bngs_agni@mail. ru
№3, 2016
Нефть и газ
37
