Новые технологии по капитальному ремонту скважин

Обновлено: 07.07.2024

Основы технологии капитального ремонта скважин.

Капитальным ремонтом скважин (КРС)называется комплекс работ, связанных с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и закачке.

Капитальный ремонт скважин предполагает обследование и исследование скважин.

Обследование скважины - это работы по определению глубины забоя, состояния эксплуатационной колонны, местонахождения и состояния аварийного подземного оборудования и др.

Исследование скважин - комплекс работ по: установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину; определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне; отбору глубинных проб нефти; измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней; контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.

Обследование скважины с помощью печатей (плоских, конусных и универсальных) начинают с проверки состояния эксплуатационной колонны, оставшейся в скважине НКТ, насосов, штанг и других предметов.

Печать спускают на трубах, НКТ или бурильных трубах и по отпечатку на печати судят о состоянии верхнего конца аварийного оборудования, а также о состоянии стенки эксплуатационной колонны на участке нарушений, смятий, трещин и т.п.

Однако наличие дефектов в резьбе, продольных трещин в колонне печатью обнаружить невозможно. Для этого необходимо провести опрессовку колонны, которая проводится после установки пакера.

К числу работ капитального ремонта относятся работы по созданию каналов связи ствола скважины с пластом. Для этого применяют перфорацию (кумулятивную, пулевую, торпедную) обсадных колонн, а также гидропескоструйную.

Накапитальный ремонт скважин каждого вида имеется утвержденная инструкция, т.е. технология есть категория постоянная на определенный срок, составляющая основу производственного процесса, предусматривающая соблюдение технологической дисциплины, повышение качества ремонта скважин и успешное выполнение плановых заданий. Технология текущего и капитального ремонта скважин, являясь фундаментом нормирования транспорта и спецтехники, имеет прочное нормативное обеспечение - Единые нормы времени на капитальный ремонт скважин и Единые нормы времени на подземный ремонт скважин, утвержденные приказами Миннефтепрома СССР. Это нормативное обеспечение позволяет выполнять расчеты норм оснащенности транспортом и спецтехникой бригад текущего и капитального ремонта скважин расчетно-аналитическим методом.

Посколькукапитальный ремонт скважин ( как и всякий капитальный ремонт) представляет собой одну из форм воспроизводства основ-ных фондов, он осуществляется за счет амортизационных отчислений. Отчисления на капитальный ремонт производятся до конца фактического срока жизни скважины 1 и идут на особый счет Госбанка в отличие от амортизационных отчислений, идущих на капитальное строительство и поступающих в Стройбанк.

Кумулятивный перфоратор. Кумулятивный заряд представляет собой шашку взрывчатого вещества, имеющую выемку, расположенную со стороны, противоположной месту детонации взрыва. Газы, образующиеся при взрыве такого заряда, движутся от поверхности выемки и встречаются на оси заряда, образуя мощную струю. Встречая на своем пути какую-либо преграду, эта струя выбивает в ней лунку глубиной, приблизительно равной диаметру заряда. Если выемку в кумулятивном заряде облицевать тонким слоем металла и поместить заряд на некотором расстоянии от преграды, то пробивное действие кумулятивного заряда резко усилится

Образующаяся при взрыве кумулятивного заряда металлическая струя движется по оси заряда с большой скоростью, достигающей 8000 м/с. При встрече с преградой она создает давление до 30 000 МН/м2, чем и достигается ее большая пробивная сила.

Кумулятивные перфораторы применяются корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы имеют герметически закрытый корпус, в котором помещаются группы зарядов. Такие перфораторы, так же как пулевые и снарядные, могут быть использованы многократно. В бескорпусных перфораторах каждый заряд закупоривается отдельно в индивидуальную герметическую оболочку, разрушающуюся при взрыве.

В кумулятивных перфораторах обеих конструкций заряды взрываются при помощи детонирующего шнура, а шнур в свою очередь взрывается от электродетонатора, присоединенного к кабелю, на котором перфоратор опускают в скважину.

Кумулятивный перфоратор собирается в гирлянду общей длиной до 10 м с числом зарядов до ста и более.

Пулевой перфоратор бывает селективный (выстрелы пулей проводятся поочередно) и залповый (одновременные выстрелы из группы стволов) Применяют пули диаметром 11-12,7 мм. Диаметр перфоратора 65, 80, 98 мм.

Торпедный перфоратор отличается от пулевого тем, что заряжается не пулями, а снарядами замедленного действия. Снаряд торпедного перфоратора, пробив колонну и цементное кольцо, проникает на некоторую глубину в пласт и здесь разрывается, в результате чего в призабойной зоне скважины создаются каверны и трещины. На промыслах применяются торпедные перфораторы Колодяжного ТПК-22 и ТПК-32 (с диаметром снарядов 22 и 32 мм).

К капитальным ремонтам скважин относят работы, представленные в следующей таблице. Данные работы выполняют бригады капитального ремонта скважин.

Ремонт без ошибок и простоев

С 2020 года информационная система «ЭРА: Ремонты» используется на всех активах блока разведки и добычи «Газпром нефти». IT-инструмент уже позволил сократить сроки текущего и капитального ремонта скважин и повысить эффективность взаимодействия компании и подрядных организаций

Никаких простоев

История создания информационной системы «ЭРА: Ремонты» началась в 2015 году. Первые решения тестировались на базе «Газпромнефть-Хантоса». Дальнейшая разработка и тиражирование продукта продолжались в течение Последним активом, где система была внедрена в 2020 году, стал «Славнефть-Мегионнефтегаз» (совместное предприятие «Газпром нефти» и «Роснефти»). Сегодня информационная система входит в линейку продуктов «Актива будущего» — большой программы по трансформации добычного бизнеса «Газпром нефти».

«ЭРА: Ремонты» охватывает все этапы ремонта скважин, а это существенная часть работ в любом добывающем активе. И речь здесь не только об устранении аварий и отказов или замене отслужившего оборудования, но и о регулярной работе, без которой невозможна эффективная и безаварийная эксплуатация фонда скважин.

Одна из важных задач, которую решают бригады по ремонту скважин, — ввод (освоение) новых скважин после бурения. Основная задача освоения — получить приток нефти. От качества проведения мероприятия на скважине, в котором задействованы несколько высокотехнологичных сервисов, зависит, достигнет ли она плановых показателей по добыче.

В процессе дальнейшей эксплуатации любая скважина нуждается в периодическом текущем ремонте. Плановые работы проводятся примерно раз в два года: оборудование поднимают и осматривают, при необходимости меняют, проводят промывку призабойной зоны. Текущий ремонт также может проводиться в связи с внезапным снижением объемов добычи, выходом из строя оборудования и т. д. Один из самых распространенных видов текущего ремонта — замена насоса, если тот вышел из строя или потребовалось изменить его характеристики.

Капитальный ремонт скважин предполагает более масштабные мероприятия: устранение серьезных неисправностей и аварий, бурение боковых стволов, углубление или расширение ствола, переход на добычу из вышележащего горизонта и другие.

Илья Пижамов,
исполняющий обязанности директора программ внутрискважинных работ
«Газпром нефти»:

Автоматизация процессов, связанных с внутрискважинными работами, — одна из приоритетных задач блока разведки и добычи «Газпром нефти», и система «ЭРА: Ремонты» играет в этом процессе ключевую роль. Платформа объединяет специалистов из разных дочерних обществ, дает им возможность работать в едином информационном пространстве, использовать цифровые решения, которые позволяют повысить эффективность проводимых работ и отвечают принятым в компании стандартам. Внедрение и совершенствование цифровых технологий дает дополнительный импульс развитию компании.

В наиболее крупных добывающих активах «Газпром нефти» одновременно может работать более ста бригад по ремонту скважин. За год они производят тысячи таких операций. Задача системы «ЭРА: Ремонты» — сделать эту работу эффективнее: быстрее, качественней и дешевле. Чтобы добиться этого, нужно в первую очередь сократить непроизводительное время. Простои при выполнении работ могут возникать из-за аварий, нескоординированных действий, отсутствия необходимого оборудования и материалов. И если в этом виноват заказчик, он теряет не только время, но и деньги, которые вынужден выплатить за эти часы подрядчику. Часто непроизводительное время возникает на стыках процессов: например, когда бурение завершено и скважину нужно передавать в освоение или когда требуется провести геофизические исследования, гидроразрыв пласта — любую операцию, требующую привлечения другого подрядчика, другой бригады и оборудования.

От непроизводительного времени «ЭРА: Ремонты» и помогают избавляться, позволяют лучше планировать работы, получать и использовать необходимые данные, сокращать время на подготовку и согласование документов.

Оптимизация на каждом шаге

Работа системы «ЭРА: Ремонты» тесно завязана на другие информационные системы компании. Из разных источников в нее поступает информация о скважинах-кандидатах. Это могут быть скважины, нуждающиеся в плановом ремонте, или те, на которых произошел отказ оборудования. Кандидаты на оптимизацию и текущий ремонт поступают из программы «ЭРА: Мехфонд». Данные по конструкции скважины и геологотехническая информация приходят из информационной системы «Шахматка и техрежим». Из системы мониторинга бурения поступает информация о новых скважинах, нуждающихся в освоении.

Решение по скважине-кандидату принимается на основании автоматического расчета показателей рентабельности планируемых мероприятий. Выбранные скважины добавляются в график ремонтов. Модуль «Оптимизатор графика движения» позволяет наиболее эффективно спланировать работу бригад. На основе графика формируются заказ-наряды. Благодаря электронному документообороту на их согласование требуется всего часа вместо как это было раньше.

«Система позволяет в реальном времени отслеживать и прогнозировать показатели рентабельности работ по скважине, чтобы избежать неоправданных затрат и вовремя принять решение о дальнейших действиях, если затраты могут превысить плановые показатели», — говорит руководитель программ по цифровизации «Газпромнефть-Нефтесервиса» Денис Фролов.

Существенно упростилась и ускорилась приемка выполненных работ. После завершения ремонта система формирует акт выполненных работ, рассчитывается нормативное и фактически затраченное время. Подготовка документа, на которую раньше могло потребоваться 5 дней, сокращается до 1 часа. Цикл согласования акта с использованием электронного документооборота сократился до 1 дня.

«Работать стало быстрее и удобнее, — отмечает руководитель направления по цифровизации программ внутрискважинных работ „Газпромнефть-Хантоса“ Клим Архипов. — Все процессы документооборота теперь происходят в электронном формате. Проверки документов также стали проходить гораздо проще: в систему загружены все необходимые классификаторы, процесс максимально автоматизирован».

Система обеспечивает и совершенно новые возможности для контроля соблюдения технологии выполнения работ. С датчиков, установленных на подъемных агрегатах, в программный комплекс поступают данные телеметрии. Благодаря этому теперь всегда можно проверить, например, с какой скоростью проводили спуско-подъемные операции или какой была нагрузка на долото во время бурения. Скрыть отклонения или нарушения в работе стало невозможно. «Все процессы становятся прозрачнее, быстрее, возможностей для выявления нарушений появляется больше, вероятность ошибки снижается», — говорит главный специалист отдела текущего и капитального ремонта скважин «Мессояханефтегаза» Андрей Кравец.

Среди пользователей системы «ЭРА: Ремонты» уже более 1,6 тысячи человек: сотрудников «Газпром нефти», дочерних и подрядных организаций. В первую очередь это сотрудники управлений внутрискважинных работ дочерних организаций «Газпром нефти», а также подрядчиков по ремонту скважин. В процессе задействованы и представители других служб: буровики, нефтепромысловые геологи и технологи, служба супервайзинга, представители Центров управления добычей.

Перспективы применения гибких насосно-компрессорных труб в России

Колтюбинговые установки в настоящее время позволяют выполнять практически все виды операций по капитальному ремонту скважин, при этом они полностью автоматизированы и являются прототипами буровых установок и станков будущего. Структура запасов, их глубина залегания, доступность с каждым годом становятся все сложнее, и рядовые операции уже не отвечают тем задачам, с которыми мы сегодня сталкиваемся. Строительство более сложных скважин требует разработки и применения нестандартного оборудования. Это касается систем заканчивания скважин с многостадийным гидроразрывом пласта и гибких труб как основного инструмента, отвечающего современным требованиям. Наблюдается тенденция к наращиванию длины горизонтального участка трубы, увеличению ее диаметра. Изменилась и толщина стенки применяемых труб, используются разностенные, оптимизированные под конкретные скважинные условия (темпированные) трубы. Рассмотренное в статье оборудование на месторождениях П еще не применялось, поэтому важно заблаговременно подойти к решению задачи корректного подбора всех ключевых аспектов как с технической, так и с технологической точки зрения.

Prospects for coiled tubing development in Russia

PRONEFT''. Professional'no o nefti, 2018, no. 3(9), pp. 63-67

S.M. Simakov
Gazpromneft NTC LLC, RF, Saint-Petersburg

Keywords: non standard coil equipment, coiled tubing unit, today's challenges, perspectives of the challenges solution

At present time, coiled tubing units perform almost all types of intervention operations. These units are fully automated, and in fact are pilot models of future drilling and workover rigs. Unfortunately, reserves structure, depth and accessibility are becoming more complex each year so that standard operations no longer address challenges we face today. Drilling of more complex wells require development and application of non-standard equipment. This includes multistage fracturing completion systems and CT as the main tool that meets modern requirements. Nowdays, there is a clear tendency for the increase in CT length and diameter. CT wall thickness has also been changed. Service companies start to apply tapered CT strings optimized for certain well conditions. Equipment, which is discussed in the article has not yet been used in the fields of Gazprom Neft. Therefore, it is very important to approach the problem of the correct selection of all key aspects both from a technical and technological point of view in advance.

Введение

Гибкие насосно-компрессорные трубы (ГНКТ) или колтюбинг (Coiled Tubing – колонна гибких труб) были изобретены во время Второй мировой войны для прокладки бензопровода под водой (проект PLUTO), но широкое применение получили только в конце 80-х годов ХХ века. Промывка скважин, освоение азотом, растепление гидрато-парафиновых пробок и многие операции, проводимые с использованием ГНКТ, перешли в разряд стандартных. Колтюбинговые установки в настоящее время позволяют выполнять практически все виды работ в ходе капитального ремонта скважин (КРС), при этом они полностью автоматизированы и, по сути, являются прототипами буровых установок и КРС-станков будущего. Западная Сибирь, являясь основной российской нефтегазоносной провинцией, может по праву считаться главным полигоном, где испытываются и внедряются новые технологии, и где на сегодняшний день сконцентрировано максимальное число установок ГНКТ в России. В этом регионе нашли применение такие технологии с использованием ГНКТ, как геофизические исследования скважин, гидропескоструйная перфорация, фрезерование портов многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), активация портов МГРП специализированными компоновками низа колонны и др.
С каждым годом увеличивается доля трудноизвлекаемых запасов, что обусловлено усложнением их структуры, глубиной залегания, доступностью, и рядовые скважинные операции уже не решают тех задач, которые стоят сегодня перед нефтедобытчиками. Строительство более сложных скважин требует разработки и применения нестандартного оборудования. Это касается систем заканчивания скважин с МГРП, ГНКТ как основного инструмента, отвечающего современным требованиям.
В ПАО «Газпром нефть» с 2010 по 2015 г. применялись ГНКТ длиной 4000 м, в 2016 г. – 4500 м, в 2017 г. – 5000 м, в настоящее время наблюдается тенденция увеличения ихдлины и диаметра. Вместе с длиной изменилась и толщина стенки применяемых труб, стали использоваться разностенные оптимизированные под конкретные скважинные условия (темпированные) ГНКТ.
Изменение длины и диаметра труб вызвало ряд изменений технических особенностей оборудования, таких как тяговое усилие инжектора силовой установки, диаметр узла намотки и его габаритные размеры.

Применение ГНКТ для решения актуальных задач

Рис. 1. Общий вид центра управления установкой ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 3/8″

повысить грузоподъемность установки;
исключить зависимость от температурных условий;
кратно увеличить скорость спускоподъемных операций (СПО);
повысить управляемость.

Рис. 2. Установка ГНКТ повышенной грузоподъемности (NOV) 2 7/8″: а – вид сбоку; б – вид сверху

Ограничением в данном случае может быть расстояние между портами МГРП, но для условий Западной Сибири, где расстояние варьируется от 50 до 100 м, это не критично. Можно предположить, что в случае с незацементированными портами при проведении каждой последующей стадии МГРП, возможны утечки жидкости гидроразрыва в ранее сформированные трещины. Следует отметить, что при подборе скважины-кандидата для проведения МГРП через гибкую трубу 2 7/8″ должны учитываться расход жидкости гидроразрыва и давление закачки.
Транспортировка узла намотки с длиной ГНКТ 6500 м в перечисленных случаях возможна на отдельно стоящем трале, однако существуют установки с нестандартным расположением барабана относительно оси трала. На рис. 3 показан барабан с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ (60,3 мм) длиной 9000 м.
При перечисленных преимуществах, рассмотренные установки ГНКТ имеют два недостатка – высокую стоимость и большую массу. Первый приводит к удорожанию проекта, второй требует получения разрешительной документации на провоз негабаритного груза. И здесь появляется возможность для сервисных компаний продумать поэтапное введение большеразмерных ГНКТ с тенденцией на уменьшение стоимости сервиса за счет предложения охвата большего числа скважин и сокращения транспортных расходов на доставку труб.

Рис. 3. Установка с нестандартно расположенным барабаном с гибкой трубой диаметром 2 3/8″ длиной 9000 м

Часто задают вопрос, существует ли нормированное время на проведение той или иной технологической операции. Такого времени нет и быть не может, но есть скоростной режим спускоподъема гибкой трубы. В настоящее время скорость СПО с гибкой трубой независимо от ее диаметра на вертикальном участке составляет 15-20 м/мин, на горизонтальном – 5–10 м/мин. Поскольку с глубиной увеличивается время СПО, равное в среднем примерно 40 % общего производительного времени, увеличение глубины скважин должно быть нивелировано повышением скорости СПО как минимум в 2 раза. В Северной Америке скорости СПО уже давно превышают 50 м/мин. На рис. 4 приведен монитор записи рабочих параметров СПО, когда скорость первичного спуска составляет более 160 фут/мин (48,7 м/мин).

Рис. 4. Пример записи параметров СПО

Следует также обратить внимание на качество дорожного покрытия на отечественных месторождениях. Не секрет, что промысловые дороги в РФ по качеству покрытия уступают западным, что отражается в вездеходном исполнении техники, поступающей с заводов. На проходимость в условиях Западной Сибири, где используется вездеходная колесная база 6×6, влияет и сама длина несущей конструкции. Практика применения оборудования не только в рыхлых песках Западной Сибири, но и в условиях распутицы Оренбуржья показывает, что короткие установки имеют определенное преимущество перед их аналогами с прицепами.

Различие в выполнении технологических операций с ГНКТ и проведении ГРП обусловливает конструктивные особенности применяемых технических средств, но есть и схожие моменты, например, длительное пребывание персонала в компьютерном центре управления ГРП (Data Van) и установкой ГНКТ (Coil Unit). Здесь следует уделить внимание наличию потенциала для увеличения рабочего пространства в кабине оператора, поскольку при современных высокотехнологических операциях контроль их выполнения осуществляется не только непосредственно буровым оператором, но и другими специалистами на скважине. При этом необходимо сократить время оперативного совместного реагирования на ситуацию.
Задачи ставятся не только перед сервисными компаниями, обслуживающими ГНКТ, но и перед производителями оборудования. Решения необходимо находить на основании запросов от нефтедобывающих компаний, которые, в свою очередь, руководствуются поиском оптимальных технологий добычи углеводородного сырья при ухудшающейся структуре запасов.

Установка ГНКТ в перспективе видится многофункциональным комплексом, обеспечивающим выполнение технологических задач и корректировку процесса проведения работ в режиме реального времени. Решения могут быть разными, от рядовых до высокотехнологичных, так же как и система предупреждения отказов оборудования вследствие низкого давления в системе, изменения толщины стенки гибкой трубы или ее формы.

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития.

9-я Международная научно-практическая конференция «Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития» проходила с 12 по 17 мая в городе-курорте Геленджике. Она состоялась в рамках проекта «Черноморские нефтегазовые конференции», организатором которого является Научно-производственная фирма «Нитпо».

В отеле «Приморье» собрались руководители и ведущие специалисты нефтегазодобывающих и сервисных компании, предприятия-производители продукции для нефтегазовой отрасли, а также научно-исследовательские и проектные организации России. Спонсором кофе-брейков на этом форуме выступило ООО «Зиракс».

Повестка дня рабочих заседаний форума включала в себя доклады, круглые столы, а также презентации технологий, нового оборудования, материалов и химических реагентов. Рабочая атмосфера форума способствовала коллективному решению целого ряда актуальных задач нефтегазовой отрасли.

Состав участников конференции был представлен такими нефтегазодобывающими компаниями, как ОАО «НК «Роснефть», ОАО «Газпром», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО АНК «Башнефть», ОАО «Газпром нефть», ОАО «Оренбургнефть», ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «Иркутская нефтяная компания», ООО «РН-Юганскнефтегаз» и др. В работе форума принимали участие ведущие специалисты M-I SWACO A Schlumberger Company, ООО «Зиракс-Нефтесервис», ООО «Нефтесервис», ООО «ПИТЦ Нефтеотдача», ООО «УК «Татбурнефть» и других сервисных компаний. Научно-исследовательские и проектные организации были представлены специалистами ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», ООО «Тюменский нефтяной научный центр», ОАО «СевкавНИПИгаз» и др. Большой интерес к форуму проявили компании-производители оборудования и химической продукции ООО «НПФ «Пакер», ООО «Зиракс», ЗАО «ОМК», ООО «ЧТПЗ Инжиниринг», ООО «ТД «БКО», ООО «Металл Ван Рус», ЗАО «ТЕККНОУ» и др.

В номинации «Лучший доклад дня» отмечены следующие выступления:
- Технологии РИР/ОВП, применяемые в ООО «РН-Юганскнефтегаз» - автор доклада Шмелев Павел Петрович, начальник сектора оптимизации резервуаров Управления повышения производительности резервуаров и ГТМ ООО «РН-Юганскнефтегаз»
- Новейшие технологии блокирующих составов при проведении ТиКРС - автор доклада Чумаков Евгений Михайлович, руководитель направления «Продуктивность скважин» M-I SWACO A Schlumberger Company
- Определение оптимального насыпного веса пропанта. Подбор фракционного состава пропантовой пачки исходя из геологических условий скважины - автор доклада Егоров Максим Андреевич, ведущий специалист по реализации пропантов
ООО «Торговый Дом «БКО»
Активное участие в работе конференции принял известный в нефтегазовой отрасли специалист - профессор, доктор технических наук, Анатолий Иванович Булатов.
Профессиональный интерес аудитории вызвал доклад, подготовленный экспертами ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Лыткиным Андреем Эдгардовичем и Земцовым Юрием Васильевичем. В нем были подробно рассмотрены различные методы ограничения водопритоков в скважинах, а также степени их эффективности. Не менее содержательным было выступление инженера Филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» Агуреевой Елены Сергеевны. Темой её доклада стали технологии ГРП для различных геолого-промысловых условий крупных нефтяных объектов, находящихся на поздней стадии разработки, рассмотренные на примере пласта БВ8 Повховского месторождения. Высокую оценку участников получил доклад Каленковой Анны Николаевны, посвященный разработке ингибиторов высокотемпературной коррозии для низкоуглеродистых сталей в солянокислотных средах.
В рамках конференции состоялось открытое заседание Круглого стола. Его основной темой были критерии и методы оценки эффективности работ по капитальному ремонту скважин и повышению нефтеотдачи пластов. Модераторами данного мероприятия были эксперт по повышению нефтеотдачи пластов ООО «Тюменский нефтяной научный центр» Лыткин Андрей Эдгардович и генеральный директор ООО «НПФ «Нитпо» Строганов Вячеслав Михайлович. В рамках заседания Круглого стола выступил инженер ООО «НПФ «Нитпо» Строганов Дмитрий Александрович, который предложил свой взгляд на проблему формирования себестоимости работ подрядчика и её зависимость от конечного результата.
В свободное от рабочих заседаний время традиционно состоялись турниры по мини-футболу, бильярду и боулингу. Результатом этих встреч стали хорошее настроение и заряд энергии для будущей работы.

Совершенствование технологии ремонта скважин Инновационные решения по испытанию резьбовых соединений

С целью подбора оптимального и обоснованного технико-технологического решения по устранению негерметичности резьбового соединения «монтажный патрубок колонной головки – муфта кондуктора», авторским коллективом принято решение изучить природу возникновения нагружения по резьбе, определить возможные способы совершенствования предупредительных работ по устранению негерметичности и реализовать подобранные научные технико-технологические решения на действующих скважинах Южно-Русского месторождения.

Подбор схемы нагружения резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» является основополагающим фактором для подготовки обоснованной методики испытаний резьбовых соединений.

Основные нагрузки и воздействия на оборудование, по признаку порождаемых ими механизмов накопления поврежденности и деградации свойств металла резьбового соединения [2], т.е. общности применяемых при анализе напряженно-деформированного состояния поверхностей сопряжения резьбового соединения расчетных критериев, могут быть объединены в следующие группы:

переменные и циклические;

Наиболее значимыми, с точки зрения специалистов авторского коллектива, являются переменные и циклические нагрузки, которые в наибольшей степени влияют на деформирование сопряженных поверхностей резьбового соединения, что и приводит к потере герметичности.

Исходя из изложенного, с целью испытания резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки», выбрана схема одноосного циклического нагружения растяжением указанного соединения при максимальных растягивающих усилиях, создающих в стенке труб, соединенных резьбовой муфтой, напряжение σ_max за цикл 1,3 от продольной силы, возникающей от внутреннего давления газа в системе технологических трубопроводов. Асимметрия цикла нагружения R = 0,5.

Циклическую долговечность резьбовых соединений «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» принято решение оценивать до момента потери герметичности с обваркой ручной дуговой сваркой (далее –РДС) контура муфты кондуктора и без обварки. В качестве регистрации момента потери герметичности узла в процессе циклического нагружения выбрана «керосиновая проба».

Для реализации одноосного циклического нагружения резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» специалистами авторского коллектива совместно с ООО «Центр испытания и диагностики конструкций» (г. Москва, ЦИ и ДК) разработана схема крепления захватов, представленная на рис.1.

РИС. 1. Схема резьбового узла «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки»

Приварка по контуру заглушек (рис. 1 п.2) к телу трубы позволяет реализовать следующее:

- при одноосном нагружении стенка трубы, а вместе с ней и резьбовое соединение, подвергаются равномерному деформированию, соответствующему нагружению продольной силой от внутреннего давления;

- герметичность полости между двумя заглушками позволяет заполнить ее индикаторной жидкостью – керосином (рис. 1, п. 4) для регистрации момента потери герметичности резьбовым соединением «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» в процессе циклического нагружения.

Для заливки керосина в полость между двумя заглушками в верхней заглушке предусмотрено отверстие. Заливка осуществляется после установки узла на испытательную машину. Снаружи заваренное и незаваренное торцевое сопряжение обмазывается раствором на основе мела.

Для крепления собранного резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» в универсальную разрывную машину УДМ – 100 (рис. 2), снабженную пульсатором (частота нагружения до 270 цикл/мин) и развивающую усилие растяжения при циклическом нагружении в 53 тонны, к заглушкам (рис. 1, п.2) привариваются плоские захваты (рис. 1, п. 1).

РИС. 2. УДМ-100

Для передачи усилия равномерно на вваренную заглушку и стенку трубы, к захватам и заглушкам привариваются ребра жесткости (рис. 1, вид А-А).

Для определения циклической долговечности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» из стали 21ХМФА на герметичность испытывались два узла:

1-й узел – без сварного соединения по торцу муфты (рис. 3.1);

2-й узел – с выполненным по разработанной технологии РДС сварным соединением, имитирующим ремонт узла для устранения негерметичности резьбового соединения на устье газовой скважины.

РИС. 3.1. Узел «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» без сварного соединения

РИС. 3.2. Узел «муфта кондуктор – монтажный патрубок колонной головки» со сварным соединением, имитирующим ремонт узла для устранения негерметичности резьбового соединения

Для определения момента потери герметичности резьбовым соединением «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» при циклическом нагружении растяжением, после заполнения внутренней полости заготовок керосином, внешняя поверхность по контуру торцевого соединения муфты с монтажным патрубком (рис. 3.1) и сварное соединение, имитирующее ремонт узла РДС для устранения негерметичности резьбового соединения (рис. 3.2.), смачивались мыльно-меловым водным раствором.

По результатам испытания установлено следующее:

- потеря герметичности резьбовым соединением отмечена в диапазоне 510 000 – 590 000 циклов;

- потеря герметичности резьбовым соединением, отремонтированным РДС по разработанной авторским коллективом технологии, отмечена в диапазоне 720 000 – 750 000 циклов.

Таким образом, увеличение диапазона циклов до момента потери негерметичности соединения не только обеспечивает заявленный технический результат, но и является доказательством значительного увеличения надежности и долговечности резьбового соединения после наложения сварного шва.

По результатам проведенных циклических испытаний резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» до и после наложения сварного шва методом РДС сделаны следующие выводы:

Устранение негерметичности резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» разработанным методом на 22–30% увеличивает продолжительность сохранения узлом герметичности при циклическом нагружении.

Наложение шва на резьбовой узел без его предварительной приработки ставит сварное соединение в более нагруженное состояние, чем на действующей скважине, поэтому разработанная технология устранения негерметичности в условиях продолжительной эксплуатации устья скважины будет более эффективна, чем в проведенном исследовании.

Результаты многочисленных исследований [3] показывают, что для сталей наиболее эффективной при критериальной оценке напряженно-деформированного состояния является применение энергетической теории прочности Губера-Мизеса, согласно которой прочность материала при сложном напряженном состоянии обеспечивается, если часть удельной потенциальной энергии, идущей на изменение формы тела, не превосходит части допускаемой удельной потенциальной энергии, идущей на изменение формы, установленной из опытов с одноосным напряженным состоянием.

В рамках НИР был использован данный критерий для оценки напряженно-деформированного состояния труб.

Анализ полученных результатов показывает, что применение разработанной инновационной технологии ремонта скважин изменяет напряженно-деформированное состояние резьбового соединения следующим образом [4]:

снижает величину действующего изгибающего момента на крайние витки резьбы трубы;

снижает величину контактных напряжений на крайних витках резьбы;

понижает величину деформаций, вызванных действием краевого изгибающего момента на металл трубы в окрестностях торца муфты;

не влияет на герметичность уплотнения «металл-металл»;

создает незначительную концентрацию напряжений в корне шва, при этом величина концентрации определяется радиусом перехода металла корня шва к металлу трубы.

Таким образом, результаты численного моделирования показывают потенциальную возможность применения разработанной технологии ремонта скважин не только для устранения негерметичности, но и при монтаже резьбовых соединений при условии соблюдения плавных переходов от металла шва к основному металлу.

В целях аккредитации разработанных технико-технологических решений и дальнейшего использования в производстве при проведении предупредительных работ на эксплуатационных газовых скважинах ОАО «Севернефтегазпром» получена аттестация Национального агентства контроля сварки (НАКС) (Свидетельство №АЦСТ-94-00227). В соответствии с данным документом установлена область распространения производственной аттестации – Технология ремонта ручной дуговой сваркой резьбового соединения «Муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» Шифр: СНГП-РД-Р-01 (дата утверждения 04.10.2012 г.).

Процедура проверки готовности к использованию применяемой сварочной технологии осуществлена в условиях конкретного производства сварочных работ, с учетом их специфики [5]. При проверке оценены наличие технических, кадровых и организационных возможностей для выполнения сварочных работ и способность выполнить в производственных условиях сварные соединения, соответствующие требованиям нормативно-технической или проектной документации [6].

Положительные результаты апробирования на скважинах Южно-Русского месторождения инновационных технико-технологических решений с подтверждением обоснованности разработанного метода ремонта резьбового соединения «муфта кондуктора – монтажный патрубок колонной головки» будут представлены в следующей публикации авторов проекта.

Касьяненко А.А., Легай А.А. Анализ эффективности известных методов устранения негерметичности резьбовых соединений крепи скважин / Наука и техника в газовой промышленности, № 1, 2016.

Биргер И.А. Расчет резьбовых соединений. Изд. 2-е, переработанное и дополненное – М: Оборонгиз. – 1962.

Селезнев В.Е., Алешин В.В., Прялов С.Н. Основы численного моделирования магистральных трубопроводов / под ред. В.Е. Селезнева – М.: КомКнига, 2005.

Каплун А.Б., Морозов Е.М., Олферьева М.А. ANSYS в руках инженера: Практическое руководство. – М.: Едиториал УРСС, 2003.

Мочернюк Д.Ю. Исследование и расчет резьбовых соединений труб, применяемых в нефтедобывающей промышленности. – М.: Недра, 1970.

Еременко Т.Е. Мочернюк Д.Ю., Тищенко А.В. Герметизация резьбовых соединений обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. – Киев: Техника, 1966.

Татнефть обобщила свои инновации в подземном ремонте скважин

На семинаре в «Бавлынефти» компания представила разработки, рекомендуемые для тиражирования.

Специалисты «Татнефти» представили свои инновации и результаты их применения на ежегодном семинаре по текущему ремонту скважин, состоявшемся в нефтегазодобывающем управлении «Бавлынефть». Об этом сообщают «Нефтяные вести».

В мероприятии участвовали руководители направлений, отделов и цехов подземного ремонта скважин (ПРС), технологических отделов добычи нефти и газа, мастера и технологи цехов ПРС, молодые специалисты, а также студенты Альметьевского государственного нефтяного института (АГНИ). На семинаре, в частности, сделан обзор мирового и российского опыта, проведена демонстрация образцов оборудования, обеспечивающего эффективность скважинных работ.
Внедряемые улучшения повышают не только эффективность работ, но и безопасность труда в бригадах, считают в компании. На это нацелена программа проектов «Развитие направления ПРС».

Перед ремонтными бригадами стоит задача повышения эффективности работ за счет новых технологий и сокращения продолжительности ремонта. В программном комплексе « ЭДИСОН+», в разделе ПРС насчитывается около 70 инноваций, из которых свыше 15 были рассмотрены на семинаре.

«Татнефть» планирует уменьшить количество ремонтов с подъемом насосно-компрессорных труб (НКТ). О внедрении канадских технологий, в частности, подземного ремонта скважин без подъема НКТ рассказал ведущий инженер ОТТДН Инженерного центра Ильнур Валеев.
Получают развитие «бесподходные технологии» ремонта. Об одной из них — обработке призабойной зоны (ОПЗ) добывающих скважин без извлечения глубинного насосного оборудования, рассказал мастер ЦПРС НГДУ «Бавлынефть» Ленар Гильмутдинов.

Специалистами «Елховнефти» представлен легкий и в полтора раза более эффективный способ применения устройства для демонтажа устьевой крестовины.
НГДУ «Лениногорскнефть» показало уникальную гибридную установку УКПТ-10 для ремонта скважин, изготовленную на ЕлАЗе.
«Азнакаевскнефть» предложило применять шаблонирование ЭК безопасным шаблоном на канатно-тросовом оборудовании перед углублением или внедрением установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). Это позволяет сократить время ремонта скважин.
Опытом проведения ремонта с сокращением спуско-подъемных операций поделились и в «Альметьевнефти».

На выставке в рамках семинара «Прикамнефть» продемонстрировала желобную емкость для очистки промывочной жидкости, совмещенную с насосом для её откачки.
«Ямашнефть» показала передвижную парогенераторную установку, которая может работать стационарно. Прицеп можно доставлять в требуемое место, а управляет оборудованием оператор ЦПРС. Такая ППУ позволяет сэкономить транспортные затраты.

На мероприятии впервые был представлен «ТАПАРТ» (СП «Татнефти» и «Октябрьского пакера». Ранее Информ-Девон сообщал, что предприятие будет выпускать в Ютазинском районе пакерно-якорное оборудование для нефтедобычи, систем ППД, ремонта и освоения скважин).

«В такой совместной командной работе рождаются направления, которые уже сегодня тиражируются: это легкие подъемники, новые технологии по ремонту, спуску подземного оборудования, стимуляции скважин и т.д. Многие процессы в ремонте, бурении и добыче сегодня взаимосвязаны. И чтобы повысить их эффективность, увеличить добычу нефти, предстоит в комплексе решать вопросы», сказал заместитель генерального директора по ремонту, бурению скважин и повышению нефтеотдачи пластов «Татнефти» Ринат ШАФИГУЛЛИН.

Читайте также: