Строганов В.М., Пономарев Д.М. (ООО «НПФ «Нитпо»)

В настоящее время в России и странах СНГ при проведении подземного ремонта нефтяных и газовых скважин все более широкое применение находят колтюбинговые технологии. Если в конце 90-х годов колонны гибких труб использовали в основном для проведения одной их самых простых операций – промывки песчаных пробок, то сейчас более 20 технологий подземного
ремонта скважин производится с их применением [1].

Данная работа посвящена вопросам использования колтюбинговых технологий в процессе подземного ремонта нефтяных и газовых скважин и в частности при проведении водоизоляционных работ, актуальность которых в последние годы значительно возросла вследствие перехода почти 80 % фонда эксплуатационных скважин в позднюю стадию разработки и ростом обводненности добываемой продукции до 70–90 % и более. Например, в Западной Сибири при ежегодном 40 % - ном увеличении объемов ремонтно-изоляционных работ (РИР), число обводненных скважин растет в 1,5–2,0 раза быстрее [2].

Преимущества колтюбинга перед традиционными технологиями РИР широко известны
[3, 4], из них принципиальное значение для обеспечения эффективности проведения водоизоляционных работ имеют:

• Обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций и возможность осуществления работ в скважинах без их предварительного
  глушения.
• Значительное сокращение времени спуско-подъемных операций.
• Возможность проведения водоизоляционных работ без подъема внутрискважинного оборудования.
• Возможность проведения водоизоляционных работ в наклонных и горизонтальных скважинах.

Однако наряду с указанными преимуществами использование колтюбинговой технологии водоизоляционных работ имеет и три существенных недостатка, а именно:

• Большие гидравлические сопротивления в колонне гибких труб, обусловленные их малым проходным сечением. Причем данные сопротивления не зависят от глубины спуска колонны в скважину, поскольку водоизоляционные составы прокачиваются по всей длине гибкой трубы, в том числе и той ее части, которая намотана на барабан.
• Допустимое рабочее давление в колоннах колтюбинговых труб (Рраб) диаметром
  25,4 мм и 38,1 мм, наиболее часто применяющихся для проведения водоизоляционных работ, составляет, как правило, 40 МПа или 70 МПа.
• Значительное снижение усталостной прочности гибкой трубы при наматывании на барабан и сматывании с него под избыточным внутренним давлением более 21,0 МПа [5]. Поэтому надо стараться избегать проведения спуско-подъемных операций в момент закачки водоизоляционного состава, когда давление в колтюбинговой трубе может значительно превышать эту величину.

Анализ указанных преимуществ и недостатков позволяет сделать следующие выводы:

1. Колтюбинговую технологию проведения водоизоляционных работ наиболее целесообразно использовать:

– в газовых скважинах, особенно характеризующихся аномальным пластовым давлением и нефтяных скважинах эксплуатирующихся фонтанным способом, когда работы можно провести без глушения скважин и подъема насосно-компрессорных труб. Водоизоляционные работы,
произведенные в таких скважинах с использованием традиционных методов, занимают
продолжительное время и значительно ухудшают коллекторские свойства пласта;

– в горизонтальных и наклонных скважинах, когда использование традиционной
технологии практически неосуществимо;

– в нагнетательных скважинах при выравнивании профиля обводненности и ликвидации заколонных перетоков;

– в нефтяных скважинах оснащенных глубинонасосным оборудованием, при возможности проведения работ по межтрубному пространству.

2. Использование колтюбинговой технологии водоизоляционных работ предъявляет дополнительные требования к применяемым водоизоляционным составам и тампонажным материалам:

– динамическая вязкость и плотность водоизоляционного состава должна позволить
прокачать его в турбулентном режиме через гибкую трубу длиной от 1600 до 3500 метров и более при давлении нагнетания на устье скважины (Рнаг) не превышающем (в зависимости от типа
используемой трубы) 30 или 60 МПа и подаче насосов от 3 до 5 л/с. Давление нагнетания на устье скважины было рассчитано по формуле:

Рнаг = Рраб – 0,8 Ропр, где Ропр – давление опрессовки обсадной колонны (в расчетах принято равным 12 МПа);

– сроки начала схватывания или гелеобразования водоизоляционного состава должны не менее чем в 2 раза превышать время прокачки всего его объема находящегося в колтюбинговой трубе, что позволит осуществить промывку колтюбинговой трубы и межтрубного пространства от остатков водоизоляционного состава, например, в случае превышения давления закачки состава в пласт выше допустимого;

– водоизоляционный состав не должен обладать ярко выраженными тиксотропными свойствами, поскольку любая, даже непродолжительная остановка в процессе закачки может привести к значительному росту гидравлических сопротивлений и, как следствие, приведению в негодность дорогостоящей гибкой трубы.

Для количественной оценки этих дополнительных требований к водоизоляционным
составам был произведен расчет гидравлических сопротивлений в циркуляционной системе
колтюбинговой установки. Расчет производился для гибких труб диаметрами 25,4 мм и 38,1 мм..

Поскольку гидравлические потери при проведении работ в газовых скважинах, не заполненных жидкостью глушения, будут всегда меньше на величину веса столба жидкости находящейся в колтюбинговой колонне спущенной в скважину[5], расчеты велись для скважин заполненных жидкостью глушения.

Еще одним допущением при проведении расчетов являлось то, что плотность и динамическая вязкость водоизоляционных составов превышает или равна плотности и динамической вязкости жидкости глушения, а закачиваемые объемы составов превышают внутренний объем труб колтюбинговой установки. В этом случае гидравлические потери достигнут своего максимума в момент достижения составом обратного клапана, установленного на конце колонны колтюбинговых труб спущенной в скважину.

Совместный анализ результатов расчетов и вышеприведенных требований к срокам гелеобразования и тиксотропным свойствам показывает, что большинство существующих в настоящее время водоизоляционных составов, таких как Гипан, синтетические смолы, вязкоупругие составы и др. не соответствуют требованиям колтюбинговой технологии проведения водоизоляционных работ. К ограниченно применимым можно отнести водоизоляционные составы на основе жидкого стекла, динамическая вязкость которых изменяется в очень широких пределах, и полиакриламида, даже незначительная остановка прокачки которых может привести к их гелеобразованию в гибкой трубе.

Наиболее соответствующими требованиям колтюбинговой технологии водоизоляционных работ являются составы на основе гидролизующихся полифункциональных кремнийорганических соединений. Как показали промысловые испытания данных составов на месторождениях
ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Татнефть» и ООО «Уренгойгазпром», являющихся неоспоримыми отечественными лидерами в области применения колтюбинговых технологий, самыми технологичными из этой группы являются водоизоляционные составы на основе материалов группы АКОР-БН [6, 7].

Разработанные специалистами Научно-производственной фирмы «Нитпо» и промышленно выпускаемые с 2000 года водоизоляционные одноупаковочные материалы под товарным знаком АКОР-БН могут применяться как в товарном виде, так и в виде водонаполненных составов при соотношениях АКОР-БН : вода от 1:0,5 до 1:5 и более. Динамическая вязкость при этом изменяется в диапазоне от 1 до 30 мПа*с. Дополнительными достоинствами кремнийорганических материалов группы АКОР-БН являются низкая температура замерзания (ниже – 50 ºС) без увеличения вязкости в этом диапазоне температур, возможность применения при высоких температурах
(до 350 ºС и выше) и давлениях (до 75 МПа и выше), низкая коррозионная активность и другие [8,9,10].

Однако необходимо подчеркнуть, что, несмотря на все вышеперечисленные достоинства составов на основе материалов группы АКОР-БН, они не должны являться единственной панацеей для борьбы с водопроявлениями при использовании колтюбинговой технологии. Каждая сервисная компания, занимающаяся проведением водоизоляционных работ должна иметь в своем арсенале не 1-2, а несколько составов различных по свойствам и принципам воздействия на пласт, но при этом соответствующих требованиям, предъявляемым колтюбинговой технологией. Грамотное использование данных составов и их композиций позволит значительно снизить себестоимость ремонтно-изоляционных работ и повысить их эффективность.

Результаты проведенных исследований легли в основу разработанной специалистами НПФ «Нитпо» гидравлической программы колтюбинговой технологии водоизоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах.

Список использованных источников

1. Кочетков Л.М., Бурдин К.В. Опыт проведения изоляции заколонных перетоков в
   горизонтальных скважинах с установкой // Время колтюбинга, 2004, № 10, С. 36-40.
2. Кочетков Л.М. Системные подходы и решения проблем интенсификации выработки трудноизвлекаемых запасов углеводородного сырья – Автореферат дисс. Тюмень, 2005.
3. Булатов А.И. Колтюбинговые технологии при бурении, заканчивании и ремонте нефтяных и газовых скважин - Краснодар: Просвещение-Юг, 2008. – 370 с.
4. Вайншток С.М., Молчанов А.Г., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб – М.: Издательство Академии горных наук, 1999. – 224 с.
5. Сахабутдинов Р.Р., Хадиев Д.Н., Ахметов А.А. Особенности проведения водоизоляционных работ с использованием колтюбинговых установок в условиях АНПД / Время колтюбинга, 2006, № 15, С. 22-26.
6. Кадыров Р.Р., Ахметшин Р.М., Жиркеев А.С., Сахапова А.К., Хасанова Д.К., Андреев В.А. Технологии ремонтно-изоляционнных работ с применением колтюбинга // Нефтепромысловое оборудование, 2008, № 7, С. 76-78.
7. Л. Кочетков, В. Журба, В. Мороз, К. Бурдин Сургутнефтегаз делится опытом проведения ремонтно-изоляционных работ в горизонтальных стволах скважин // Время колтюбинга, 2002, № 1, С. 12-17.
8. Строганов А.М., Строганов В.М. Кремнийорганические тампонажные материалы АКОР, пути и перспективы развития. //Журнал Интервал. Передовыенефтегазовые технологии,
   2006, № 6 (89), С. 24-30.
9. Строганов А.М., Строганов В.М., Сахань А.В., Гилаев Г.Г., Потапкин В.П. Изоляция
   заколонных перетоков пластовых вод в условиях аномально высоких давлений и высоких
   температур при вводе скважин из бурения, на примере скважин Западно-Морозовского месторождения ОАО "Роснефть-Краснодарнефтегаз"// Журнал Бурение и нефть, 2005, № 6, С.8-10.
10. Опыт разработки и применения кремнийорганических тампонажных материалов АКОР - Краснодар: ООО «НПФ «Нитпо», 2009, 132 с.

Статья опубликована в:

Современные технологии капитального ремонта скважин и повышения нефтеотдачи пластов. Перспективы развития: Сб. докл. 5-ой Международной научно-практической конференции. Геленджик, Краснодарский край, 2010 г.