Тюменниигипрогаз

Секция 3

Диагностическое обследование оборудования и технических устройств ООО «Газпром подземремонт Уренгой»

Ружицкий Я. Б. (ООО «Газпром подземремонт Уренгой»)

ООО «Газпром подземремонт Уренгой» – одно из самых молодых производственных дочерних обществ ОАО «Газпром», отметившее в 2012 г. свое пятилетие. Это сервисное предприятие оказывает услуги газодобывающим дочерним обществам ОАО «Газпром» в Западной Сибири по капитальному и текущему ремонту, модернизации, реконструкции, техническому перевооружению, ликвидации, консервации, глушению и освоению скважин всех назначений.

Специфические особенности ведения работ по ремонту скважин обуславливают работу оборудования и инструмента в тяжелых условиях, в том числе и суровых климатических районах Крайнего Севера. Основной парк технологического оборудования и инструмента Общества задействован на опасных производственных объектах заказчика. Поэтому для повышения качества работ, проводимых на скважинах, исключения аварий и инцидентов, наряду с ремонтом и техническим обслуживанием оборудования и технических устройств значительное внимание уделяется вопросам оценки его технического состояния. Эти задачи решает лаборатория неразрушающего контроля, аттестованная в установленном порядке, а также специализированные (экспертные) сторонние организации.

В процессе ремонта скважин задействованы разнообразная специальная техника, специализированное технологическое оборудование и инструмент, требующие применения широкого спектра методов и средств технической диагностики для объективного определения состояния. Основные методы контроля, применяемые в ООО «Газпром подземремонт Уренгой», приведены в таблицах 1 и 2.

Статистический анализ результатов диагностического обследования показывает, что наиболее часто повторяющимися дефектами являются трещины в сварных швах или околошовных зонах, износ узлов и отдельных элементов, деформации, связанные с продолжительной эксплуатацией под нагрузкой.

190

191

Таблица 1

Основные методы контроля технического состояния технологического оборудования специальной техники

						Гидравлические		Статиче-
		Методы неразрушающего контроля				(пневматические)
№ п/п	Группы специальной техники					испытания		ские, дина-
								мические
							На
		УК	ВИК	МК	ПВК	На герме-		и силовые
						тичность	проч-	испытания
							ность

1Подъемный агрегат для ремонта скважин:

–талевый блок;

–кронблок;

	– лебедка буровая с тормозной системой;	+	+	–	+	+	+	+
	– лебедка вспомогательная;
	– мачта;
	– стояк манифольда:
	– рама

2Колтюбинговая установка:

– противовыбросовое оборудование;

– установщик оборудования;

+

+

–

+

+

+

+

–сосуды (пневмогидроаккумуляторы);

–манифольды

3Канатная лебедка для ПРС:

	– лебедка с тормозной системой;	+	+	–	+	+	+	–
	– противовыбросовое оборудование
4	Передвижная компрессорная установка:
	– сосуды;	+	+	–	+	+	+	–
	– манифольды
5	Передвижная паропромысловая установка:
	– котел;	+	+	–	+	+	+	–
	– манифольды
6	Передвижная насосная (цементировочная) установка:	+	+	–	+	+	+	–
	– манифольды

скважин Строительство

192

								Таблица 2
	Основные методы контроля технического состояния технологического оборудования и инструмента
						Гидравлические		Статиче-
		Методы неразрушающего контроля				(пневматические)
№ п/п	Группы оборудования и инструмента					испытания		ские, дина-
								мические
							На
		УК	ВИК	МК	ПВК	На герме-		и силовые
						тичность	проч-	испытания
							ность
1	Оборудование противовыбросовое (превенторы,	+	+	–	–	+	+	–
	лубрикаторы, герметизаторы)

2Оборудование устьевое нефтепромысловое добычное

	(арматура устьевая, задвижки, фланцы, катушки,	+	+	–	–	+	+	–
	адаптеры, угольники и т. д.)
3	Оборудование для СПО (элеваторы, спайдеры,	+	+	–	–	–	–	–
	штропа)

4Оборудование манифольда (обратные клапана, кра-

	ны высокого давления, в т. ч. шаровые, пробковые,	+	+	+	+	+	+	–
	игольчатые и т. д.)
5	Скважинный инструмент (забойные двигатели,
	пакера, циркуляционные и сбивные клапана, ясы,	+	+	+	+	+	–	+
	вырезающие и расширительные устройства и т. д.)
6	Оборудование вращательного комплекса (вертлюги
	буровые, эксплуатационные и промывочные, ротора,	+	+	+	+	+	–	+
	ключи машинные и с гидроприводом)

7Технологическая трубная оснастка (трубы буриль-

	ные, трубы насосно-компрессорные, переводники,	+	+	+	+	+	+	+
	патрубки)
8	Безмуфтовая длинномерная труба	+	+	+	–	+	–	–
9	Вспомогательное оборудование (рабочие площадки,	+	+	–	–	–	–	+
	приемные мостки, стеллажи и т. д.)

3 Секция

Строительство скважин

Для выполнения работ по диагностированию безмуфтовой длинномерной трубы (БДТ) с целью определения возможности ее дальнейшей эксплуатации Обществом в 2012 и 2013 гг. приобретены две установки инспекции гибких насосно-компрессорных труб (НКТ) СТ Sсоре, производства Tuboscope (Германия).

Установка позволяет проводить в автоматическом режиме дефектоскопию БДТ с визуальной маркировкой дефектных участков, в том числе выявлять и отображать на мониторе внутренние и наружные дефекты (продольного и поперечного направления), коррозионные питтинги, изменения толщины стенки с индикацией и регистрацией длины сужения, изменения внешнего диаметра (вздутие, овальность), проводить автоматическую регистрацию результатов работы и при необходимости распечатку отчетов.

В филиале Уренгойское УИРС более 14 лет функционирует участок по ремонту НКТ (условным диаметром 60–114 мм). В 2010 г. начаты работы по модернизации технологии. В рамках данных работ произведено обновление станков с числовым программным управлением. Для диспетчеризации процесса ремонта трубы и выполнения работ по диагностированию НКТ как бывшей в употреблении, так и новой (при входном контроле), с целью определения возможности ее эксплуатации, запущен в производство автоматизированный комплекс неразрушающего контроля труб «УНКТ-200» производства ООО «НПП «Техмашконструкция». Комплекс позволяет проводить в автоматическом режиме дефектоскопию НКТ, используя при этом два метода (ультразвуковой и магнитоиндукционный), с определением ее дальнейшей пригодности, сортировкой по группам прочности и нанесением соответствующей маркировки.

Работа, направленная специалистами ООО «Газпром подземремонт Уренгой» на накопление достоверной информации по «истории» эксплуатации технических устройств, а также применяемые методы и средства технической диагностики позволяют контролировать параметры, характеризующие надежность оборудования и инструмента, повышать качество и безопасность его использования.

193

Секция 3

Ликвидация поглощений промывочной жидкости с применением оборудования локального крепления скважин на скважинах Восточной Сибири

Толстогузов О. А., Поздняков С. Д. (ООО «Газпром геологоразведка»)

При строительстве разведочных скважин на территории Восточной Сибири основным видом геологических осложнений является поглощение промывочной жидкости. Проблема борьбы с поглощениями бурового раствора при бурении глубоких скважин на нефть и газ является на сегодняшний день одной из наиболее актуальных. Разработка новых методов борьбы с поглощениями, позволяющих снизить затраты на изоляционные работы, имеет первостепенное значение для буровых компаний, работающих на территории Восточной Сибири.

Анализ геологических осложнений за период с 2011 по 2013 год показывает, что при строительстве скважин на лицензионных участках ОАО «Газпром» на территории Восточной Сибири было зафиксировано более 35 геологических осложнений. Из них 80 % составляют поглощения промывочной жидкости.

Общее время осложнений, связанных с поглощением промывочной жидкости, за вышеуказанный период превысило 200 суток, что привело к значительным финансовым затратам на их ликвидацию. При дальнейшей разработке и вводе в эксплуатацию месторождений Восточной Сибири (Красноярский край, Иркутская область, Республика Саха (Якутия)) возможно увеличение затрат на ликвидацию осложнений в связи с увеличением объемов бурения.

В докладе приведена статистика изменения количества геологических осложнений в виде поглощений промывочной жидкости в течение последних трех лет на скважинах Восточной Сибири. Приведены конкретные примеры геологических осложнений, когда произошли катастрофические поглощения, связанные с полной потерей циркуляции. Также приведены примеры успешного применения оборудования локального крепления скважин (ОЛКС).

Применение ОЛКС было осуществлено при бурении скважин под техническую колонну Ø 245 мм (диаметр долота – 295,3 мм), при вскрытии кровли интрузии сильнотрещиноватых долеритов, соответствующих подошве Усольской свиты, при получении катастрофического поглощения с полной потерей циркуляции. Под-

194

Строительство скважин

считан и представлен экономический эффект, исходя из коммерческих предложений на рынке услуг использования ОЛКС 216.

Анализируя работы по ликвидации геологических осложнений, связанных с поглощением бурового раствора на территории Восточной Сибири, можно отметить, что сегодня катастрофические поглощения возникают в основном при бурении под кондуктор (диаметр долот 393,7 мм) и под техническую колонну (диаметр долот 295,3 мм). В связи с этим следует отметить, что серийно выпускаются профильные перекрыватели ОЛКС под диаметр открытого ствола 215,9 мм, под диаметр 295,3 мм – только по специальному заказу, а под диаметр 393,7 мм – не выпускаются вовсе. В связи с этим требуется проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по разработке и опытному использованию ОЛКС под диаметр открытого ствола 393,7 мм. Это позволит использовать технологию локального крепления скважин на всех этапах бурения скважины. Особенно актуально это будет при бурении эксплуатационных скважин на Чаяндинском, Ковыктинском и других месторождениях Восточной Сибири.

195

Секция 3

Моделирование разрушения породы долотами режущескалывающего действия методом конечных элементов

Шамурадов Ф. А. (ФГБОУ ВПО «Тюменский государственный нефтегазовый университет»)

Моделирование разрушения породы долотами режуще-скалыва- ющего действия (РСД) включает необходимость осмысления большого числа физико-математических аспектов, позволяет определить недостатки конструкции долота и отдельных его элементов. Данные, полученные при моделировании, позволяют внести коррективы в конструкцию долота, оптимизировать его характеристики.

Конечной целью поиска решения практической задачи является оптимизация того или иного процесса, конструкции и т. д. Большая трудоемкость экспериментальной проверки каждого варианта набора исходных параметров не устраивает практиков и обуславливает несоответствие между научными исследованиями и реальными задачами [1, с. 166]. Вследствие этого возникает задача выбора метода, который позволяет быстро получить оценочные характеристики взаимодействия инструмента с горной породой.

Среди различных методов механики сплошных сред наиболее совершенным является метод конечных элементов (МКЭ), позволяющий учитывать в расчетах разнообразные свойства горных пород [2, с. 4–5]. МКЭ не только позволяет проверить правильность теоретических предпосылок и методов их реализации, но и служит дополнительным инструментом исследований. Он дает возможность отслеживать процессы в любой интересующей части образца подробнее, чем в лабораторных условиях или в области массива пород, куда проникнуть невозможно [3, с. 77].

Определенные с помощью МКЭ напряжения, действующие на резцы долота РСД, необходимы для обоснованного выбора инструментального материала, а также для расчета на прочность режущих элементов. Данные о величине и направлении сил резания пород необходимы для проектирования конструкции самого долота. Все эти данные можно получить, используя численное моделирование [1, с. 166].

Моделирование разрушения горной породы долотами РСД состоит из следующих этапов: идеализация, т. е. процесс перехода от исходной физической системы к математической модели; дискретизация континуума путем разделения на конечные элементы; введение интерполяционных функций, т. е. аппроксимация переменных

196

Строительство скважин

поля внутри одного конечного элемента через значения переменных в выбранных опорных точках (узлах элемента); вывод уравнений для каждого элемента; объединение уравнений элементов в единую систему для всего рассматриваемого континуума; решение этой общей системы уравнений; вычисление искомых величин поля.

Одним из наиболее важных моментов при решении задач разрушения является выбор критерия разрушения [4, с. 147]. Самое широкое распространение получил критерий Кулона-Мора, согласно которому разрушение наступает тогда, когда значение сдвигающих напряжений достигает критического значения, зависящего от нормального напряжения на площадке сдвига [3, с. 23]. Критерий определяется в соответствии с некоторой зависимостью: τ = F(σ).

Функция F(σ) может быть определена экспериментально, однако чаще всего ее принимают в соответствии с критерием прочности Кулона-Мора: τ = с + σ · tgφ, где с – сцепление, количественно равное пределу прочности среды на срез при отсутствии нормальных напряжений, МПа; φ – угол внутреннего трения породы, град. При использовании уравнения может быть установлено, будет ли достигнут предел прочности на какой-либо площадке в условиях сложного напряженного состояния [5, с. 51] и понятие длительной прочности распространяется на сцепление по плоскостям систем дефектов [3, с. 42].

Проведенные исследования [6, с. 52] показывают, что учет критерия Кулона-Мора в расчетах позволяет качественно и с большой точностью моделировать разрушения горных пород, а следовательно, и разрушения пород долотами РСД.

Список литературы:

1.Шиповский И. Е. Реализация контактного взаимодействия инструмента с горной породой при численном моделировании // Динамические системы. Вып. 17. Симферополь: ТКУ, 2001. С. 166–171.

2.Фадеев А. Б. Метод конечных элементов в геомеханике. М.: Недра, 1987. 221 с.

3.Оловянный А. Г. Механика горных пород. Моделирование разрушений. СПб.: ООО

«Издательско-полиграфическая компания «Коста», 2012. 280 с.

4.Шиповский И. Е., Костандов Ю. А., Локшина Л. Я. Задача о взаимодействии инструмента с породой в обобщенной упругопластической постановке // Динамические системы. Вып. 18. Симферополь: ТНУ, 2004. С. 144–153.

5.Кочарян Г. Г. Деформационные процессы в массивах горных пород. М.: МФИТИ, 2009. 378 с.

6.Касьян Н. Н., Сахно И. Г., Негрей С. Г. Моделирование структурно-неоднородных массивов горных пород с применением метода конечных элементов // Научный вестник НГУ. 2008. № 5. С. 49–52.

197

Секция 3

Технико-технологические решения по восстановлению скважин бездействующего фонда в условиях низкого пластового давления методом бурения боковых стволов на месторождениях севера Тюменской области

Штоль А. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

На месторождениях севера Тюменской области увеличивается фонд бездействующих скважин, требующих капитального ремонта.

Одним из наиболее эффективных способов, обеспечивающих восстановление бездействующих скважин, является перенос забоя в наиболее эффективную зону объекта разработки путем строительства бокового ствола.

За период длительной разработки месторождений значительно уменьшились пластовые давления в продуктивных пластах, но сохранились первоначальные параметры в вышележащих горизонтах, которые характеризуются аномально высокими поровыми и нормальными пластовыми давлениями. Это требует разработки новых техни- ко-технологических решений при строительстве бокового ствола.

Анализ текущих геолого-технических условий на Уренгойском

иЯмбурском месторождениях показывает, что:

––в эксплуатационных объектах валанжинских отложений

(пласты БУ8-БУ14) пластовые давления снижены на 55–60 % относительно первоначальных;

––газонефтеводоносные вышележащие пласты (АУ10-БУ6) сохранили свои первоначальные параметры (нормальные пластовые давления);

––в разрезе присутствует глинистый пласт («шоколадные» глины), расположенный над кровлей основных продуктивных объектов и характеризующийся высоким поровым давлением (коэффициент аномальности 1,25–1,28);

––продуктивные пласты (БУ8-БУ14) разделены глинистыми покрышками различной толщины, которые также содержат высо-

кие поровые давления, коэффициент аномальности в которых достигает 1,12.

Отправной точкой для проектирования конструкций боковых стволов является глубина зарезки бокового ствола, которая может находиться выше (преимущественно для скважин на пласты от БУ8 до БУ11) или ниже «шоколадных» глин (для скважин на пласты от БУ11 до БУ14).

198

Строительство скважин

По совокупности параметров, включающих пластовые и поровые давления, траектории боковых стволов, условия вскрытия и глубины залегания продуктивных пластов, рекомендуются следующие варианты технологий бурения и конструкций боковых стволов:

––При расположении глубины зарезки бокового ствола ниже «шоколадных» глин бурение осуществляется с раствором на углеводородной основе (РУО) плотностью 1030 кг/м3, что обеспечивает устойчивость горных пород и предупреждение поглощений, а крепление бокового ствола осуществляется хвостовиком с фильтром диаметром 114 мм с цементированием выше фильтра.

––При расположении глубины зарезки бокового ствола выше «шоколадных» глин бурение необходимо проводить на глинистом растворе плотностью от 1140 до 1160 кг/м3 (для преду-

преждения обвалообразования и газонефтеводопроявлений) с мероприятиями по предупреждению поглощений раствора в непродуктивных пластах с аномально низкими пластовыми давлениями. Для обеспечения удовлетворительных условий вскрытия продуктивного пласта горизонтальным стволом в конструкции предусматриваются цементируемая потайная колонна диаметром 114 мм до кровли эксплуатируемого объекта и последующее бурение из-под башмака на РУО плотностью 1030 кг/м3 и спуск фильтра диаметром 73 мм.

–– Для нефтяных скважин с вертикальным вскрытием пласта и интенсификацией притока методом гидроразрыва бурение бокового ствола производится на глинистом растворе плотностью от 1140 до 1160 кг/м3 с блокированием поглощающих пластов, цементированием хвостовика на всю глубину спуска с последующей перфорацией.

По данным технико-технологическим решениям разработана проектная документация и в настоящее время осуществляется ремонт скважин методом зарезки бокового ствола. По результатам освоения дебит скважин составляет от 100 до 215 тыс. м3/сутки.

199