Опыт применения расширяющихся систем для ликвидации интервалов негерметичности эксплуатационных колонн в ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»

Россия является одним из мировых лидеров по добыче жидких углеводородов (нефти и газового конденсата), добыв в 2014 г. 526,74 млн тонн [1], при этом ВИНК страны добыли 441,75 млн т, что составило 82,3% от общего уровня добычи. В табл. 1 отражены основные результаты работы ВИНК за 2014 год [1].
Как следует из табл. 1, лидером по добыче нефти и газового конденсата с показателем 190,9 млн т является ОАО «НК «Роснефть», на втором месте – ОАО «ЛУКОЙЛ», добывший чуть более 86,5 млн т, на третьем – ОАО «Сургутнефтегаз», добывший чуть более 61,4 млн т. Три эти компании обеспечили в 2014 г. добычу более 64,3% российской нефти и газового конденсата. На балансе этих компаний – более 87 тыс. скважин, что составляет чуть более 59,5% от фонда нефтяных скважин РФ, дающих продукцию. То есть скважинная добыча у компаний – лидеров осуществляется большими темпами, чем в среднем по России, что является результатом планомерной и долговременной работы по внедрению современных передовых скважинных технологий добычи нефти и конденсата.
Средний дебит добывающей скважины ВИНК РФ составляет 9 т/сут. нефти. Это позволяет приблизительно оценить потенциал прироста ежегодной добычи нефти ВИНК РФ, при условии восстановления бездействующего фонда скважин.
Для предварительной оценки количества недополученной ВИНК в 2014 г. нефти и газового конденсата проанализирован бездействующий фонд скважин по ВИНК [1], распределение которого показано на рис. 1.

Если предположить, что в результате проведенных мероприятий по КРС [2] весь бездействующий фонд скважин будет запущен в работу со средним дебитом скважин по нефти, то, из табл. 1 и рис. 1, можно экспертно оценить потери добычи нефти и конденсата по всем ВИНК РФ в 2014 г., распределение которых представлено на рис. 2.
По всем ВИНК РФ эта цифра составляет более 50 млн т, или около 10% от годовой добычи по РФ – это огромная цифра, которая, по существу, может рассматриваться как потенциал наращивания или поддержания добычи на среднесрочную перспективу.
Одной из существенных проблем, приводящих к переводу скважин в бездействующий фонд, является техническое состояние скважин, а одной из основных проблем – возникновение негерметичностей эксплуатационных колонн (НЭК), возникающих, как правило, из-за [3]:
• Свищей;
• Негерметичностей муфтовых и резьбовых соединений ЭК, переводных патрубков и других элементов конструкции колонны;
• Трещин по образующей и по окружности ЭК;
• Смятий и смещений ЭК;
• Открытых зон перфорации;
• Коррозионного износа и критического утончения стенок эксплуатационной колонны.
По разным оценкам, от 17% до 37% скважин из бездействующего фонда подвержены этим нарушениям [4]. Оценка потерь добычи нефти и газового конденсата из-за НЭК проводилась авторами исходя из 17% бездействующего фонда, а также того, что в результате проведенных ремонтов по ликвидации НЭК скважины будут выведены только на 50% от среднего дебита скважин по нефти. В результате сделанных допущений мы можем оценить, что потери ВИНК России из-за НЭК составляют около 4,3 млн т ежегодно, а распределение бездействующего фонда скважин из-за НЭК и потери добычи нефти по ВИНК в 2014 г. показано на рис. 3.
Таким образом, можно утверждать, что проблема ликвидации НЭК является особо актуальной технико-технологической задачей для всех ВИНК России, решение которой поможет с минимальными затратами увеличить добычу нефти и газового конденсата.
Для решения этой задачи специалистами ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и ООО «НьюТек Сервисез» в декабре 2014 – марте 2015 гг. были проведены опытно-промышленные работы на трех скважинах ТПП «Повхнефтегаз» с использованием расширяющейся системы «MaxWell» компании «Mohawk Energy», принципиальная схема установки которой показана на рис. 4.
Использование расширяющейся системы «MaxWell» предполагает:
• Изготовление расширяющихся труб из специальных сортов вязко-пластичных сталей, повышающих надежность труб при расширении;
• При наращивании системы при спуске в скважину используется специальное резьбовое соединение, сохраняющее механическую целостность и герметичность после расширения;
• Возможность расширения изолирующих труб и резьбовых соединений до 30% от их первоначального (транспортировочного) размера;
• Использование специального полимерного состава, покрывающего внутреннюю и внешнюю стороны труб и обеспечивающего низкие коэффициенты трения и высокую устойчивость к коррозии;
• Использование в ЭК диаметром от 4,5” до 16” с использованием расширяющихся систем от 3,5” до 13 3/8” (в транспортировочном состоянии).
В табл. 2 приведены параметры до и после установки расширяющейся системы для самых распространенных типоразмеров ЭК в России.

Преимуществами расширяемых систем являются:
• Срок службы расширяющейся системы соизмерим со сроком службы скважины;
• Длина расширяющейся системы не ограничена;
• Возможность установки в нескольких интервалах ЭК (снизу вверх);
• Максимальная температура использования системы (до 150 °C);
• Максимально допустимое давление на смятие (до 250 атм.);
• Максимально допустимое давление на «разрыв» (до 450 атм.);
• Максимально допустимая нагрузка (до 50 т);
• Система является извлекаемой;
• Коррозионная устойчивость (кислота, УВ, сероводород).

Последовательность операций по установке расширяющейся системы приведена на рис. 5.
Как следует из рис. 5, основной принцип установки расширяемой системы – гидромеханический, когда одновременно используются давление насосного агрегата и натяжение подъемника. Это является существенным преимуществом данной системы, так как позволяет использовать типовое для российских бригад КРС оборудование: агрегаты типа А-60/80, ЦА-320 и НКТ из стали группы проч­ности Д.

Подготовка скважины, спуск
и активация расширяющейся системы

Подготовительные работы на скважине также являются стандартными для КРС и включают в себя следующие операции:
• инспекцию устьевого оборудования и агрегатов;
• профилеметрию ЭК;
• райбирование ЭК;
• дефектоскопию ЭК;
• определение места негерметичности ЭК геофизическими методами.
Далее выполняются следующие операции по установке расширяющейся системы:
1. Сборка и спуск расширяющейся системы. После опрессовки ЭК, НКТ, поверхностного оборудования выполняются монтаж и спуск компоновки труб в скважину (с использованием роторных клиньев, безопасного хомута, подъемного патрубка и фальш-ротора) в следующем порядке:
• узел запуска расширяющего конуса (лончер);
• нижнее герметизирующее уплотнение;
• расширяющиеся трубы;
• верхнее герметизирующее уплотнение;
• воронка.
После этого производятся навинчивание безопасного переводника на трубку НКТ и спуск внутрь расширяющихся труб. Перед последней трубкой НКТ, которая будет находиться внутри расширяющейся системы, устанавливается шламоотражающий экран.
2. После сброса пробки и ее посадки в седло башмака фиксируется давление «стоп», после чего сразу же начинается процесс расширения:
• лончер и нижняя часть уплотнения (давлением);
• резиновые элементы нижнего герметизирующего уплотнения (повышенным давлением и малым натягом НКТ);

• расширяемые трубы (совместно натягом и давлением);
• резиновые элементы верхнего герметизирующего уплотнения (повышенным давлением и малым натягом НКТ);
• верхняя часть уплотнения и воронка (увеличенным натягом и пониженным давлением).
3. После выхода спускового инструмента из воронки производится опрессовка расширяющейся системы давлением 100 атм. в течение 30 мин.
4. Производится разбуривание башмака расширяющейся системы, после чего проводятся геофизические исследования для определения качества выполненных работ.
Результаты опытно-промышленных работ на скважинах

Опытно-промышленные работы были проведены на трех скважинах ТПП «Повхнефтегаз» при участии компании-подрядчика «КРС Евразия». При проведении работ использовался подъемный агрегат А-60/80, насосный агрегат основной – ЦА 320, насосный агрегат резервный – СИН 700, НКТ диаметром 73 мм, группа прочности марки К.
Согласно техническому заданию все три скважины находились в бездействующем фонде из-за зон НЭК в водоносных пластах верхнего и нижнего мела. Основной причиной НЭК являлся коррозионный износ ЭК.
В качестве примера ниже приведены данные по одной из трех отремонтированных скважин – скважине №3:
– Состояние скважины – остановлена с 2014 г., максимальный дебит по КП – 250,0 м³/сут, обводненность – 100%;
– После получения результатов ГИС (профилеметрии и профиля притока), для перекрытия НЭК в интервале 1881,3 – 1884,0 м и интервалов возможных дефектов ЭК 1874,1 – 1895,0 м (по данным интерпретации ЭМДС), было принято решение об установке пластыря длиной 62,95 м (лончер – 1,45 м, нижнее уплотнение – 5,23 м, 9 труб, общей длиной 50,09 м, верхнее уплотнение – 5,87 м, воронка – 0,3 м;
– По результатам ГИС пластырь установлен в интервале 1856 – 1915 м (59 метров). В процессе расширения длина пластыря уменьшается примерно на 5% от первоначальной длины в нерасширенном состоянии;
– Проходной диаметр пластыря после расширения – 116 мм;
– Время подготовки скважины к установке расширяющейся системы – до 10 суток, время спуска, расширки, опресовки ЭК, подъема НКТ и разбурки башмака – 3 суток;
– Состояние скважины в настоящее время – эксплуатация, дебит воды из зоны НЭК – 0 м³, дебит пластового флюида – 163 м³/сут, обводненность – 90%.
На рис. 6 приведены диаграммы ГИС до и после установки расширяющейся системы на скважине №3.

В табл. 3 даны результаты проведения опытно-промышленных работ на трех скважинах.
Как следует из табл. 3, средний дебит по нефти по данным скважинам после изоляции интервалов НЭК составил 6,3 т/сутки, что, в свою очередь, составляет ~75% от среднесуточного дебита на работающую скважину в ОАО «ЛУКОЙЛ» в 2014 г.

Выводы:
1. Преимущества технологии герметизации интервалов НЭК с помощью расширяющейся системы «MaxWell» заключаются в ее эксплуатационных характеристиках, таких как:
• высокое давление на смятие и разрыв,
• устойчивость к нагрузкам при разбурке башмака и установке пакеров,
• неограниченный интервал установки за счет резьбовых соединений,
• коррозионная и температурная устойчивость.
2. Данные характеристики позволяют исключить влияние зон НЭК в течение всего срока эксплуатации скважины.
3. Гидромеханический способ установки расширяющейся системы позволяет в практических условиях выполнять работы с использованием стандартного оборудования бригад КРС.
4. Время, затрачиваемое бригадой КРС на ремонтно-изоляционные работы с применением расширяемой системы, сопоставимо со временем проведения РИР с использованием тампонирующих составов.