ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ

Расчетный ресурс зубчатой передачи, практически соответствует значению межремонтного периода буровой лебедки У2-5-5, равному 8100 часов по данным [5], что наглядно говорит о необходимости ее ремонта или замены уже после первого межремонтного цикла.

Таким образом, применяемые методы обработки зубчатых колес не удовлетворяют требованиям к долговечности и не могут обеспечить достаточной надежности детали.

Одним из способов, которым можно добиться повышения износостойкости зубчатых колес является предложенный и разработанный автором метод поверхностного пластического деформирования с образованием регулярных микрорельефов [6]. Поскольку этот метод обработки не требует предварительного нагрева детали, он обладает целым рядом преимуществ. В результате холодной пластической деформации изменяются свойства металла: повышается прочность, электросопротивление, снижается пластичность, плотность, коррозионная стойкость. В поверхностном наклепанном слое увеличивается плотность дефектов кристаллической решетки, может изменяться форма и ориентация зерен. В поверхностных слоях создаются сжимающие напряжения, тормозящие зарождение и развитие трещин. Обработка может быть эффективна для сталей различного состава и после различной термической обработки.

Положительный эффект на увеличение износостойкости оказывает уменьшение фактической площади контакта зубьев, за счет исключения из зацепления площади материала равной фактической площади нанесенных канавок. Кроме того, канавки, выполняя роль смазочных карманов на рабочих поверхностях зубьев, обеспечивают постоянный доступ смазочного материала на поверхность трения, а образованный микрорельеф, благодаря динамике работы передачи способствует возникновению и поддержанию на всем периоде работы гидродинамического режима трения. Таким образом, фактически разграничивается непосредственный контакт материалов зубчатых колес, а трение обуславливается только вязкостными свойствами смазочного материала.

После анализа существующих способов нанесения регулярного микрорельефа на рабочие поверхности зубьев зубчатых колес, была разработана модель модернизированного зубошевинговального станка со специальной оснасткой, приспособленной для обработки зубчатых колес.

В качестве базового был выбран зубошевинговальный станок производства РФ серии 5706 с горизонтальной осью. В качестве оснастки используется специально разработанный шевер, представляющий из себя

21

сборный механизм. Корпус шевера, выполненный методом листовой штамповки, представляет из себя крышку предохраняющую выпадение деформирующих элементов. Материал крышки – углеродистая сталь СТ20

ГОСТ 1050–88.

Общий вид шевера представлен на рис. 1. На рис. 2 устройство и принцип регулирования геометрических характеристик. В качестве деформирующих элементов применяются стандартные шарики подшипников из стали ШХ–15 ГОСТ 3722–81. Диаметр шариков 3 мм. Шарики опираются на специальную опорную плиту из антифрикционного материала для уменьшения трения. Две плиты, установленные относительно центральной оси могут перемещаться по направляющим платформы. В качестве сепаратора используются две призмы, трапецеидальной формы, соосно закрепленные на центральной оси, имеющие возможность вращения вокруг оси с фиксацией положения. Вращения призм сепаратора осуществляется резьбовым соединением с помощью гаечного ключа. Изменяя угол φ, добиваются необходимого положения деформирующих шариков в рабочем положении.

Рис. 1. Общий вид шевера

В процессе работы, шевер закрепляется в направляющих станка, которым от приводного двигателя сообщается два вида движения – осцилляционноеи продольноев направлении линии зуба обрабатываемой заготовки.

Деформирующие шарики, вдавливаясь в боковые поверхности зуба обрабатываемого зубчатого колеса, за счет суммирования собственного вращательного движения, осцилляционного и продольного движения шевера образуют системы синусоидально расположенных канавок. Шарики расположены в два ряда со смещением второго ряда на расстояние δ от первого. Таким образом, за один продольный заход шевера образуется готовый регулярный микрорельеф в одной впадине зубьев заготовки, после чего, зубчатое колесо поворачивается на один зуб и обработкаповторяется.

22

Для вращения обрабатываемой заготовки и поступательного перемещения деформирующего шара используется главное и вспомогательное движение зубошевинговального станка.

Рис. 2.Общее устройство шевера:

а – исходное положение; б – рабочее положение

Как видно из рисунка, разработанный шевер обладает широким диапазоном регулируемых геометрических размеров. Минимальный размер обрабатываемой заготовки определяется габаритами изделия, максимальный – размерами сепаратора за счет изменения угла φ.

Список литературы

1.Алексеевский Г.В. Буровые комплексы Уралмашзавода. – 3-е изд., пере-

раб и доп. – М.: Недра, 1981. – 528 с.

2.Авербух Б.А. и др. Ремонт и монтаж бурового и нефтепромыслового обо-

рудования. –М.: «Недра», 1976. – 368с.

3.Крагельский И.В. Основы расчетов на трение и износ. – Машинострое-

ние, 1977.

4.Дроздов Ю.Н. Трение и износ в экстремальных условиях: справочник. – Москва.: Машиностроение, 1986.

5.Кузнецов В.С. Обслуживание и ремонт бурового оборудования. –М.: «Недра», 1973, 344 с.

6.Шнейдер Ю.Г. Эксплуатационные свойства деталей с регулярным микрорельефом. – 2-е изд. –Л.: Машиностроение, 1982.

23

ЛИКВИДАЦИЯ ПРИТОКА ПОДОШВЕННЫХ ВОД

ВНЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ

СИСПОЛЬЗОВАНИЕМ УСТАНОВКИ «НЕПРЕРЫВНАЯ ТРУБА»

Леонтьев Д.С., Кустышев А.В., Сипина Н.А.,

Тюменский государственный нефтегазовый университет, г. Тюмень

Колтюбинговые технологии – одни из перспективных и прогрессивно развивающихся направлений специализированного оборудования для нефтяной и газовой промышленности в Мире (в том числе и в России). Такие технологии основаны на использовании гибких насоснокомпрессорных труб (ГНКТ), которые заменяют традиционные бурильные трубы (или НКТ) при проведении капитального ремонта нефтяных и газовых скважин.

Технология была изобретена еще в 50-е годы 20 столетия, однако применять ее стали лишь в конце 80-ых [1].

Косновным преимуществам использования колтюбинговых технологий следует отнести:

• возможность осуществления работ в нефтяных и газовых скважинах без их предварительного глушения;

• обеспечение герметичности устья скважины на всех этапах выполнения внутрискважинных операций;

• безопасность проведения спуско-подъемных операций (СПО);

• значительное улучшение условий труда работников бригад капитального ремонта при выполнении всего комплекса операций;

• сокращение времени при спуске и подъеме внутрискважинного оборудования на проектную глубину;

• обеспечение возможности бурения, спуска забойных инструментов

иприборов, а также выполнения операций подземного ремонта в горизонтальных скважинах и боковых стволах с горизонтальным окончанием;

• отсутствие необходимости освоения и вызова притока скважин;

• соблюдение более высоких требований в области экологии при проведении всех операций по ремонту и бурению скважин, в частности за счет меньших размеров комплексов оборудования для этих целей по сравнению с традиционными;

• потенциально высокий экономический эффект в результате применения колонн гибких труб как при ремонте, так и при проведении буровых работ;

Косновным недостаткам использования колтюбинговых технологий следует отнести:

• в связи с существующим максимальным проходным диаметром и проблемами усталостного износа диаметр ГНКТ обычно ограничивается диапазоном 31,7-38 мм. Это приводит к ограничению производительности

24

закачки в скважину (до 160-400 л/мин) с применением смазывающих добавок;

•при правильной оснастке инжекторной головки максимальное рабочее давление на устье скважины составляет 24,5 МПа. Для более высоких значений этого давления требуется применение более толстостенных труб и направляющего желоба с увеличенным радиусом;

•для ограничения усталостного износа рекомендуется, чтобы максимальное рабочее давление закачки в скважину не превышало 35 МПа;

•вследствие усталостного износа, приводящего к деформации попе-

речного сечения и появлению осевой нагрузки, критическая нагрузка смятия должна быть ограничена в пределах 21-28 МПа;

•рекомендуемая максимальная глубина спуска труб в скважину составляет не более 5500 м;

•с увеличением диаметра и толщины стенки ГНКТ максимальная вместимость барабана ограничивается в связи с существующими правилами и нормами транспортировки габаритных грузов;

•невозможность использования вращения колонны. Из-за этого для бурения основной скважины чаще используют традиционные установки, хотя существуют проекты бурения с помощью колтюбинга (Coiled tubing drilling), в том числе вращающегося (Rotating coiled tubing) или TTRD.

Анализ проблем и применяемых технологий ликвидации притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах.

На завершающей стадии разработки месторождений по мере снижения пластового давления в продуктивную часть залежи начинают внедряться подошвенные воды. Первоначально к забою скважины подошвенная вода начинает подтягиваться в виде водяного конуса, а по мере подъема водонефтяного контакта (ВНК) или газоводяного контакта (ГВК) вода подойдет к забою и через перфорационные отверстия интервала перфорации войдет в ствол скважины и начнет постепенное скапливание жидкости на забое и ее медленный подъем по стволу, перекрывая интервал перфорации, не давая нефти (газу) поступать из скважины на поверхность. Скважина обводняется, и добыча из нее прекращается. Для восстановления добычи из скважины необходимо проводить водоизоляционные работы, например, закачивать через необводнившиеся перфорационные отверстия или вновь образованные отверстия водоизолирующие композиции с созданием водоизоляционного экрана.

Чаще всего при изоляции притока пластовых вод проводят закачивание в водопроявляющую часть пласта цементного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания цементного раствора [2].

Недостатком такого способа изоляции притока пластовых вод является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами

25

которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, причем неизбежно загрязнение необводнившейся нефтепроявляющей части пласта из-за попадания в нее цементного материла при проведении водоизоляционных работ.

Известен способ изоляции притока подошвенных вод, включающий закачивание в водопроявляющую часть пласта цементного раствора под давлением и выдержку скважины на время схватывания цементного раствора [3].

Недостатком этого способа является недостаточный радиус водоизоляционного экрана, за пределами которого подошвенная вода обойдет водоизоляционный экран и обводнение скважины продолжится, а также неизбежное загрязнение необводнившейся нефтегазопроявляющей части пласта из-за попадания в нее цементного материла при проведении ВИР.

Для селективной изоляции водопритоков, в том числе подошвенных, межпластовых и подтянутого конуса обводненности в РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина разработан безводный тампонажный раствор на углеводородной основе (БТРУО), который представляет собой суспензию цемента с композицией поверхностно-активных веществ (ПАВ) в специальной углеводородной жидкости. После попадания в водосодержащую среду происходит замещение углеводородной жидкости на воду, БТРУО превращается в густую пасту, а затем в высокопрочный и малопроницаемый цементный камень (прочность на сжатие достигает 27 МПа). Без контакта с водой раствор не густеет, не расслаивается и сохраняет свои свойства бо-

лее 10 ч. [4].

Следует отметить, что успешность технологий по ограничению водопритоков и повышению продуктивности скважин по нефти или газу определяется тем, насколько выбранный механизм их реализации соответствует механизму возникновения водопроявлений.

Изоляционный состав должен обладать селективностью, обеспечивающей избирательное снижение проницаемости лишь водонасыщенной части пласта при закачивании изолирующих реагентов по всей его толщине, при этом проницаемость по нефти (газу) не должна снижаться [5].

Известно, что методы, направленные на ограничение притока вод в добывающих скважинах, основаны на применении водоизолирующих композиций из нескольких химических реагентов, каждый из которых имеет свои специфические свойства. При этом ассортимент химических реагентов для ограничения водопритоков можно разделить на два класса – водоизолирующие и вспомогательные [6].

Водоизолирующие продукты играют главную роль при образовании закупоривающего материала. В зависимости от физико-химического процесса образования закупоривающего материала все водоизолирующие продукты делятся на три класса: осадкообразующие, гелеобразующие и отверждающиеся. Причем такие материалы, как полимеры кислот акрило-

26

вого ряда, относятся и к первому, и ко второму классам. Вспомогательные продукты выполняют роль отвердителей, осадителей, стабилизаторов, наполнителей или модификаторов, регулирующих физико-химические и эксплуатационные свойства водоизолирующих составов [5,6].

При этом предпочтение при проведении водоизоляционных работ следует отдавать материалам и методам селективного действия. Однако и селективные технологии не обладают абсолютной избирательностью. Показателем селективности метода является степень его избирательного снижения продуктивности обводненных интервалов по сравнению с нефтегазонасыщенными. Чем больше степень снижения притока пластовых вод, тем выше селективность метода [5].

При проведении изоляционных работ с помощью ГНКТ к тампонирующим растворам предъявляются следующие требования [5,6]:

•смесь должна обладать хорошей текучестью и сохранять это свойство в процессе закачивания и продавливания в пласт;

•раствор должен обладать минимальной водоотдачей для предотвращения преждевременного загустевания;

•раствор должен быть седиментально стабильным, чтобы в нем в состоянии покоя не образовывались каналы, заполненные дисперсионной средой;

•сопротивление неподвижного раствора фильтрации пластовых вод должно быть по величине не менее избыточных пластовых давлений, а также перепада давлений между близко расположенными проницаемыми горизонтами в скважине;

•сроки схватывания должны легко регулироваться, чтобы начало схватывания смеси превышало время всей операции по закачивании ее в пласт на 10-15 мин;

•смесь должна быть устойчива к разбавлению пластовыми водами, иметь высокие значения структурно-механических свойств;

•смесь должна сохранять стабильность при температуре и давлении скважины на время проведения водоизоляционных работ.

Поэтому перед авторами была поставлена задача – разработать технологию c целью ликвидации притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах, обладающей селективным действием и повышающей эффективность изоляции притока вод в добывающей скважине с сохранением нефтегазонасыщенной толщины пласта.

Стандартная технология проведения работ по ликвидации притока подошвенных вод с использованием установки «непрерывная труба»

Применяемые оборудование и материалы: колтюбинговая установка,

цементировочный агрегат, емкость для раствора, цементный раствор. Описание технологии: колонна гибких труб опускается до интервала

перфорации, подлежащего изоляции. Если этот интервал находится высоко

27

над забоем, предварительно устанавливается цементный мост, который после выполнения работ разбуривается.

Перед выполнением работ скважина заполняется технической водой. Через ГНКТ выполняют закачивание расчетного объема цементного раствора таким образом, чтобы интервал перфорационных отверстий, подлежащих глушению, был полностью им заполнен. При этом задвижка, соединяющая полость лифтовых труб, должна быть открыта.

После прокачки раствора и вытеснения его из полости ГНКТ последняя поднимается. Задвижка, соединяющая полость лифтовых труб с линией сбора продукции скважины, закрывается, и в скважину закачивается технологическая жидкость (обычно техническая вода). Давление в полости скважины поднимают до расчетного уровня, обеспечивающего продавливание цементного раствора в перфорационные отверстия. После выдержки в течении 15-30 мин. гибкую трубу опускают до забоя и начинают промывку цементного раствора, оставшегося в полости скважины.

После промывки полости скважины от остатков ГНКТ извлекается из скважины, и в скважине создается избыточное давление, исключающее выдавливание цементного раствора из изолируемых полостей. После окончания процесса твердения раствора скважина опрессовывается для проверки качества выполнения работ.

Ограничения, которые следует учитывать при гидравлических расчетах гибких труб [10]

Рассмотрим уравнение, описывающее распределение давлений в циркуляционной системе колтюбинговой установки:

где Рз – забойное давление, Па; Рн – давление нагнетания, Па; Ргст – гидростатическое давление на глубине спуска ГТ, Па; ∆Р – суммарные гидравлические потери, Па.

Особенностью гидравлического расчета циркуляционной системы колтюбинговой установки является то, что за счет малого проходного сечения гибких труб (38,1÷44,5 мм) в них создаются значительные гидравлические потери давления. При этом они практически не зависят от глубины скважины – это обусловлено особенностью конструкции колтюбинговых установок, которая предусматривает прокачивание технологических жидкостей через всю колонну ГТ, в том числе и через ту ее часть, которая намотана на барабан. Дополнительные гидравлические сопротивления, обусловленные искривлением намотанной на барабан части трубы, малы в связи с большой величиной отношения диаметра барабана к диаметру трубы, поэтому ими можно пренебречь.

28

Гидравлические потери складываются из потерь по длине трубы, обусловленные трением, и потерь на местные сопротивления, которые имеются в узлах обвязки манифольда колтюбинговой установки, в местах сращивания ГТ, а также в компоновке низа ГТ.

Потери давления на гидравлические сопротивления в трубах цилиндрического сечения описываются уравнением:

(2)

где λ – коэффициент гидравлического сопротивления Дарси; ρ – плотность раствора, кг/м3; L – длина ГТ, м; Q – объемный расход, м3/с; d – внутренний диаметр гибкой трубы, м.

Коэффициент гидравлического сопротивления Дарси зависит от типа и свойств применяемых жидкостей. На величину оказывают влияние два безразмерных параметра: число Рейнольдса, определяющее режим течения жидкости, и относительная шероховатость внутренней поверхности трубы. С этими известными значениями, коэффициент гидравлического сопротивления Дарси может быть определен с помощью метода последовательных приближений из уравнения Колбрука:

(3)

где ε – шероховатость внутренней поверхности трубы, м.

Потери давления в местных сопротивлениях определяются уравне-

нием:

(4)

где ξ – коэффициент местных сопротивлений.

Решая уравнения (1), (2) и (4) получаем выражение, описывающее распределение давлений в циркуляционной системе колтюбинговой установки:

(5)

Из приведенного уравнения видно, что на давление нагнетания оказывают влияние плотность прокачиваемой жидкости, общая длина и диаметр ГНКТ, глубина спуска трубы в скважину, расход жидкости, компоновка низа ГНКТ и величина гидростатического давления. Если гидростатическое давление превысит суммарную величину потерь, то правая часть уравнения примет отрицательное значение, т.е. перестанет выполняться условие прокачиваемости.

Выводы: В настоящее время колтюбинговые технологии являются прогрессивно развивающимся направлением в области капитального ремонта нефтяных и газовых скважин в России. Одним из перспективных

29

направлений применения ГТ в Западной Сибири является ликвидация притока подошвенных вод.

На завершающей стадии разработки месторождений по мере снижения пластового давления в продуктивную часть залежи начинают внедряться подошвенные воды. Скважина обводняется, и добыча из нее прекращается.

При проведении водоизоляционных работ следует отдавать материалам и методам селективного действия. Однако и селективные технологии не обладают абсолютной избирательностью. Показателем селективности метода является степень его избирательного снижения продуктивности обводненных интервалов по сравнению с нефтегазонасыщенными. Чем больше степень снижения притока пластовых вод, тем выше селективность метода

Поставленная перед авторами поставлена задача по разработке технологии ликвидации притока подошвенных вод в нефтяных и газовых скважинах выполнена. Предложенная технология обладает селективным действием и повышающей эффективность изоляции притока вод в добывающей скважине с сохранением нефтегазонасыщенной толщины пласта.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении радиуса водоизоляционного экрана (до 100 м) и отсрочки времени обводнения скважины.

В настоящее время подана заявка на патент на изобретение.

Список литературы

1.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.

2.Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин /

Амиров А.Д. и др.- М.: Недра, 1979.- С. 238-241.

3.2-Патент РФ № 2127807 Е 21 В 43/32.

4.Официальный интернет-сайт журнала «Время колтюбинга»: www.cttimes.org.

5.Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учеб. пособ. / И. И. Клещенко, Г. П. Зозуля, А. К. Ягафаров. – Тюмень:

ТюмГНГУ, 2010. – 344 с.

6.Кустышев, А. В., Ю.В. Ваганов Изоляция притока пластовых вод с помощью колтюбинговой установки на газовых месторождениях Западной Сибири / //

Времяколтюбинга. – 2013. – № 2. – С. 30-36.

7.Ремонт нефтяных и газовых скважин / Под ред. Ю.А. Нифонтова. – С.- Пб.: АНО НПО «Профессионал», 2005.- 914 с.

8.Пат. 2247224 РФ. Е 21 В 33/13. Способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины / С.К. Сохошко, И.И. Клещенко, А.П. Телков, А.К.

Ягафаров, Ю.В. Сухачев и др. (РФ).- № 2002112144, заяв. 06.05.02; опубл. 20.11.05,

бюл. № 6.

30