Разработка технико-технологических решений по предупреждению осложнений, связанных с ограничением подвижности колонны гибких насосно-компрессорных труб в скважине
ВВЕДЕНИЕ …………………………………………………………………………………………… 4
ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ
ВЫПОЛНЕНИИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЙ С ПРИМЕНЕНИЕМ
ГНКТ …………………………………………………………………………………………………… 11
1.1. Основные ограничения применимости колтюбинговых технологий …. 11
1.2. Обзор осложнений, связанных с техническими отказами оборудования17
1.2.1. Отказы элементов поверхностного оборудования КУ ……………………… 18
1.2.2. Отказы внутрискважинного инструмента ……………………………………….. 24
1.3. Технологические осложнения, связанные с использованием ГНКТ и
основные ограничения …………………………………………………………………………… 31
1.3.1. Прихваты ГНКТ, механизмы образования ………………………………………. 32
1.3.2. Распределение отказов по технологическим операциям ………………….. 33
1.4. Роль сил трения в возникновении осложнений в герметизаторе ……….. 45
Выводы по главе 1. Определение цели и постановка задачи работы …………. 48
ГЛАВА 2. УЧЕТ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ СИЛ СОПРОТИВЛЕНИЯ
ДВИЖЕНИЮ ГНКТ В СКВАЖИНЕ В РАМКАХ РЕАЛИЗАЦИИ
АДДИТИВНОГО ПОДХОДА ………………………………………………………………. 50
2.1. Определение сил трения при движении ГНКТ через устьевой герметизатор в
колтюбинговой установке ……………………………………………………………………… 54
2.2. Анализ критических осевых усилий, способствующих продольной потере
устойчивости ГНКТ ………………………………………………………………………………. 60
2.2.1. Анализ критических осевых усилий в вертикальном стволе …………….. 61
2.2.2. Анализ критических осевых усилий в наклонном стволе …………………. 62
2.2.3. Изгиб ГНКТ на устье между инжектором и герметизатором ……………. 64
2.3. Образование газогидратных массивов на устье, как источник дополнительных
сил сопротивления ………………………………………………………………………………… 65
Выводы по главе 2…………………………………………………………………………………. 75
ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФРИКЦИОННЫХ
СВОЙСТВ УПЛОТНИТЕЛЬНОГО ЭЛЕМЕНТА ГЕРМЕТИЗАТОРА И
ОПТИМИЗАЦИЯ ЕГО КОНСТРУКЦИИ …………………………………………… 77
3.1. Условия работы и виды разрушения уплотнительных элементов
герметизатора устья скважины, недостатки существующих рецептур материала на
основе полиуретана для УЭ ……………………………………………………………………. 77
3.2. Разработка материала уплотнительного элемента с низкими фрикционными
свойствами ……………………………………………………………………………………………. 81
3.2.1. Выбор материала для исследований……………………………………………….. 81
3.2.2. Выбор наполнителей для разработки рецептур с низкими фрикционными
свойствами ……………………………………………………………………………………………. 83
3.3. Методики исследований и лабораторное оборудование ……………………… 86
3.3.1 Лабораторное оборудование и методика исследования …………………….. 86
3.3.2. Планирование эксперимента и обработка результатов исследований 100
3.4. Результаты исследований влияния компонентов твердой смазки на
истираемость и коэффициент трения полиуретанов ……………………………….. 104
3.5. Разработка новых конструкций герметизатора и уплотнительного
элемента…………………………………………………………………………117
3.5.1. Разработка новой формы уплотнительного элемента …………………….. 117
3.5.2. Разработка новой конструкции герметизатора ………………………………. 123
3.6. Результаты опытно-промышленных испытаний (ОПИ) разработанного
уплотнительного элемента в условиях скважин ЯНГКМ ………………………… 127
Выводы по главе 3……………………………………………………………………………….. 129
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ……………………………………….. 131
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ …………………………………………………………………. 133
Приложение А. Паспорт качества опытного образца уплотнительного
элемента герметизатора устья скважины ………………………………………….. 145
Приложение Б. Документы о внедрении результатов диссертационного
исследования ……………………………………………………………………………………… 146
Во введении дана общая характеристика диссертационной работы,
обоснована ее актуальность, сформированы цель и основные задачи исследования,
научная новизна, теоретическая и практическая значимость результатов, а также
основные положения, выносимые на защиту.
Первая глава посвящена аналитическому обзору осложнений, возникающих
при выполнении технологических операций с колтюбинговыми установками.
Поданнымлитературныхисточников,промысловыхнаблюдений
проанализированы причины и следствия осложнений, возникающих при
выполнении технологических операций с колтюбинговыми установками, в том
числе с депрессией на пласт.
Анализ литературы по тематике, связанной с определением причин
прихватов ГНКТ в скважине, показал, что до настоящего времени отсутствовали
полноценные исследования причин прихватов на устье в герметизаторе, которые
по своим последствиям могут быть очень опасны и проводить к потере контроля
скважины.
Из опыта эксплуатации колтюбинговых установок в ООО «Газпром
подземремонт Уренгой» был выполнен анализ осложнений, возникающих в
устьевой части скважины. Выявлено, что основной причиной приведенных в ней
осложнений является высокий коэффициент трения в уплотнительном элементе,
что приводит к возникновению аварийных ситуаций и может нарушать
технологический процесс накладывая дополнительные ограничения и приводя к
длительным простоям.
На основании выполненного аналитического обзора была определена цель и
поставлены задачи диссертационного исследования.
Втораяглавапосвященарешениюзадач,направленныхна
совершенствование методики оценки сил сопротивления в скважине за счет учета
дополнительных сил сопротивления в герметизаторе колтюбинговой установки (1
и 2 защищаемые положения).
Выявлено,чтооднимизсущественныхограниченийприменения
колтюбинговых технологий являются высокие силы трения в стволе, которые
препятствуют дохождению ГНКТ до целевых глубин, в особенности в сложных
конструкциях скважин с горизонтальным окончанием. При планировании работ в
таких скважинах важнейшей задачей становится снижение сил сопротивления.
Важно способствовать снижению всех составляющих сил сопротивления, что в
конечном итоге может способствовать снижению ограничений и рисков
возникновения осложнений.
Врамкахпоставленныхзадачбылипредварительнорассмотрены
существующие зависимости для определения силы натяжения ГНКТ у инжектора
при движении труб в скважине. Важным недостатком существующих методик
является отсутствие учета сил трения в узлах герметизации колтюбинговой
установки.
При использовании колтюбинга в скважине с герметизированным устьем, в
том числе в процессе ее углубления, вымывания песчаной пробки, контроль
величины осевой силы на нижнем конце ГНКТ затрудняется из-за трения
движущихся труб в УЭ герметизатора при его поджатии. Более того,
неконтролируемое изменение силы трения в УЭ может привести к осложнениям и
авариям и при других технологических операциях. Уплотнительный элемент
является специфическим узлом, расчет его основных элементов в технической
литературе практически не освещен.
Пример расчета по определению контактного давления на поверхности
трения Р описывается C.М. Вайнштоком, но недостатком данных расчетов является
то, что авторы относят УЭ к мягким сальниковым набивкам с принудительным
поджимом к уплотняемой поверхности. Ввиду различных физико-механических
свойств сальниковой набивки и эластичного УЭ, данный расчет не может
использоваться для получения достоверных результатов. Величину упругой
деформации ∆ , вызванной компенсацией износа, оценить невозможно, так как она
прямо пропорциональна износу, значение которого в процессе эксплуатации
неизвестно.
Такимобразом,повышениебезопасностиспускаипроведения
технологических операций с ГНКТ требуют контроля сил трения в УЭ,
основанного на их экспериментальной количественной оценке.
С целью определения сил трения в герметизаторе колтюбинговой установки,
на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении, в скважине № 12003 были
сплаированы и проведены промысловые замеры сил трения ГНКТ диаметром 38мм
в УЭ с разной степенью его износа. Использовалась установка М-20 (ООО
“Газпром подземремонт Уренгой”), оснащенная герметизатором М20.52.00.000 с
осевымподжатиемуплотнительногоэлементаРАНТ-10.25.00.010-01из
полиуретана Адипрен L-100.
В результате исследований получена зависимость (1) для вычисления осевого
давления на УЭ в момент начала его сдавливания ( ). Зависимость подтверждает
равенство сил трения ГНКТ при разной степени износа УЭ и одинаковых
давлениях в герметизаторе. Использование полученных резулльтатов позволяет
оценивать и учитывать величины сил трения между ГНКТ и УЭ в процессе
проведения технологических операций без необходимости определения текущего
износа УЭ. Для оценки средней силы трения ГНКТ в УЭ следует использовать
графические зависимости приведенные на рисунке 1, построенные без учета
текущего износа УЭ при наличии смазки и при ее отсутствии.
н( 2 − т2 )
=∙2(1)
2[ −( т +∆)2 ]
где н – давление в гидроцилиндре герметизатора, Па; – внутренний
диаметр обоймы герметизатора; Δ – увеличение внутреннего диаметра УЭ из-за
износа, м; т – внешний диаметр ГНКТ, м;
Выявлено, что смазка поверхности ГНКТ позволяет уменьшить силы трения
в УЭ не менее, чем в 2 раза.
12Без смазки y = 0,0034×2 + 0,0642x
R² = 0,9958
Со смазкой y = 0,0111×2 + 0,0706x
СИЛА ТРЕНИЯ, КН
R² = 0,9944
2
05101520253035
ДАВЛЕНИЕ, МПА
Рисунок 1 – Зависимость средней силы трения ГНКТ в УЭ от давления в герметизаторе
Полученные,врезультатепроведенияпромысловыхисследований,
зависимости позволяют оценить силы трения ГНКТ в процессе их движения через
УЭ герметизатора устья. Данные зависимости могут использоваться совместно с
программным обеспечением при моделировании работы ГНКТ в скважине, что
позволяет производить более надежное прогнозирование нагрузок.
Одним из опасных последствий прихватов ГНКТ на устье скважины является
мгновенный отказ участка ГНКТ расположенного между инжектором и
герметизатором устья скважины (катастрофический баклинг-эффект).
В процессе работы в скважине ГНКТ могут терять продольную устойчивость
под действием осевой сжимающей силы, как у забоя, так и на устье – между
инжектором и герметизатором – при спуске ГНКТ из-за наличия сопротивления
движению вниз за счет трения труб в уплотнительном элементе герметизатора,
трения о стенки скважины, либо действия избыточного давления в скважине.
Оценить возможность изгиба ГНКТ между инжектором и уплотнительным
устройством в процессе спуска труб при наличии сопротивления их движению вниз
(посадок) можно по формуле (2) для определения критического осевого
сжимающего усилия:
2
кр =,(2)
( )2
где L – длина трубы между инжектором и УЭ (для установки М 20 L= 0,45
м); µ – коэффициент приведения длины, зависящий от условий закрепления концов
рассматриваемого участка трубы.
В целях получения наименьшего критического усилия (из соображений
безопасности проведения работ при спуске ГНКТ), следует принять наибольшее из
реальных значение µ = 2 (в инжекторе труба имеет возможность небольшого
свободного бокового перемещения, а в УЭ герметизатора – углового перемещения,
как в шарнирном соединении).
Результаты расчетов по формуле (2) приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Критические осевые усилия изгиба ГНКТ на устье между инжектором и
уплотнительным устройством
Диаметр ГНКТ/толщина стенки, мм 31,75/2,7738,10/3,4044,45/3,96
Критическое осевое усилие, кН65137254
Из таблицы 1 видно, что для изгиба участка ГНКТ на устье необходимо
создать значительную осевую сжимающую силу 65 – 254 кН. Для создания
сжимающего усилия необходим упор для трубы ниже УЭ. Силы трения в УЭ,
достигающие в зависимости от наличия смазки 6 – 15 кН, недостаточны для
создания такого сжимающего усилия. То же самое можно сказать и о силах трения
ГНКТ о стенки скважины, которые обычно не превышают 20 – 25 % от веса труб в
скважине глубиной 3000 м и весе труб, диаметром 31,75 – 44,45 мм, равном 50 –
100 кН, составляют величину до 20 – 25 кН, что намного меньше указанных в
таблице 1.
Причиной изгиба и слома ГНКТ между инжектором и уплотнительным
устройством может быть прихват ГНКТ на устье и высокие силы сопротивления
спуску, какие наблюдались при работах на скважинах с высоким избыточным
давлением. Наиболее непредсказуемым и опасным является прихват вследствие
образования в герметизаторе ниже УЭ упора в виде пробки из льда, грязи, песка,
продуктов реакции из пласта и газовых гидратов.
Кривая равновесных условий начала образования гидратов для метана
приведены на рисунке 2.
ТЕМПЕРАТУРА, С
0Зона гидратообразования
-5 051015202530354045
-10
-15
-20
ДАВЛЕНИЕ, МПА
Рисунок 2 – Кривая равновесных условий начала образования гидратов для метана
Из рисунка 4 видно, что с увеличением давления и понижением температуры
повышается вероятность образования ГГ из метана, однако при низких
температурах, повышение давления мало влияет на процесс гидратообразования.
В случае проведения технологических операций колтюбинговой установкой,
при равновесных условиях начала образования гидратов (гидратный режим),
незначительные отклонения параметров могут привести к интенсивному росту
гидратов, что может повлечь за собой осложнения и аварии, обусловленные,
главным образом, прихватом ГНКТ.
Установлено, что при недостаточной герметичности под уплотнителем
возникаетприхватоопасныйучастокlгг (рисунок6).Этообусловлено
подтягиванием к застойной зоне скважинных включений, продуктов реакции и
воды вследствие нарушения герметичности из-за износа УЭ и образования зазора.
В зазоре между УЭ и ГНКТ происходит снижение устьевого давления до
атмосферного,чтосвидетельствуетонеобходимостиучетапроцесса
дросселирования при вычислении температуры сжатого потока, так как вследствие
эффекта Джоуля-Томсона возможно снижение температуры потока ниже точки
росы, и изменение агрегатного состояния газа.
На практике часто используют следующее выражение для определения
температуры с учетом дроссель-эффекта:
2 = 1 − ( 1 − 2 )(3)
где: T1,T2 – температура газа до и после дросселирования, град; P1,P2 –
давление газа в тех же условиях, атм; D – коэффициент адиабатного дроссель-
эффекта (Джоуля-Томсона), град/атм, для углеводородных природных газов он
имеет порядок 0,3 град/атм
При таких условиях допускается образование газовых гидратов в зазоре УЭ
и под ним. Так как сталь имеет высокую теплопроводность происходит охлаждение
прилегающих к УЭ элементов, и как следствие самого уплотнителя. В качестве
примера рассмотрены термобарические условия при производстве работ по
освоению с ГНКТ в скважине №30501 ЯНГКМ (точка А на рисунке 5).
Разгерметизация УЭ способствует образованию локальных термобарических
условий,которыерасположенысправа,снизуотравновеснойкривой
гидратообразования(точкаBнарисунке3),вследствиечегогидрат,
образовавшийся в этих условиях, оказывается устойчивым.
15
ТЕМПЕРАТУРА, С
0А
-5 051015202530354045
B
-10
-15
-20
ДАВЛЕНИЕ, МПА
Рисунок 3 – Термобарические условия скважины 30501 ЯНГКМ
В итоге образуется плотная пробка, способная привести к прихвату ГНКТ с
риском ее отказа под действием толкающего усилия инжектора.
По предварительным оценкам гидрат может занимать пространство от
нижнего торца уплотнителя до крестовины фонтанной арматуры (рисунок 4) и его
длина равна:
гг = б.з + ПВО + герм ,(4)
где б.з –высотабуфернойзадвижки; ПВО–высотапревентора
колтюбинговой установки; герм – высота герметизатора под УЭ.
На ликвидацию участка гидратообразования требуется в среднем 20 часов,
что влечет за собой простои и нарушение технологического процесса.
Можно заключить, что интенсивное изнашивание УЭ при подъеме ГНКТ из
скважины приводит к образованию утечки, которая, в свою очередь, создает
благоприятные условия для прихвата ГНКТ в зоне ПВО.
На основании проведенных исследований выявлено, что основной причиной
осложнений связанных с герметизатором является высокий коэффициент трения в
УЭ. Вследствие чего сделан вывод о необходимости создания УЭ, с лучшими
фрикционнымисвойствамиматериалаисовершенствованияконструкции
герметизатора и УЭ для минимизации дополнительных сил сопротивления и
долговременной, относительно существующей, их герметичности.
1 – УЭ; 2 – ПВО; 3 – ГНКТ; 4 – газовый гидрат; 5 – буфер фонтанной арматуры
Рисунок 4 – Схема смонтированного на фонтанной арматуре противовыбросовго
оборудования колтюбинговой установки
В третьей главе описывается процесс проведения экспериментальных
исследованийфрикционныхсвойствиподборадобавокврецептуры
износостойкого материала (полиуретана) для УЭ герметизатора и оптимизации
его конструкции (защищаемое положение 3).
Определено что реализуемые мероприятия по снижения сил трения ГНКТ в
герметизаторе имеют низкую эффективность, в связи с чем предложен новый метод
снижения коэффициента трения f материала УЭ за счет введения порошков твердой
смазки.
Введение твердых смазок обычно ослабляет материал основы, так как они
имеют низкую адгезию и не обеспечивают прочной связи с матричным полимером.
Следовательно, ослабление материала может снизить долговечность. Поэтому
важной проблемой является подбор типа наполнителя и его процентное
содержание.
Предназначенные к испытанию на изнашивание образцы стандартной формы
из эластичного материала (полиуретан ЭП СКУ ПТ-74) изготавливались в ООО
«Производство «Эластопласт» в г.Пермь. Для изготовленных образцов были
определены физико-механические характеристики.
Испытания проводились в лабораторных условиях при температуре 25℃ с
использованиемкомплексаиспытательногооборудования,включающего
испытательную установку Инстрон 3365 (Свидетельство о поверке №13/548 от
07.06.2016г. ФБУ «Пермский ЦСМ»).
Исследования фрикционных свойств проводились по матрице планирования
экспериментов, в соответствии с которой осуществлены испытания на истирание в
лабооратории Северо-Кавказского федерального университета.
Для воспроизведения условий эксплуатации уплотнительных элементов в
качестве базовой была принята типовая лабораторная установка МИ-2 (рисунок 5)
для испытания полимерных образцов на истирание, позволяющая определить силу
и коэффициент трения при трении скольжения и величину истирания исследуемых
образцов. Учитывая характер изменения макроповерхности ГНКТ, в качестве
истирающей поверхностей была выбрана металлическая сетка. Для повышения
стабильности показаний приборов лабораторный стенд был оборудован датчиками
усилия и демпфером. Для упрощения снятия и получения более точных показаний
было разработано программное обеспечение для машины МИ-2, позволяющее
определить коэффициент трения и температуру в зоне контакта в режиме реального
времени. Для исследований поверхности изношенных образцов использовался
оптический микроскоп LevenhukD70L, а для замера истираемости материала
аналитические весы ВЛ-224 с точностью 0,0001г.
Рисунок 5 – Общий вид машины для испытания новых составов полиуретоанов на
истирание МИ-2
Результаты исследований коэффициента трения образцов по металлической
сетке приведены на графике (рисунок 6). Из рисунка 6 следует, что наполнение
полиуретана компонентами твердой смазки снижает коэффициент трения, но
наполнение фторопластом демонстрирует минимальные значения, полученные в
результате испытаний. При наполнении материала порошками твердой смазки
происходит потеря прочностных свойств. Следовательно, для определения
оптимального наполнения без снижения долговечности возникла необходимость
проведения испытаний на истираемость.
1,8ГрафитДисульфид молибденаФторопластЭП СКУ ПТ-74
1,55
Коэффициент трения по гладкой
1,6
1,47
1,41,5
1,241,37
1,2
11,171,17
стали
0,82
0,770,74
0,8
0,60,67
0,650,650,65
0,4
0,2
05101520253035
Содержание наполнителя в полиуретане ЭП СКУ ПТ-74
Рисунок 6 – Зависимость коэффициента трения от содержания наполнителя
Результаты исследования истирания образцов по металлической сетке
приведены на рисунке 7. Как видно из рисунка 7 повышение процентного
содержания твердых смазок в полиуретане приводит к увеличению истираемости
образцов, причем, чем больше процент наполнения тем больше величина
истираемости в м3/ТДж(ТДж (тераджоуль) = 1012 Дж). При наполнении
фторопластом эта тенденция сохраняется, однако величина истираемости меньше,
чем у ненаполненного полиуретана ЭП СКУ ПТ-74. Повышение истираемости
связано со снижением прочностных свойств образцов наполненных твердыми
смазками (таблица 2).
ГрафитДисульфид молибденаФторопластЭП СКУ ПТ-74
50,9
Истираемость полиуретана,
19,438,07
6,986,76
м3/ТДж
45,9855,98
21,391,4
1,16
0,93
10,73
05101520253035
0,5
Содержание наполнителя в полиуретане ЭП СКУ ПТ-74
Рисунок 7 – Зависимость истираемости полиуретана от содержания наполнителя
Таблица 2 – Физико-механические свойства и истираемость полученных образцов
НаполнениеФизико-механические испытания по ГОСТ 270 75
Коэффи-
Критичес-Услов-Мо-
УсловнаяОстаточ-ныецентИстирае-
каяныйдуль
Вид%прочност,деформации,трениямость
деформация, модуль, Юнга,
МПа%по сетке
%МПаМПа
521,968214,916,7181,0416,98
Графит
1013,34925,720,410-110,746,76
2011,77326,626,610-110,618,07
522,1411164,212,3200,825
Дисульфид
молибдена
1020,211634,518,1200,8919,43
2012,110394,314,1500,8850,9
309,86345,217,1500,7939
1,58,84674,7621,8100,771,16
Фторопласт
39,334804,1712,95100,670,93
516,716225,222,7140,720,73
1015,15885,626,6200,651,39
20125526,129,715-180,651,4
При истирании полиуретанов, наполненных фторопластом, реализуется
значительноменееинтенсивныйусталостныймеханизмизнашивания,
доказательством чего является наличие относительно гладкой поверхности. Из
полученных картин износа (рисунок 8) видно, что при истирании полиуретанов,
наполненных графитом и дисульфидом молибдена реализуется интенсивный вид
изнашивания – фрикционный, доказательством чего является наличие поперечных
гребней (волн). Тот же механизм реализуется и при истирании штатного
уплотнительного элемента (полиуретан СКУ ПТ-74) герметизатора.
аб
вг
а – фрикционный механизм износа ( наполнение графитом); б – фрикционный механизм
износа ( наполнение дисульфдом молибдена);в – усталостный механизм изнашивания
(наполнение фторопластом); в – фрикционный механизм износа (СКУ ПТ-74);
Рисунок 8 – Картины истирания по сетке наполненных образцов полиуретана СКУ ПТ-
74 (x120)
В результате регрессионного анализа, с помощью программы Statistica,
получено уравнение регрессии (4) для истираемости
= −27,29 + 0,0316 · д + 89,52 · − 3,5 · ,(4)
где Y – истираемость, м3/ТДж. д – критическая деформация, %; – коэффициент
трения; – условная прочность, МПа.
Из уравнения следует, что коэффициент трения – и условная прочность
полиуретана оказывают определяющее и конкурирующее влияние на истираемость
композитов. Снижение прочностных свойств снижает и даже устраняет все
преимущества, получаемые от снижения коэффициента трения.
Эксперимент позволил установить, что полиуретан ЭП СКУ ПТ-74,
наполненный фторопластом, обеспечивает снижение коэффициента трения,
истираемости и повышение сроков службы.
Данныйматериалиспользовалсядлясозданияопытногообразца
уплотнительного элемента для проведения опытно-промышленных испытаний на
Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении. Уплотнительный элемент
был установлен на койлтюбинговой установке МЗКТ М-20 и прошел испытания на
скважинах№ 12406 и № 12908.
В результате опытно-промышленных испытаний удалось установить
следующее: наработка ГНКТ через уплотнительный элемент до критического
износа составила 33000 м, что превосходит штатный уплотнительный элемент в 2,5
раза. Кроме того, уплотнитель отличается пониженным коэффициентом трения, и
более высокой эластичностью, что уменьшает время отклика при поджатии и
снижает необходимое давление для обеспечения герметичности. Таким образом,
уменьшается время простоев необходимых для замены УЭ и ликвидацию
последствий отсутствия герметичности.
Так же, в результате диссертационных исследований разработаны новые
конструкциигерметизатораиуплотнительногоэлемента,позволяющие
минимизироватьдополнительныесилысопротивления.Наданные
конструктивные решения получены патенты.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Классифицированы основные причины прихватов ГНКТ: механические,
потеря циркуляции, в результате избыточного давления бурового раствора,
гидратообразование, схватывание цемента. Выявлено, что мало исследованы
причины и механизмы прихватов в герметизаторе КУ;
2. Причиной изгиба и слома ГНКТ между инжектором и уплотнительным
устройством может быть прихват ГНКТ на устье и высокие сопротивления спуску.
Наиболее непредсказуемым и опасным является прихват вследствие образования в
герметизаторе устья ниже УЭ упора в виде пробки из льда, грязи, песка, продуктов
реакции из пласта и газовых гидратов.
3. Проведены промысловые исследования и получены простые и доступные
зависимости для практического использования при расчетах сил трения ГНКТ в
процессе их движения через устьевой герметизатор. Полученные зависимости
могут использоваться совместно с ПО при моделировании работы ГНКТ в
скважине. На основании проведенных исследований разработана новая методика
определения величины сил сопротивления в герметизаторе которая используется
при моделировании технологических операций с ГНКТ в ООО «Газпром
подземремонт Уренгой».
4. Установлено, что интенсивное изнашивание УЭ приводит к образованию
утечки, создающей возможность для прихвата ГНКТ в зоне ПВО за счет
образования гидратно-ледяного массива. Основным средством для снижения
опасности прихвата является максимальное повышение долговечности УЭ и,
соответственно, снижение коэффициент трения. Проведенные исследования
послужили основой для разработки комплекса профилактических мероприятий и
предупреждению прихватов в устьевом герметизаторе. Данный комплекс внедрен
в производственную деятельность и включен в регламент ООО «Газпром
подземремонт Уренгой», что позволило снизить риски прихватов ГНКТ.
5. Разработан экспериментальный стенд, который позволил выявить
истираемость экспериментальных образцов материала во взаимосвязи с силой
трения и температурой в зоне контакта, а также разработано программное
обеспечение, позволяющее в режиме реального времени отслеживать параметры
температуры и коэффициента трения в зоне контакта испытуемого образца и
истирающего диска.
6. Проведены исследования опытных образцов материала для УЭ, в
результате которых, были получены экспериментальные зависимости влияния
порошков графита, дисульфида молибдена и фторопласта на физико-механические
свойства полиуретанов, коэффициент трения и истираемость. Установлено, что
повышение наполнения более 10 % снижает условную прочность и повышает
истираемость и коэффициент трения.
7. Стендовые исследования опытных образцов позволили выявить компонент
антифрикционного наполнителя и его оптимальное процентное содержание в
смеси. Установлено, что полиуретан ЭП СКУ ПТ-74, наполненный фторопластом
(5%), обеспечивает наибольшее снижение истираемости и повышение сроков
службы.
8. Теоретические и экспериментальные исследования позволили разработать
новую конструкцию герметизатора и уплотнительного элемента с повышенным
сроком работы.
9. На основании полученных экспериментальных данных разработан
опытный образец уплотнительного элемента герметизатора для проведения ОПИ в
условиях скважин валанжинского яруса Ямбургского нефтегазоконденсатного
месторождения. Установлено, что силы сопротивления в УЭ значительно снижены,
чтоподтверждаетсяувеличеннымв2,5разасрокомслужбынового
уплотнительного элемента по сравнению с штатным.
Результаты исследования опубликованы в следующих работах:
Актуальность темы
В мировой практике использования колтюбинговых технологий уже долгое
время прослеживается постоянная тенденция увеличения численности
колтюбинговых установок. Рост объема работ с применением гибких насосно-
компрессорных труб связан в первую очередь с их неоспоримыми
преимуществами: экологичность, экономичность, безопасность, возможность
производства работ без глушения скважины. Так же, постоянный рост
колтюбинговых установок в мире вызван увеличением объема внутрискважинных
работ, подразумевающих использование ГНКТ.
Кроме положительных аспектов колтюбинговые технологии обладают
целым рядом ограничений и высоким риском аварийности. Аварийность, в
большей степени, связана с прихватами ГНКТ в скважинах, конструкции которых
постоянно усложняются. В результате усложнения конструкций, все чаще на
стадии проектирования работ с ГНКТ досягаемость целевых глубин является
единственным ограничивающим фактором. В некоторых скважинах проведение
технологических операций с ГНКТ становится невозможным. С учетом того, что
объемы работ с применением колтюбинга увеличиваются, а основными
объектами становятся глубокозалегающие пласты и шельфовые проекты, в
которых используют преимущественно высокотехнологичное оборудование,
актуальна задача разработки методов и средств, направленных на уменьшение
коэффициента трения и снижение напряженного режима работы ГНКТ.
При проектировании технологических операций с ГНКТ производится
моделирование рабочих условий в специализированном сертифицированном ПО,
таком как: Cerberus, Medco TAS. Программное обеспечение позволяет
спрогнозировать дохождение ГНКТ до фрикционного запирания, тяговые усилия
на инжекторе при подъеме, передачу осевой нагрузки на забой, гидравлические
потери давления и т.д. Фрикционное запирание характеризует геликоидальную
потерю устойчивости и усиление боковых сил, что приводит к остановке
продвижения ГНКТ, после чего усилие инжектора приходится на увеличение
деформации трубы вследствие геликоидальной потери устойчивости.
Используемая в программных комплексах аналитическая модель несовершенна,
что подтверждается значимым расхождением при верификации с фактическими
данными, полученными с месторождений. В среднем расхождение составляет
19,5 кН и наблюдается в вертикальном стволе скважины. В промысловых
условиях практически всегда наблюдается сопротивление при спуске ГНКТ в
скважину и датчик веса показывает отрицательные значения в начале спуска в
вертикальном участке при отсутствии избыточного давления на устье. Данный
факт подтверждает наличие не учитываемых дополнительных сил сопротивления,
в том числе в устьевом герметизаторе.
Спуско-подъемы ГНКТ внутри существующих уплотнительных
элементов (УЭ) за счет значительных сил трения приводят к их износу и
образованию достаточно большого радиального зазора (до 5–10 мм) между ГНКТ
и УЭ. Поэтому, в процессе выполнения технологических операций при депрессии,
возникает неконтролируемая утечка газа разной интенсивности, то есть
происходит разгерметизация скважины даже при близком к предельному
поджатии УЭ поршнем. Выходящий из скважины флюид загрязняет окружающую
среду и создает опасность воспламенения. Кроме того, утечка газа зачастую
приводит к намыву под УЭ обломков газогидратов и грязи из скважины, и при
наличии определенных термобарических условий (с учетом снижения
температуры газа при его дросселировании через кольцевой зазор – эффект
Джоуля-Томсона), возникновению новых газогидратов. Эти газогидраты
уплотняются и образуют под герметизатором пробку, приводящую к прихвату
ГНКТ.
Повышенное трение при линейном движении ГНКТ через герметизатор
(особенно при его износе и сильном поджатии) приводит как к зависанию труб и
снижению осевой нагрузки на породоразрушающий и фрезерующий инструмент
в процессе внутрискважинных работ, так и к опасности неконтролируемых
затяжек (посадок), нарушения целостности УЭ при подъеме (спуске) труб, что
также существенно осложняет производственный процесс.
Доведение нагрузки на забой является весьма актуальной проблемой в
колтюбинговых технологиях, минимизация и количественная оценка сил
сопротивления становится важной задачей на пути решения этой проблемы.
Следовательно, необходима разработка технологических приемов
предупреждения описанных осложнений.
Соответственно, на первом этапе возникает необходимость разработки
рецептуры износостойкого материала с низким коэффициентом трения для УЭ в
заданных условиях эксплуатации конструкции самого герметизатора и его УЭ,
обеспечивающих уменьшение сил трения с ГНКТ, повышенную долговечность и
герметичность кольцевого пространства за ГНКТ.
Представленные диссертационные исследования посвящены решению
актуальных задач предупреждения осложнений при ремонте скважин с
использованием колтюбинга за счет разработки технологических и технических
решений по предупреждению осложнений и за счет снижения вероятности
образования затяжек и прихватов ГНКТ в герметизирующем устройстве устья
скважины. Актуальность темы диссертационной работы представляет
существенную ценность для газовой промышленности.
Степень разработанности
К началу работы над диссертацией известны наиболее значимые научные
положения, в которых детально разъясняются физические основы и дается оценка
силам сопротивления в скважине, но в них отсутствует информация о методиках
расчета дополнительных сил сопротивления, в том числе возникающих в устьевом
герметизаторе.
Цель работы – учет и минимизация дополнительных сил сопротивления в
системе «скважина-колтюбинговая установка» при выполнении
внутрискважинных работ с использованием колтюбинга.
Поставленная цель работы достигается решением следующих основных
задач:
1. Провести анализ и обобщение осложнений, возникающих при
выполнении технологических операций с применением ГНКТ на основе
отечественного и зарубежного опыта, с дальнейшим выделением комплекса
основных технологических проблем, связанных с возникновением
дополнительных сил сопротивления в устьевом герметизаторе.
2. Раскрыть сущность методики оценки сил сопротивления ГНКТ в
скважине с ее дальнейшим совершенствованием путем учета дополнительных сил
сопротивления в устьевом герметизаторе. Количественную оценку сил трения
ГНКТ в герметизаторе произвести с помощью опытно-промышленных
испытаний.
3. Провести анализ критических осевых усилий, способствующих
продольной потере устойчивости ГНКТ в герметизаторе, и определить условия
возникновения непредсказуемых отказов ГНКТ в герметизаторе.
4. Провести исследование физико-механических свойств и подбор добавок
в рецептуры износостойкого материала (полиуретана) с низкими фрикционными
характеристиками для УЭ, а также разработать новые конструкции герметизатора
и УЭ, обеспечивающих долговременную герметичность устья скважины при
спущенных в неё ГНКТ.
Методы исследования
На основе промысловых наблюдений, сведений, приведенных в
технической литературе, собственных теоретических и экспериментальных
исследований, проведен анализ причин и последствий высоких сил трения в
устьевом герметизаторе колтюбинга с позиций предупреждения осложнений. При
проведении экспериментальных исследований использовались стандартные
методы и приборы, а также известные и специально разработанные методики.
Научная новизна диссертационного исследования заключается в
следующем:
1. Получены аналитические зависимости давления в гидроцилиндрах
герметизатора и силы трения между ГНКТ и УЭ, позволяющие производить
расчет сил сопротивления ГНКТ в герметизаторе для оценки дополнительных сил
сопротивления.
2. Установлено, что рецептура материала на основе полиуретана СКУ-ПТ-
74 с добавлением порошка фторопласта в концентрации 5 % имеет повышенную
износостойкость и низкие фрикционные свойства при эксплуатации устьевых
герметизаторов колтюбинговых установок, это существенно снижает
дополнительные силы сопротивления в скважине.
Положения, выносимые на защиту
1. Новый подход к предупреждению прихватов ГНКТ по причине
образования газогидратных пробок под устьевым герметизатором ГНКТ при
вызове притока, в том числе в условиях незначительной утечки газа через
герметизатор.
2. Совершенствование методики оценки сил сопротивления ГНКТ в
скважине за счет учета дополнительных сил сопротивления.
3. Рецептура износостойкого материала с низкими фрикционными
свойствами на основе полиуретана для изготовления УЭ и оптимизированные
конструкции устьевого герметизатора с уплотнительным элементом для
обеспечения долговременной герметичности устья.
Теоретическая и практическая значимость диссертации заключается в
том, что:
1. Разработана новая методика определения величины сил сопротивления в
герметизаторе, которая используется при моделировании технологических
операций с ГНКТ в ООО «Газпром подземремонт Уренгой». Ее применение
позволило производить более надежное прогнозирование нагрузок на ГНКТ в
программном обеспечении MEDCO TAS.
2. Разработаны образцы УЭ, имеющие низкие фрикционные свойства, что
подтверждается промысловыми испытаниями и увеличенной в 2,5 раза
долговечностью. Опытные образцы устьевого герметизатора и его
уплотнительного элемента выполнены из нового износостойкого материала с
низкими коэффициентами трения и истираемости.
3. Разработан комплекс профилактических мероприятий по
предупреждению прихватов в герметизаторе. Данный комплекс внедрен в
производственную деятельность и включен в регламент ООО «Газпром
подземремонт Уренгой», что позволило снизить риски прихватов ГНКТ.
Соответствие диссертации паспорту научной специальности
В соответствии с формулой специальности 25.00.15 – Технология бурения
и освоения скважин (технические науки) диссертационная работа является
прикладным исследованием в области совершенствования техники и технологии
проведения работ с использованием колтюбинга, которое способствует
предупреждению осложнений при ремонте скважин. В соответствии с паспортом
специальности (п. 5 области исследований) в диссертации рассмотрено
моделирование процессов при «ремонтно-восстановительных работах,
предупреждении и ликвидации осложнений».
Степень достоверности и апробация результатов
Достоверность результатов работы обеспечивалась применением широко
апробированных и оригинальных методик, а также проведением
экспериментальных исследований на лабораторном экспериментальном
оборудовании. Перед построением графических зависимостей все
экспериментальные данные обрабатывались с использованием подходов
математической статистики.
Результаты исследований по диссертационной работе докладывались и
обсуждались на Международных, Всероссийских и региональных конференциях:
3-й международной научно-практической конференции “Современные научные
исследования: инновации и опыт” – г. Екатеринбург, 2014 г.; 2-й ежегодной
научно-практической конференции Северо-Кавказского федерального
университета “Университетская наука – региону” – г. Ставрополь, 2014 г.; 4-й
Всероссийской научно-технической конференции “Современные проблемы
геологии, геофизики и геоэкологии Северного Кавказа – г. Ставрополь (СКФУ),
2014 г.; 3-й ежегодной научно-практической конференции “Университетская
наука – региону” – г. Ставрополь (СКФУ), 2015 г.; 6-й научно-практической
конференции молодых специалистов ООО «Газпром подземремонт Уренгой» г.
Новый Уренгой, 2016 г.; всероссийской научно-практической конференции
«Инновационные технологии в нефтегазовой отрасли» – г. Ставрополь (СКФУ),
2017 г.; 7-й научно-практической конференции молодых специалистов ООО
«Газпром подземремонт Уренгой» – г. Санкт-Петербург, 2017 г.; 8-й научно-
практической конференции молодых специалистов ООО «Газпром подземремонт
Уренгой» – г. Москва, 2019 г.; 3-й арктической совместной научно-практической
конференции молодых ученых и специалистов ООО «Газпром добыча Уренгой»
и ООО «Газпром добыча Ямбург», посвященной 50-ти летию со дня открытия
Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения и 35-летию со дня
образования ООО «Газпром добыча Ямбург» – г. Новый Уренгой, 2019 г.; 9-й
научно-практической конференции молодых специалистов ООО «Газпром
подземремонт Уренгой» – г. Санкт-Петербург, 2021 г.; 9-й молодежной
международной научно-практической конференции «Новые технологии в газовой
отрасли: опыт и преемственность» – г. Москва, 2021 г.
Публикации
Основные результаты диссертации опубликованы в 9 работах, в том числе
6 статей в ведущих рецензируемых научных журналах, рекомендованных ВАК,
Министерства образования и науки РФ, а также в 1 издании, входящем в
международную базу данных и систему цитирования Scopus. Получено 2 патента
РФ на изобретения [100, 102].
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка
использованных источников, включающего 102 наименования, содержит 148
страниц машинописного текста, 45 рисунков, 9 таблиц и 2 приложения.
1.Coiled Tubing Industry Statistics [Electronic resource] // Invention and
coiled tubing association. – URL: http://www.cttimes.org/en/uploads/editor/files/2019-
ctu-count-final-022019.pdf (data access: 13.02.2020).
2.Lode, J.E. Further Developments for Coiled Tubing Floater Operations
[Electronic resource] / J.E. Lode, R. Moller, K.T. Nesvik, et al. // Society Petroleum
Engineers.–2004.–URL:https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-
abstract/04CT/All-04CT/SPE-89623 -MS/71437 (data access: 04.10.2020).
3.Гасумов, Р.А. Проблемы использования и возможности применения
колтюбинговой установки при очистке скважины от песчаных пробок / Р.А.
Гасумов и др.// Время колтюбинга. – 2005. – №2. – С.32-34.
4.Ситдиков, С. Применение колтюбинга в осложненных условиях
Ванкорского месторождения: задачи и решения / С. Ситдиков и др. // Время
колтюбинга. – 2010. – №32. – С.34-44.
5.Lubinski, A. A Study of the Buckling of Rotary Strings Drilling and
Production Practice / A. Lubinski // Drilling and Production Practice. – 1950. – P. 178-
214.
6.Wang, C. Y. Announcementes for a buckling problem / C. Y. Wang. //
International Journal of Mechanical Sciences. – 1986. – Vol. 28. – P. 549-559.
7.Lubinski, A. Buckling of tubing in pumping wells, its effects and means for
controlling / A. Lubinski, K. A. Blenkarn. // Petroleum Transactions. – 1957. – Vol. 210.
– P. 73-88.
8.Lubinski, A. Helical Buckling of Tubing Sealed in Packers / A. Lubinski,
W. S. Althouse // Journal of Petroleum Technology. – 1962. – Vol. 14. – P. 655-670.
9.Paslay, P. R. The Stability of a Circular Rod Laterally Constrained to be i
n Contact With an Inclined Circular Cylinder / P. R. Paslay, D. B. Bogy // Journal of
Applied Mechanics. – 1964. – Vol. 31 – P. 605-610.
10.Dawson, R. Drillpipe Buckling in Inclined Holes / R. Dawson // Journal of
Petroleum Technology. – 1984. – Vol. 36. – P. 1734-1738.
11.Chen Y. C. An Analysis of Tubing and Casing Buckling in Horizontal
Wells / Y.C. Chen, Y.H. Lin, J.B. Cheatham // Journal of Petroleum Technology. – 1989.
– Vol. 42. – P. 140-191.
12.Wu, J. Journal of Energy Resources Technology / J. Wu, H.C. Juvkam-
Wold. – 1993. – Vol. 115. – P. 196-201.
13.Wu, J. The effect of wellbore curvature on tubular buckling and lockup / J.
Wu, H.C. Juvkam-Wold // Journal of Energy Resources Technology. – 1995. – Vol. 117.
– P. 214-218.
14.Wu, J. Study of Helical Buckling of Pipes in Horisontal Wells [Electronic
resource] / J. Wu, H. C.Juvkam-Wold // Society Petroleum Engineers. – 1993. – URL:
https://onepetro.org/SPEOKOG/proceedings-abstract/93POS/All-93POS/SPE-25503-
MS/55658 (data access: 23.11.2019).
15.He, X. J. Helical Buckling and Lock-Up Conditions for Coiled Tubing in
Curved Wells [Electronic resource] / X.J. He, A. Kyllingstand // Society Petroleum
Engineers.–1995.–URL:https://onepetro.org/DC/article-
abstract/10/01/10/69996/Helical-Buckling-and-Lock-Up-Conditions-for-
Coiled?redirectedFrom=fulltext (data access: 25.11.2019).
16.Wu, J. Frictional Drag Analysis for Helically Buckled Pipes in Extended
Reach and Horizontal Wells / J. Wu, H.C. Juvkam-Wold // American Society of
Mechanical Engineers. – 1993. – Р. 1-8.
17.Mccann, R. C. Horizontal Well Path Planning and Correction Using
Optimization Techniques [Electronic resource] / R. C Mccann, P. V. R Suryanarayana
//OffshoreTechnologyConference.–2001.–URL:
https://asmedigitalcollection.asme.org/energyresources/article-
abstract/123/3/187/447117 (data access: 12.04.2020).
18.Salies, J. B. Experimenta1 Study and Mathematical Modeling of Helical
Buckling of Tubulars in Inclined Wellbores: PhD Dissertation / J.B. Salies // Tulsa:
University of Tulsa. – 1994. – P. 433-443.
19.Miska, S. An Analysis of Helical Buckling of Tubulars Subjected to Axial
and Torsional Loading in Inclined Wellbores [Electronic resource] / S. Miska, J. C.
Cunha//SocietyPetroleumEngineers.–1995.–URL:
https://onepetro.org/SPEOKOG/proceedings-abstract/95POS/All-95POS/SPE-29460-
MS/58075 (data access: 26.07.2019).
20.Wu, J. Slack-off Load Transmission in Horizontal and Inclined Wells
[Electronic resource] / J. Wu. // Society Petroleum Engineers. – 1995. – URL:
https://onepetro.org/SPEOKOG/proceedings-abstract/95POS/All-95POS/SPE-29496-
MS/58052 (data access: 21.08.2019).
21.Qui W. Y. Drill Pipe/Coiled Tubing Buckling Analysis in a Hole of
Constant Curvature [Electronic resource] / W. Y. Qui, S. Miska, L. Volk // Society
Petroleum Engineers. – 1998. – URL: https://onepetro.org/SPEPBOGR/proceedings-
abstract/98OGR/All-98OGR/SPE-39795-MS/191545 (data access: 13.07.2020).
22.Qui W. Y. Effect of Coiled Tubing initial Configuration on Buckling
Behavior in a Hole of Constant Curvature [Electronic resource] / W. Y. Qui, S. Miska,
L.Volk//SocietyPetroleumEngineers.–1998.–URL:
https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-abstract/98CTR/All-98CTR/SPE-46009-
MS/189875 (data access: 19.03.2019).
23.Kuru E. The Buckling Behavior of Pipes and Its Influence on the Axial
Force Transfer in Directional Wells [Electronic resource] / E. Kuru, A. Martinez, S.
Miska//SocietyPetroleumEngineers.–1999.–
URL:https://onepetro.org/SPEDC/proceedings-abstract/99DC/All-99DC/SPE-52840-
MS/60844 (data access: 14.12.2020).
24.Mitchell, R. F. New Buckling Solutions for Extended Reach Wells
[Electronic resource] / R. F. Mitchell // Society Petroleum Engineers. – 2002. – URL:
https://onepetro.org/SPEDC/proceedings-abstract/02DC/All-02DC/SPE-74566-
MS/135406 (data access: 18.02.2021).
25.Mitchell, R. F. Exact Analytic Solutions for Pipe Buckling in Vertical and
Horizontal Wells [Electronic resource] / R.F. Mitchell. – 2002. – URL:
https://onepetro.org/SJ/article-abstract/7/04/373/109125/Exact-Analytic-Solutions-for-
Pipe-Buckling-in?redirectedFrom=fulltext (data access: 19.10.2020).
26.Mitchell, R. F. Lateral Buckling of Pipe with Connectors in Curved
Wellbores [Electronic resource] / R.F. Mitchell // Society Petroleum Engineers. – 2003.
–URL:https://onepetro.org/SPEDC/proceedings-abstract/01DC/All-01DC/SPE-
67727-MS/135090 (data access: 15.02.2021).
27.Gao, G. H. Effects of Boundary Conditions and Friction on Static Buckling
of Pipe in a Horizontal Well [Electronic resource] / G. H. Gao, S.Z. Miska // Society
Petroleum Engineers. – 2009. – URL: https://onepetro.org/SPEDC/proceedings-
abstract/08DC/All-08DC/SPE-111511-MS/144225 (data access: 06.01.2020).
28.Gao, G. H. Effects of Friction on Post Buckling Behavior and Axial Load
Transferring of Pipe in a Horizontal Well [Electronic resource] / G. H. Gao, S. Z. Miska
//SocietyPetroleumEngineers.–2009.–URL:
https://onepetro.org/SPEOKOG/proceedings-abstract/09POS/All-09POS/SPE-120084-
MS/147951 (data access: 01.04.2021).
29.Хоу Сюэцзунь Анализ критических изгибающих и контактных
нагрузок, действующих на колтюбинг при работах в вертикальной скважине
малого диаметра / Хоу Сюэцзунь Хе Цзя, Сунь Тэньфэй // Химия и технология
топлив и масел. – 2015. – №3. – С.44-50.
30.Qin, X. Effects of Buckled Tubing on Coiled Tubing Passability / X. Qin,
D.Gao//SocietyPetroleumEngineers.–2017.–
URL:https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-abstract/17CTWI/2-
17CTWI/D022S012R001/194582 (data access: 20.09.2020).
31.Применение новых технологий с использованием колтюбинговой
установки / ООО Урал-Дизайн-ПНП // Время колтюбинга. – 2014. – №49. – С.76-
81.
32.Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002г N
7–ФЗ[Электронныйисточник]/URL:https://www.ecolog46.ru/wp-
content/uploads/2017/08/Федеральный-закон-от-10_01_2002-N-7-ФЗ-об-охране-
ОС.pdf (дата обращения 01.10.2021г.) – С.8-9.
33.Мацко,А.В.Определениешероховатостибузмуфтовой
длинномерной трубы оптическим методом / А.В. Мацко, Д.В. Мацко, В.Г.
Копченков // Актуальные проблемы строительства, транспорта, машиностроения
и техносферной безопасности: Материалы IV–ой ежегодной научно-практической
конференции Северо-Кавказского Федерального университета «Университетская
наука – региону» (4-22 апреля 2016 г.). – Ставрополь, 2016. – С. 230-232.
34.Newman, K. R. Collapse Pressure of Oval CT [Electronic resource] / K. R.
Newman//SocietyPetroleumEngineers–1992.–URL:
https://onepetro.org/SPEEURO/proceedings-abstract/92EUR/All-92EUR/SPE-24988-
MS/54258 (data access: 05.04.2020).
35.Yong, S. Yang. Collapse Pressure of Coiled Tubing Under Axial Tension
/ S. Yang Yong // SPE Journal. – June 1997. – June. – Vol. 2. – P. 177-182.
36.Avakov, V. Computing Collapse Pressure for Coiled Tubing [Electronic
resource] / V. Avakov, H. Fowler // Society Petroleum Engineers. – 1996. – URL:
https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-abstract/96CTR/All-96CTR/SPE-36340-
MS/58633 (data access: 13.01.2021).
37.Van Adrichem, W. P. Coiled Tubing Failure Statistics Used to Develop
Tubing Performance Indicators [Electronic resource] / W.P. Van Adrichem // Society of
Petroleum Engineers. – 1999. – URL: https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-
abstract/99CTR/All-99CTR/SPE-54478-MS/59937 (data access: 06.11.2019).
38.Van Adrichem, W. P. Innovative Solutions to Prevent Coiled Tubing
Operational Failures Caused by Human Errors [Electronic resource] / W. P. V.
Adrichem, S. Adnan // Society of Petroleum Engineers. – 2001. – URL:
https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-abstract/01CTR/All-01CTR/SPE-68427-
MS/133257 (data access: 09.09.2019).
39.Larsen, H. A. Coiled Tubing Abrasion – An Experimental Study of Field
Failures [Electronic resource] / H.A. Larsen // Society of Petroleum Engineers. – 2003.
–URL:https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-abstract/03CT/All-03CT/SPE-
81724-MS/137315 (data access: 14.02.2020).
40.Tipton, S.M. Influence of a Straightener on Coiled Tubing Fatigue
[Electronic resource] / S.M. Tipton, E. Smalley // Society of Petroleum Engineers. –
2012.–URL:https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-abstract/12CTWI/All-
12CTWI/SPE-154057-MS/155992 (data access: 18.08.2019).
41.Грейвс,Р.НовейшаясистемаMerlinдляуправления
колтюбинговыми установками/ Р. Грейвс // Время колтюбинга. – 2010. – №32.–
С.92-97.
42.Burgos R. Eliminating the Human Error During Coiled-Tubing Operations
[Electronic resource] / R. Burgos, M. Allcorn, R.Mallalieu, et al // Society of Petroleum
Engineers.–2006.–URL:https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-
abstract/06CT/All-06CT/SPE-100164-MS/140096 (data access: 19.03.2021).
43.Burgos, R., B. Stuck Coiled Tubing: Addressing the Risk in Complex
Operating Environment [Electronic resource] / R. Burgos, R. Mallalieu // Society of
Petroleum Engineers. – 2013. – URL: https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-
abstract/13CTWI/All-13CTWI/SPE-163914-MS/176950 (data access: 05.10.2020).
44.Rolovic, R. An Integrated System Approach to Wellbore Cleanouts With
Coiled Tubing [Electronic resource] / R. Rolovic, X. Weng // Society of Petroleum
Engineers.–2004.–URL:https://onepetro.org/SPECTWI/proceedings-
abstract/04CT/All-04CT/SPE-89333-MS/71190 (data access: 08.05.2021).
45.Дмитрук, В.В. Очистки забоев нефтяных скважин после гидроразрыва
пласта от проппантовых пробок с использованием гибких труб / В. В. Дмитрук и
др. // Время колтюбинга. – 2014. – № 48. – С. 68-71.
46.Обиднов, В.Б. Анализ причин обрыва гибкой трубы при промывке
скважины после ГРП. / В.Б. Обиднов, А.В. и др. // Время колтюбинга. – 2005. –№
20. – С. 30-33.
47.Обиднов, В.Б. Колтюбинговые технологии при ремонте скважин на
Ямбургском месторождении / В.Б. Обиднов и др. // Время колтюбинга. – 2009. –
№ 26. – С. 34-38.
48.Burgos, R. Stuck Coiled Tubing: Addressing the Risk in Complex
Operating Environment / R. Burgos, R. Mallalieu // ICoTA Coiled Tubing & Well
Intervention Conference & Exhibition held in The Woodlands (26-27 March). – Texas,
2013. – P. 345-352.
49.Цейтлин, А.Б. Пароструйные вакуумные насосы / А.Б. Цейтлин. – М.:
Машиностроение, 1980. – 51 с.
50.Александров, М.М. Взаимодействие колонн труб со стенками
скважины / М. М. Александров. – М.: Недра, 1982. – 144 с.
51.Johancsik, C.A. Torque and drag in directional wells – prediction and
measurement / C.A. Johancsik, D.B. Friesen, Dawson R. // J.P.T. (June). – 1987. – P.
987-991.
52.Лукьянов,В.Т.Определениесилсопротивлениядвижению
бурильного инструмента на Уренгойском месторождении / В. Т. Лукьянов //
Известия вузов. Нефть и газ. – 1997. – № 2. – С. 31-33.
53.Вайншток,С.М. Подземный ремонт и бурениескважин с
применением гибких труб / С. М. Вайншток, Молчанов, А.Г., Некрасов, В.И. и др.
– М.: Изд-во Акад. горных наук, 1999. – C. 223.
54.Феодосьев, В.И. Сопротивление материалов: Учебник для втузов/
В.И. Феодосьев. – 9-е изд., перераб. – М.: Наука. гл. ред. физ.-мат. лит. 1986. – 512
с.
55.Вудс, Г. Искривление скважин при бурении / Г. Вудс, А. Лубинский
– М.: Гостоптехиздат, 1960. – 160 с.
56.Песляк, Ю.А. Расчет напряжений в конах труб нефтяных скважин /
Ю.А. Песляк – М.: Недра, 1973. – 216 с.
57.Дорогов, Ю.И. Устойчивость горизонтального упругого стержня/
Ю.И. Дорогов // Вестник Томского государственного университета. Математика
и механика. – Томск, 2016. – №. 4. – С. 70-83.
58.Мацко, А.В. Определение сил трения при движении трубы через
устьевой герметизатор в колтюбинговой установке / А.В. Мацко, В.Г. Лукьянов,
В.Ю. Близнюков // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море.
– 2018. – №10. – С.13-15.
59.Мацко, А.В. Осложнения, создаваемые износом уплотнительного
элемента герметизатора устья скважины при работе с колтюбингом / А.В. Мацко,
В.Т. Лукьянов, В.Г. Копченков и др. // Нефтепромысловое дело. – 2018. – №1. – С.
43-48
60.Истомин, В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в
системах добычи газа / В.А.Истомин. – М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. – 509 с.
61.Дядин, Ю.А. Соединения включения / Ю.А. Дядин, К.А. Удачин, И.В.
Бодарюк. – Новосибирск: НГУ, 1988. – С. 1–101.
62.Дегтярев, Б.В. Борьба с гидратами при эксплуатации газовых скважин
в северных районах / Б.В. Дегтярев, Э.Б. Бухгалтер. – М.: Недра, 1976. – 198 с.
63.Синайский, Э.Г. Сепарация многофазных многокомпонентных
систем / Э.Г. Синайский и др. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. – 621 с.
64.Кязимов, К.Г. Эксплуатация и ремонт газовых сетей и оборудования /
К.Г. Кязимов. – М.: Стройиздат, 1975. – 314 с.
65.Red’ko A. Hydrate formation in gas ejector / А. Red’ko // Motrol.
Comission of motorization and energetics in agriculture. – 2014. – Vol. 16. – P.19-26.
66.Копченков, В.Г. Характер изнашивания уплотнительного элемента
герметизатора колтюбинговой установки / В.Г. Копченков, А. В. Мацко // Наука.
Инновации. Технологии. – 2015. – № 4. – С. 91-102.
67.Апухтина, Н. П. Производство и применение полиуретановых
эластомеров / Апухтина Н. П., Мозжухина Л.В., Морозов Ю. Л. – М.: ЦНИИТ
Энефтехим, 1969. – 94 с.
68.Бакирова, И.Н. Синтез и свойства полиуретановых эластомеров типа
СКУ-ОМ/ И.Н. Бакирова и др. // К и Р. – 1985. – № 7. – С. 22-24.
69. Боресков, Г.К. Катализ. Вопросы теории и практики / Г.К. Боресков. –
Новосибирск, 1987. – 836 с.
70.Бюист, Дж. М. Композиционные материалы на основе полиуретанов
/ Дж. М. Бюист. – М., 1982. – 240 с.
71.Вайзман, Ф. Л. Основы органической химии / Ф.Л. Вайзман; пер. с
англ. – СПб.: Химия, 1995. – 464 с.
72.Ганкин, В.Ю. Новая общая теория катализа / В. Ю. Ганкин. – Л., 1991.
– 56 с.
73.Гейтс, Б.К. Химия каталитических процессов / Б.К. Гейтс. – М., 1981.
– 552 с.
74.Горбатенко, В. И. Методы синтеза и физико-химические свойства
алкил-, арил- и гетерилизоцианатов / В. И. Горбатенко, Е. 3. Журавлев, Л. И.
Самарай.– К., 1987. – 448 с.
75.Греков, А.П. Полиуретановые латексы / А.П. Греков, А. Г. Яковенко
// Физико-химия и модификация полимеров. – Киев, 1987. – С. 100-115.
76.Домброу, Б.А. Полиуретаны / Б.А. Домброу; пер. с англ. – М., 1961. –
152 с.
77.Дорожкин, В.П. Образование, структура и свойства сетчатых
полиуретанов/ В.П. Дорожкин, П.А. Кирпичников // Успехи химии. – 1989. – Т.
LYIII. – Вып. 3. – С. 521.
78.Ефимов, В.А. Синтез и свойства N-гидроксиэтилзамещенных амидов
и гидразидов дикарбооновых кислот, мочевин и мемикарбазидов / В.А. Ефимов,
Ф.В. Багров, Н.И. Кольцов // Доклады АН СССР. – 1977. – Т. 355. – № 6. – С. 768-
773.
79.Керча, Ю.Ю. Физическая химия полиуретанов / Ю.Ю. Керча. – Киев,
1979. – 280 с.
80.Кимельблат, В. И. Изучение свойств полиуретановых композиций на
основе простых и сложных полиэфиров: дис. … канд. техн. наук: 02.00.06 /
ВладимирИзралиевичКимельблат.–Казань:Казанскийхимико-
технологический институт, 1979. – 183 с.
81.Реф, Ж. Композиции для получения полиуретана / Ж. Реф. – М.:
Химия, 1980. – 198с.
82.Бьюиста,Дж.М.Композиционныематериалынаоснове
полиуретанов, пер. с англ., под ред. Ф. А. Шутова / Дж. М. Бьюиста. – М.: Химия,
1982. – 240 с.
83.Коршак, В. В. О некоторых закономерностях реакций совместной
полимеризации диизоцианатов с гликолями / В. В. Коршак, И. А. Грибова //
Доклады АН СССР. – 1952. – № 3. Сер. Химия. – С. 397-400.
84.Лазарева, Н. В. Вредные вещества в промышленности: Справочник: В
3-х т. / Н. В. Лазарева. – Л., 1977. – Т. 1-3. – 592 с.
85.Лазурин, Е.А. Достижения в области получения уретановых латексов
/ Е.А. Лазурин и др. – М.: ЦНИИ ИТЭИ нефтехим, 1987. – С.66.
86.Лейдлер, К. Кинетика органических реакций / К. Лейдлер – М.: Мир,
1966. – 340 с.
87.Липатов, Ю. С. Структура и свойства полиуретанов / Ю. С. Липатов и
др. – К., 1970. – 280 с.
88.Липатова,Т.Э.Каталитическаяполимеризацияолигомеров и
формирование полимерных сеток / Т.Э. Липатов. – К., 1974. – 433 с.
89.Липатова, Т. Э. Кинетика образования сетчатого полиуретана / Т. Э.
Липатова, В.К. Иващенко // Высокомолекулярные соединения. – 1969. – № 10. –
С. 2217-2223.
90.Любартович, О. А. Реакционное формирование полиуретанов / О.А.
Любартович, Ю.Л. Морозов, О.Б. Третьяков. – М., 1990. – 288 с.
91.ГОСТ 426-77 Метод определения сопротивления истиранию при
скольжении: межгосударственный стандарт ГОСТ 267-73: Введен 01.01.1978 /
Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. –
М.: ИПК Издательство стандартов, 2002. – 8 с.
92.ГОСТ267-73Резина.Методыопределенияплотности:
межгосударственныйстандартГОСТ267-73:Введен01.01.1975/
Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации. –
М.: ИПК Издательство стандартов, 2001. – 7 с.
93.Мацко,А.В.Расширениефункциональныхвозможностей
лабораторнойустановкидляиспытанияузловтрениянефтегазового
оборудования /А.В. Мацко, Сербин В.М // Актуальные проблемы строительства,
транспорта, машиностроения и техносферной безопасности: Материалы V-й
ежегодной научно-практической конференции Северо-Кавказского федерального
университета «Университетская наука – региону» (3-21 апреля). – Ставрополь,
2017. – С. 247-251.
94.Локтев, И.И. О моделировании некоторых технологических свойств
дисперсионных материалов / И.И. Локтев // Изв. Томского политехнич.ун-та. –
2005. – Т. 308. – № 6. – С. 85-89.
95.ГОСТ 32656-2014 Композиты полимерные. Методы испытаний.
Испытания на растяжение: межгосударственный стандарт ГОСТ 32656-2014:
Введен 28.03.2014 / Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и
сертификации. – М.: Стандартинформ, 2014. – 34с.
96.Matsko, A. Effect of fillers on the coefficient of friction of a polyurethane
sealing element for a coiled tubing sealing device [Electronic resource] / A. Matsko, V.
Kopchenkov // Topical Problems of Mechanical Engineering: International Conference
of Young Scientists and Students: IOP Conference Series: Materials Science and
Engineering№489(Moscow,20-23November2018).–URL:
https://iopscience.iop.org/article/10.1088/1757-899X/489/1/012028/meta (data access
07.12.2019).
97.Мацко, А.В. Ограничение осложнений при работе с колтюбингом за
счет снижения трения труб в герметизирующем устройстве на устье скважины /
А.В. Мацко, В.Ю. Близнюков, В.Г. Копченков и др. // Строительство нефтяных и
газовых скважин на суше и на море. – 2017. – №12. – С.4-7.
98.Молчанов, А.Г. Подземный ремонт и бурение скважин с применением
гибких труб / А.Г. Молчанов и др.// Академия горных наук. – М., 1999. – С. 75.
99.Патент RU 81519 МПК Е21В 33/03. Герметизатор длинномерных
безмуфтовых труб / Князев Ю.И., Пешков А.М., Печенев С.Н.; заявитель и
патентообладатель ООО Научно-конструкторский центр «Сибнефтегазпроект». –
2008139765/22; заявл.08.10.2008; опубл.20.03.2009. – Бюл. №190.
100. Патент RU 165194 C1: МПК Е21В 33/02. Уплотнительный элемент
герметизатора / Мацко А.В., Копченков В.Г.; заявитель и патентообладатель
Северо-Кавказскийфедеральныйуниверситет.–№2016108669/03;
заявл.10.03.2016; опубл.10.10.2016. – Бюл. №28.
101. Патент 825855 СССР, М. Кл. Е21В 33/06. Уплотнитель подвижной
колонны / Гайворонский Б.П., Пындак В.И., Швецов В.В.; заявитель и
патентообладатель Предприятие ПЯ-3681. – № 2740290/22-03; заявл. 23.03.79;
опубл. 30.04.81. – Бюл. №16.
102. Патент RU 164107 C1: МПК Е 21 В 33/02. Герметизатор / Мацко А.В.,
Копченков В.Г., Шишкин В.В.; заявитель и патентообладатель Северо-
Кавказский федеральный университет. – № 2016106809/03; заявл. 25.02.2016;
опубл. 20.08.2016. – Бюл. №23.
Читать «Разработка технико-технологических решений по предупреждению осложнений, связанных с ограничением подвижности колонны гибких насосно-компрессорных труб в скважине»
Публикации автора в научных журналах
- 25.00.16 Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр
- 25.00.00 Науки о земле
- 25.00.17 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений
- 05.00.00 Технические науки
- 25.00.15 Технология бурения и освоения скважин
- 25.00.18 Технология освоения морских месторождений полезных ископаемых
- 05.17.00 Химическая технология
Помогаем с подготовкой сопроводительных документов
Хочешь уникальную работу?
Больше 3 000 экспертов уже готовы начать работу над твоим проектом!
4.8 (40 отзывов)
5 (20 отзывов)
4.5 (80 отзывов)
4.8 (13 отзывов)
4.9 (298 отзывов)
4.1 (20 отзывов)
4.6 (30 отзывов)
4.9 (5 отзывов)
4.6 (30 отзывов)
