Совершенствование технических средств для разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков

Sophistication of technical means for disintegration of layers and isolation of overflows between layers

V. TOROPYNIN, V. VANIFATYEV, STC ZERS Co., Ltd., A. VLASOV, A. FOMIN, A. ZAKHAROV, OZ RTI-Podolsk Co., Ltd.

Значительная часть эксплуатационного фонда нефтяных скважин на месторождениях Западной Сибири, Урало-Поволжья и других регионов России эксплуатируется с обводненностью продукции 80% и выше. Нефтяными компаниями ежегодно затрачиваются значительные материальные и финансовые ресурсы для ее снижения. Одной из причин высокой обводненности продуктивных пластов являются некачественное крепление обсадных колонн в период строительства скважин и недостаточная эффективность технических средств для разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков.

The authors present Russian new developments of swellable packers where sealing element is made of elastomer which expands in volume when in contact with certain liquids (water or oil); spheres of their using.

В настоящее время за рубежом активно развивается технология разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков и другие виды работ при креплении скважин с применением так называемых набухающих пакеров, в которых уплотнительный элемент выполнен из эластомера, способного увеличиваться в объеме при контакте с определенными жидкостями (водой или неф­тью). Существенными достоинствами таких пакеров являются:
  • отсутствие в их конструкции подвижных частей, что позволяет обойтись без проведения специальных операций и приглашения квалифицированных специалистов по их установке в скважине или применения специального спускного инструмента;
  • способность к самозалечиванию и восстановлению герметизирующих свойств;
  • надежная и необратимая изоляция пластов при строительстве скважин.
Первые попытки применения набухающих эластомеров были предприняты еще более 40 лет назад в США. В 1960 г. группой инженеров-нефтяников из Калифорнии был получен патент № 2945541 на пакер, использующий в качестве составной части набухающую резину. Однако данная технология в тот период не получила должного развития. В дальнейшем, на уровне патентов, были единичные попытки ее развития и применения для разобщения пластов при строительстве скважин.

В 2000 г. технология применения набухающих эластомеров на современном уровне была разработана исследовательским подразделением компании Shell и в дальнейшем, для развития и продвижения этой технологии на мировых рынках, была создана дочерняя компания Swellfix. Одновременно с этим технологию начала развивать норвежская компания Easywell, впоследствии приобретенная американской компанией Halliburton. Затем к развитию технологии подключились американские компании TAM International, Baker Oil Tools и другие.

В 2008 г. НТЦ «ЗЭРС» совместно с ведущими специалистами «ОЗ РТИ-Подольск» начали разработку и исследование водонабухающих и нефтенабухающих эластомеров, занялись поиском возможностей их применения в конструкциях пакеров для разобщения пластов при креплении скважин. Разработка набухающих пакеров, в отличие от создания обычных, имеет свои особенности (рис. 1).
Рис. 1. Этапы разработки набухающих пакеров
На первом этапе нами были разработаны эластомеры с различной степенью набухания, проведены лабораторные исследования динамики объемного набухания образцов различной формы в разных растворах и условиях набухания. В результате были получены графические зависимости объемного набухания различных образцов от времени нахождения эластомера в той или иной жидкости.

На рис. 2. представлена динамика объемного набухания в пресной воде при температуре 20°С некоторых типов разработанных нами эластомеров, выполненных в виде цилиндрических образцов диаметром 28 мм и высотой 7 мм. Образцы находились в условиях всестороннего доступа к воде и не имели ограничителей, препятствующих их объемному набуханию. В качестве примера показаны фотографии образца из водонабухающей резины ВНР-3 до начала набухания и после семи дней выдержки в пресной воде (рис. 3). Приращение его объема в течение семи суток набухания составило порядка 380%.
Рис. 2. Динамика свободного набухания цилиндрических образцов в пресной воде:
1 – образец из эластомера ВНР-1;
2 – образец из эластомера ВНР-2;
3 – образец из эластомера ВНР-3
Рис. 3. Образец из эластомера ВНР-3 до и после семидневного набухания в пресной воде
Образцы из эластомеров ВНР-1 и ВНР-2 были также исследованы в специальном приборе, позволяющем одновременно отслеживать динамику их набухания в четырех различных по составу жидкостях на водной основе при температуре 25°С. При этом конструктивные особенности данного прибора не обеспечивали полный доступ жидкости к поверхности образцов. Помимо технической воды набухание образцов в приборе исследовалось в трех буровых растворах (глинистом и двух солевых). Результаты исследования динамики объемного набухания образцов из эластомера ВНР-2 приведены на рис. 4.
Рис. 4. Динамика набухания в различных жидкостях образцов из эластомера ВНР-2:
1 – техническая вода;
2 – ГБР (глин. раствор р=1080 кг/м3, праестол 0,3%, поликсан 0,18%);
3 – СБР (NaCl p=1060 кг/м3, камцел 0,9%, поликсан 0,18%);
4 – КПС (NaCl p=1100 кг/м3, СПК-150 3,5%)
Другой тип образца, исследованный нами, представлял собой миниатюрную модель пакера, доступ жидкости к которому осуществлялся только по наружной поверхности. Форма и размеры эластомера, выполненного из резины ВНР-2, а также динамика его набухания в пресной воде представлены на рис. 5.
Рис. 5. Динамика набухания модельного образца в пресной воде при Т=20°С:
1 – образец без защитного покрытия на внешней поверхности;
2 – образец с защитным покрытием для временной задержки процесса набухания
Результаты лабораторных исследований различных образцов, а также проанализированная нами информация из зарубежных источников показывают, что скорость набухания эластомеров зависит от ряда факторов, основными из которых являются структурный состав эластомера, состав жидкости, в которой происходит его набухание, степень доступа жидкости к поверхности эластомера, а также температурные условия.

В дальнейшем результаты исследований используются для первичной оценки возможности применения того или иного эластомера применительно к конкретным скважинным условиям, исходя из диаметральных размеров набухающего пакера и места его установки в скважине. Один из примеров такой оценки приведен в таблице и на рис. 6.
Рис. 6. Поперечное сечение скважины:
1 – базовая труба;
2 – набухающий эластомер;
3 – обсадная колонна
Из данного примера видно, что для обеспечения необходимой изоляции межтрубного пространства в эксплуатационной колонне диаметром 146 мм эластомер с заданными параметрами должен обладать объемным набуханием не менее 71% от своего первоначального объема. Из графиков (рис. 2, рис. 3) видно, что в течение достаточно короткого промежутка времени такими свойствами в пресной воде обладают эластомеры ВНР-2 и ВНР-3. Эластомер ВНР-1 может достигнуть того же объемного набухания не ранее, чем через 20 – 25 суток. В скважине же, заполненной, например, солевым буровым раствором СБР, эластомеру ВНР-2 для достижения вышеуказанного объемного набухания потребуется уже более 12 суток без учета влияния на процесс набухания температуры скважинной жидкости.

На втором этапе разработки пакеров были проведены стендовые исследования герметизирующей способности натурных образцов уплотнительных элементов из набухающих эластомеров в зависимости от их конструкции и геометрических размеров, а также геометрических параметров сечения скважины (открытого ствола или обсадной колонны). Для этих целей был разработан и изготовлен специальный стенд (рис. 7), позволяющий испытывать на действие перепада давления уплотнительные элементы из водо- или нефтенабухающего эластомера длиной до 1,5 м.
Рис. 7. Схема стенда для испытаний набухающих пакеров:
1 – базовая труба;
2 – уплотнительный элемент из набухающего эластомера;
3 – защитное кольцо;
4 – имитатор обсадной трубы
В результате этих испытаний был получен ряд зависимостей перепада давления, выдерживаемого набухающим пакером, от геометрических характеристик его уплотнительного элемента (длины и толщины слоя), параметров стенда и других факторов, влияющих на герметизирующую способность. Например, для пакера на базовой трубе диаметром 114 мм и наружным диаметром 134 мм, испытанного в обсадной трубе внутренним диаметром 142 мм, график зависимости перепада давления от длины эластомера имеет вид, представленный на рис. 8.

При проведении стендовых испытаний установлено, что при достижении определенного перепада давления уплотнительный элемент из набухающего эластомера начинает интенсивно выдавливаться в зазор между защитным кольцом и обсадной трубой и затем теряет свою герметизирующую способность. На графике (рис. 8) такая область располагается между кривыми 1 и 2. Ниже кривой 1 располагается зона устойчивого равновесия и длительного сохранения герметизирующей способности пакера. Выше кривой 2 начинается зона полной разгерметизации уплотнительного элемента.
Рис. 8. Зависимость перепада давления от длины эластомера
Заметим, что процесс выдавливания эластомеров может наблюдаться и при незначительных перепадах давления в том случае, если давление на пакер создается раньше, чем эластомер достиг требуемого объемного набухания. В определенной степени это связано с тем, что у набухающих эластомеров при контакте с растворами на водной или нефтяной основе несколько снижаются механические свойст­ва. Это необходимо учитывать при установке набухающих пакеров и последующих работах при креплении скважин.

В настоящее время на основании полученных результатов лабораторных исследований и стендовых испытаний, а также анализа областей наиболее эффективного применения набухающих эластомеров специалистами НТЦ «ЗЭРС» совместно с «ОЗ РТИ-Подольск» разработаны три базовые модели пакеров, схемы которых представлены на рис. 9.
Рис. 9. Схемы базовых конструкций набухающих пакеров
Пакер комбинированный ПНК состоит из базовой трубы 1, на которой установлены уплотнительные элементы из водонабухающего 2 и нефтенабухающего 3 эластомера, между которыми размещено проставочное кольцо 5, а на концевых участках закреплены защитные кольца 4. Пакер модели ПНО отличается от пакера ПНК тем, что уплотнительный элемент 2 однородный и может выполняться из любого типа эластомера. Пакер муфтового типа ПНМ состоит только из уплотнительного элемента 1 с защитными кольцами 2 на концевых участках и может крепиться на обсадной трубе с помощью винтов 3 непосредственно перед его спуском в скважину. Данные пакеры могут устанавливаться как в обсадной колонне, так и в открытом стволе скважины и применяться на различных этапах строительства скважин, в том числе и при креплении боковых стволов. Наиболее типичные сферы применения набухающих пакеров в боковых стволах показаны на рис. 10.

На рис. 10а показана схема применения набухающего пакера в качестве дублирующего устройства для повышения качества крепления бокового ствола в интервале между пакер-подвеской и вырезанным окном в эксплуатационной колонне. На рис. 10б набухающий пакер устанавливается ниже или выше заколонного пакера для повышения качества разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков.
Рис. 10. Схемы применения набухающих пакеров в боковых стволах скважин:
1 – пакер-подвеска;
2 – э/колонна;
3 – набухающий пакер;
4 – хвостовик;
5 – заколонный пакер
Пакеры с уплотнительными элементами из набухающих эластомеров могут также применяться для эффективной и надежной изоляции пластов при строительстве горизонтальных и многоствольных скважин, повышения качества цементирования, в комплексах по регулируемому разобщению пластов с фильтрами ФСО или устройствами КРР и многих других операциях при креплении скважин и разобщении пластов. В настоящее время для данных операций нами разработаны набухающие пакеры для базовых труб условным диаметром 102 и 114 мм, устанавливаемые соответственно как в открытом стволе номинальным диаметром 124 и 142 мм, так и в обсадной колонне условным диаметром 146 и 168 мм. При необходимости нами могут быть разработаны другие типоразмеры пакеров под конкретные скважинные условия на месторождениях заказчика.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Фомин А.Г.

    Фомин А.Г.

    начальник отдела испытаний и исследований

    ООО «ОЗ РТИ-Подольск»

    Торопынин В.В.

    Торопынин В.В.

    к.т.н., ведущий научный сотрудник

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Власов А.В.

    Власов А.В.

    генеральный директор

    ООО «ОЗ РТИ-Подольск»

    Захаров А.М.

    Захаров А.М.

    заместитель главного инженера

    ООО «ОЗ РТИ-Подольск»

    Ванифатьев В.И.

    Ванифатьев В.И.

    к.т.н., генеральный директор

    ООО НТЦ «ЗЭРС»

    Просмотров статьи: 8254

    Rambler's Top100

    admin@burneft.ru