|
||||
|
|
||||
Технические средства для повышения эффективности эксплуатации и ремонта скважинTechnical means to increase efficiency of wells exploitation and repairs С каждым годом в эксплуатационном фонде нефтяных скважин России увеличивается доля скважин, возраст которых составляет 25 – 30 лет и более, и все большее количество старых месторождений переходит в завершающую стадию разработки. For wells exploitation and repairs of wells ZERS STC Co. Ltd. presents technical means developed in the company: hydraulic packers, valves, disconnectors of tubing pipes. Эксплуатация месторождений и ремонт скважин на данной стадии имеет ряд особенностей и проблем, наиболее характерными из которых являются: 1. Высокая обводненность продуктивных пластов, дополнительные водопритоки из мест негерметичности э/колонн и заколонные межпластовые перетоки. В большинстве нефтегазодобывающих компаний Западной Сибири обводненность продукции достигает 85% и выше, а ее снижение требует значительных и все более возрастающих материальных и финансовых затрат на проведение ремонтно-изоляционных работ (РИР) в скважинах. При этом успешность РИР по традиционным технологиям составляет, как правило, не более 30 – 40%. 2. Ухудшение коллекторских свойств пласта и снижение производительности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин. Для улучшения коллекторских свойств и увеличения нефтеотдачи и приемистости пластов необходимы дорогостоящие технологии и технические средства для проведения различных видов обработок призабойных зон (ОПЗ). Проблема сохранения коллекторских свойств пласта в процессе эксплуатации скважин и ее решение требуют разработки эффективных технологий глушения скважин и надежных систем отсекателя пласта (клапанов-отсекателей и т. д.), обеспечивающих подъем внутрискважинного оборудования без глушения скважины и защиту призабойной зоны пласта от вредного воздействия жидкостей глушения. 3. Существенное снижение пластовых давлений и дебита скважин. Поддержание пластового давления и дебита скважин требует обеспечения эффективной закачки воды или полимерных смесей в продуктивные пласты через нагнетательные скважины с применением в них надежных эксплуатационных пакеров. 4. Вовлечение в разработку месторождений и эксплуатационного фонда скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В настоящее время для эксплуатации таких месторождений интенсивно наращивается строительство горизонтальных скважин и вторых боковых стволов. К примеру, в одной только компании ОАО «Сургутнефтегаз» построено и запущено в эксплуатацию более 1500 горизонтальных скважин и более 2500 боковых стволов. Проведение в горизонтальных участках и вторых боковых стволах скважин РИР, ОПЗ и других ремонтных работ является более сложной задачей и требует разработки и применения новых нетрадиционных технических средств и технологических мероприятий. Несмотря на постоянное совершенствование технико-технологических средств, проблема повышения эффективности вышеуказанных работ при эксплуатации и ремонте скважин является актуальной и сегодня. Эффективность проведения ремонтных работ в скважинах обеспечивается, в определенной степени, надежностью и функциональными характеристиками применяемых технических средств, в том числе и различных пакерующих устройств механического или гидравлического типа. Учитывая особенности и проблемы эксплуатации скважин на поздней стадии разработки, а также имея большой опыт в разработке пакерного оборудования для заканчивания скважин, ООО «НТЦ «ЗЭРС» с 2007 г. начало активно развивать одно из направлений в своей работе: разработку технических средств для эксплуатации и ремонта скважин, перечень которых приведен на рис. 1. 
Рис. 1. Технические средства НТЦ «ЗЭРС» для эксплуатации и ремонта скважин
Общий вид пакера модели ПГСМ показан на рис. 2а. Гидравлические сдвоенные пакеры ПГСМ предназначены для проведения различных технологических операций при строительстве, эксплуатации и ремонте скважин:
Рис. 2а. Пакер гидравлический сдвоенный ПГСМ,
2б. Гидравлический пакер ПГД-ЯГЗ, 2в. Гидравлический пакер ПГДА-ЯГ
Данная разработка является модернизированным аналогом гидравлического пакера ПЗКН, ранее разработанного во ВНИИБТ и до настоящего времени применяющегося рядом ведущих нефтегазодобывающих предприятий Западной Сибири. За период с 1997 г. по 2006 г. в нагнетательных скважинах таких компаний, как ТНК-ВР, «Сургутнефтегаз» и «Славнефть-Мегионнефтегаз», было установлено более 3 тысяч гидравлических пакеров данного типа. Для разобщения пространства в нефтяных и газовых скважинах с эксплуатационными колоннами диаметром 140, 146 и 168 мм нами разработан гидравлический пакер ПГДА-ЯГ, который в компоновке со специальными устройствами (клапанами-отсекателями, фильтрами, разъединителями НКТ и т. д.) может применяться:
В настоящее время проблему сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта и ремонта скважин без их глушения утяжеленными растворами ряд нефтегазодобывающих компаний пытаются решать применением жидкостей глушения со специальными свойствами, а также установкой в эксплуатационных скважинах так называемых систем отсекателей пласта различных конструкций. Например, в ОАО «Сургутнефтегаз» уже более 10-ти лет для этих целей используется дорогостоящая компоновка, включающая механический пакер G-6 с клапаном-отсекателем, разработанные подразделениями американской компании Dresser. Из отечественных разработок в данной области можно привести клапан-отсекатель модели ИРТ-500 фирмы «ИПЦ-Фактор», а также систему отсекателя пласта СОП НПФ «Завод «Измерон», которая идентична по конструкции зарубежной системе, применяемой в ОАО «Сургутнефтегаз». Исходя из анализа работы зарубежного и отечественного оборудования и необходимости создания в этой области надежных конструкций, специалистами НТЦ «ЗЭРС» были разработаны гидравлические клапаны-отсекатели двух типов, общий вид которых показан на рис. 3. 
Рис. 3. Гидравлические клапаны-отсекатели
Достоинствами клапана-отсекателя КОГН по сравнению с зарубежными и отечественными аналогами являются увеличенный проходной канал, размещение пружины в закрытой полости и отсутствие небольших радиальных отверстий, находящихся в потоке жидкости, что значительно снижает абразивный износ деталей и повышает надежность и ресурс работы клапана. Испытания опытных аналогов непроходного клапана-отсекателя КОГН в компоновке с пакерами ПГДА-ЯГ были проведены в НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». В 2005 и 2006 гг. в горизонтальных скважинах № 5727Гр, № 5608Гр и № 5684Гр Федоровского месторождения с э/колоннами диаметром 146 мм были успешно установлены три компоновки с данным оборудованием для последующего проведения ремонтных работ в этих скважинах без глушения продуктивного пласта утяжеленными солевыми растворами. Оборудование, установленное в скважинах № 5727Гр и № 5684Гр, после года эксплуатации без осложнений было извлечено на поверхность для проведения в этих скважинах РИР. При ревизии оборудования не обнаружено повреждений и коррозии конструкции и возможно его повторное применение. Третий комплект оборудования в феврале 2009 г., после почти 3-х лет эксплуатации, успешно извлечен из скважины № 5608Гр. Ревизия пакера и клапана показала, что все детали устройств находятся в нормальном состоянии: нет коррозии и промытых зон на внешней и внутренней поверхностях рабочих деталей и узлов. В период эксплуатации скважин, оборудованных системами отсекателя пласта, возникает периодическая необходимость в проведении ОПЗ и РИР. В этом случае, как правило, пакер с клапаном-отсекателем извлекаются из скважины. Для проведения вышеуказанных работ без извлечения оборудования на поверхность нами разработан проходной клапан-отсекатель модели КОГП, общий вид которого показан на рис. 3б. Клапан-отсекатель КОГП устанавливается в нижней части гидравлического или механического пакера и имеет проходной канал диаметром 50 мм. Конструкция клапана состоит из корпуса 1, во внутренней полости которого размещена подпружиненная в осевом направлении втулка-толкатель 2, перемещение которой в то или иное положение задается командоаппаратом 3 и обеспечивается созданием давления 2 – 3 МПа с устья скважины. Нижняя часть втулки 2 соединена с хлопушкой 4, предназначенной для закрытия клапана. Временную герметизацию проходного канала и передачу управляющего усилия на втулку 2 обеспечивает запорный шар 5. При открытом клапане запорный шар находится во взвешенном положении в потоке жидкости. Для проведения ремонтных работ в скважине через проходной канал клапана запорный шар 5 извлекают на поверхность с помощью специнструмента. Для расширения функциональных возможностей и области применения любых типов пакеров нашими специалистами разработан ряд специальных устройств, общий вид которых показан на рис. 4. 
Рис. 4. Специальные устройства для расширения области применения пакеров
Разъединитель гидравлический состоит из муфты-переводника 1 и ствола захватного 2, соединенных между собой кулачковым механизмом. Отсоединение муфты 1 от ствола 2 происходит автоматически после установки пакера. Разъединитель гидравлический обеспечивает отсоединение НКТ от пакера на любой глубине скважины, в том числе и в горизонтальных ее участках. С помощью гидравлического разъединителя РГК в 2006 г. была успешно произведена установка одного из аналогов пакера ПГДА-ЯГ с клапаном-отсекателем при испытаниях их в НГДУ «Федоровскнефть» ОАО «Сургутнефтегаз». Механический разъединитель РМБ состоит из муфты соединительной 1 и ствола захватного 2, радиальные выступы которого связаны с внутренними фигурными пазами соединительной муфты 1. Для отсоединения муфты 1 от ствола 2 требуется правое или левое вращение НКТ на 1/4 оборота с одновременным их подъемом. Разъединитель механический может применяться с любым типом пакеров на глубинах, обеспечивающих передачу осевой нагрузки на муфту соединительную 1 для надежного ее отсоединения от захватного ствола 2. В последующем для извлечения пакеров, установленных в скважине с помощью вышеописанных разъединителей РГК или РМБ, применяется муфта соединительная 1 (рис. 4в), которая спускается на НКТ и автоматически сцепляется со стволом захватным 2, установленным в верхней части пакера. Для захвата ствола 2 и извлечения пакера из скважины может также применяться классический ловильный овершот спирального типа. В настоящее время во многих нефтегазодобывающих компаниях России успешно развивается технология проведения РИР с применением двухпакерных компоновок. Такие компоновки применяются при временной селективной изоляции обводнившихся пластов и мест нарушения герметичности э/колонн и являются достаточно эффективной альтернативой традиционным, трудоемким и малоуспешным ремонтно-изоляционным работам. Для развития данной технологии нами предлагается двухпакерная компоновка, включающая вышеописанные гидравлические пакеры ПГДА-ЯГ и ПГД-ЯГЗ с гидравлическим или механическим разъединительными устройствами, которые обеспечивают отсоединение НКТ от компоновки и последующее ее извлечение из скважины. Существенным достоинством двухпакерных компоновок с гидравлическими пакерами являются отсутствие при их установке необходимости вращения и осевых перемещений НКТ, жесткая фиксация уплотнительных манжет в сжатом состоянии на длительный срок и возможность установки на любой глубине, что расширяет области их применения в наклонно-направленных и горизонтальных участках скважин. В заключение следует отметить, что в настоящее время большинство ведущих нефтегазодобывающих компаний России для проведения вышеуказанных работ при эксплуатации и ремонте скважин используют в основном механические пакеры поворотной или осевой установки. Такой односторонний подход к выбору пакеров не вполне оправдан по ряду причин, особенно для пакеров, которые устанавливаются на длительный срок в скважинах со сложными профилями стволов, а также на большой глубине в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах и в ряде других случаев. Во-первых, передача достаточной осевой нагрузки для сжатия уплотнительных манжет механического пакера является сложной проблемой в скважинах со сложными профилями стволов и тем более в горизонтальных участках и боковых стволах. По данным ряда исследователей, в зависимости от скважинных условий при разгрузке веса бурильных или насосно-компрессорных труб на долото или пакер передается не более 30 – 70% их веса. Во-вторых, механические пакеры не имеют жесткого и надежного узла фиксации уплотнительных манжет после их сжатия, что значительно снижает их надежность при длительной эксплуатации, например в нагнетательных скважинах и других случаях. Проведенный нами анализ эффективности применения механических пакеров в нагнетательных скважинах на ряде месторождениий Западной Сибири показал, что после их установки и непродолжительного периода эксплуатации (не более одного-двух месяцев) затрубное давление над пакером по тем или иным причинам становится практически равным давлению закачки жидкости в НКТ. Таким образом, при установке большинства типов механических пакеров в нагнетательных скважинах обеспечение защиты э/колонны от действия динамического давления закачиваемой жидкости сводится к нулю и малоэффективно. Механические пакеры, как правило, успешно используются при кратковременных технологических операциях, таких как опрессовка э/колонн, ГРП, РИР и т. д. Достоинством пакеров механического типа являются относительно простая конструкция и возможность их переустановки в скважине без извлечения на поверхность. Однако некоторые разработки механических пакеров ряда отечественных фирм являются даже более дорогостоящими и сложными по конструкции и техническому обслуживанию, чем разработанные нами модели гидравлических пакеров. КомментарииФункция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей
|
Авторизация 
Ключевые слова: ООО «НТЦ «ЗЭРС», ремонт скважин, гидравлический пакер, клапан-отсекатель, разъединитель Keywords: .ZERS STC Co. Ltd., repairs of wells, hydraulic packer, safety valve, disconnector
Просмотров статьи: 1582 
| |||
