Технологии изоляции мест негерметичности эксплуатационной колонны пакерными компоновками. Методы установки пакеров при недостаточной нагрузке

Technologies for production casing leaks isolation with packer assemblies. Packer setting methods with underload

M. AMINEV, А. ZMEU, Paker NPF, LLC

ООО НПФ «Пакер» разработаны одно- двухпакерные компоновки, позволяющие вести эксплуатацию скважин с одновременной изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны.

Paker NPF, LLC, developed single and double packer assemblies, which ensure wells production with simultaneous isolation of leaks in the production string.

В настоящее время большая часть нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой и постоянно увеличивающейся обводненностью добываемой продукции. Одной из причин высокой обводненности является наличие негерметичности эксплуатационных колонн.

Возникновение негерметичности эксплуатационных колонн связанно как с качеством первичного цементирования, так и с самыми различными условиями эксплуатации скважин.

Для решения проблемы негерметичности эксплуатационных колонн применяются различные технологии с использованием тампонажных составов и технических средств, каждая из которых имеет свои преимущества и недостатки, свою область применения.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) являются одним из основных видов капитального ремонта скважин по восстановлению конструкции скважин и устранению негерметичности эксплуатационных колонн.
На сегодняшний день стоимость РИР высока настолько, что некоторые нефтегазодобывающие предприятия вынуждены отказываться от их проведения. А обводнение ставит под угрозу продолжение рентабельной эксплуатации основных обустроенных объектов добычи нефти. Большое количество скважин, достигнув предела рентабельности, уходит из действующего фонда. В то же время высокий процент неработающего фонда не означает полного отбора удельных извлекаемых запасов каждой простаивающей скважины.

На основании выше изложенного совершенствование ранее известных технологий, направленных на снижение объемов попутно добываемой воды и увеличение нефтеотдачи частично заводненных пластов, является весьма актуальным.

По данным начальника отдела и учета оборудования ЦДО ОАО «Варьеганнефтегаз» ТНК-ВР Афанасьева А.В. (Инженерная практика. Выпуск 2011. №5), экономия на каждом РИР и ликвидация негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК) пакером составляет до 1,0 млн руб. То есть сегодня в определенных скважинных условиях эффективней и целесообразней применение технических средств для ЛНЭК, чем традиционное применение различного рода тампонажных растворов и химических реагентов.
Различными производителями оборудования предлагается множество технических решений для борьбы с негерметичностью эксплуатационных колонн. Одним из таких решений, предложенных ООО НПФ «Пакер», является одно-, двухпакерные компоновки, изолирующие место негерметичности эксплуатационной колонны. С помощью пакерных компоновок НПФ «Пакер» решает определенные скважинные задачи, позволяющие вести эксплуатацию скважин с одновременной изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны.

Установка компоновок для изоляции негерметичности возможна как в жесткой сцепке с подземным оборудованием, так и в автономном режиме. В компоновках обязательно предусматривается:
  • возможность выравнивания давления в над- и межпакерном пространстве для уменьшения нагрузки при срыве компоновки после длительной эксплуатации;
  • применение узлов безопасности для уменьшения рисков возникновения осложнений, которые мы должны предусматривать при эксплуатации скважины;
  • возможность смены насосно-компрессорных труб или всего подземного оборудования без извлечения пакерной компоновки;
  • возможность отвода свободного газа из подпакерного пространства.
Данные компоновки успешно проходили скважинные испытания и продолжают эксплуатироваться многими нефтегазодобывающими организациями.

При наличии расстояния между насосным оборудованием и интервалом перфорации применяются автономные двухпакерные компоновки типа 2ПРОК-СИАМ-1 (рис. 1) с механическим инструментом посадочным, используемые на фонде скважин с небольшой глубиной установки, где имеется возможность передать крутящий момент на инструмент посадочный (ОАО «Удмуртнефть»). При глубине установки более 2000 м и наличии значительных углов отклонения от вертикали более применимы двухпакерные автономные компоновки типа 2ПРОК-СИАГ-1 с гидравлическим инструментом посадочным (рис.1), который дает большую однозначность при установке компоновки в скважине (ТПП «Лангепаснефтегаз» ООО «ЛУКОЙЛ- Западная Сибирь»).

Для отсечения интервалов негерметичности выше интервала перфорации при эксплуатации скважины УЭЦН применяется однопакерная компоновка 1ПРОК-ИВЭ-1 (рис. 2), которая позволяет отказаться от проведения дорогостоящих и не всегда эффективных РИР и располагать пакер П-ЭГМ как непосредственно над УЭЦН, так и на удалении от него до 1500 м. Это условие дает возможность применять компоновку 1ПРОК-ИВЭ-1 в различных скважинных условиях. Компоновка прошла неоднократные скважинные испытания и эксплуатируется в компаниях ТНК-ВР, ОАО «Росснефть», ОАО НК «Русснефть», ОАО «ЛУКОЙЛ» и др.

Вопрос отвода свободного газа из подпакерного пространства при эксплуатации УЭЦН с негерметичной эксплуатационной колонной решается применением однопакерной компоновки 1ПРОК-ИВЭГ-1 (рис. 3) с капиллярным трубопроводом, которая успешно прошла скважинные испытания в ОАО «Варьеганнефтегаз» ТНК-ВР.
При эксплуатации скважин УШГН с негерметичностью эксплуатационной колонны выше интервала перфорации применяются однопакерная компоновка 1ПРОК-ИВ-1 (рис. 4), двухпакерная компоновка 2ПРОК-УОИВ-1 (рис. 5), позволяющие произвести натяжение колонны НКТ, снизив эксплуатационные затраты, и увеличить наработку подземного оборудования, а также применить технологию уменьшения обводненности продукции, что подтверждено скважинными испытаниями в ОАО «Белкамнефть» (Нефть России. 2011. №8)

Также необходимо отметить наличие сложностей установки пакерных компоновок в наклонно-направленных скважинах, в горизонтальных участках эксплуатационных колонн и при небольшой глубине установки пакерных компоновок. В этих случаях нет возможности передать требуемую нагрузку на пакерную компоновку и, как следствие, гарантировать герметичность компоновки и способность выдержать требуемый перепад давлений. Это также актуально и при установке пакеров в системе ППД и при проведении ремонта устьевого оборудования.
Для обеспечения передачи необходимой нагрузки на пакер или пакерную компоновку применяется разработанное в НПФ «Пакер» «Устройство установочное гидравлическое» – УУГ и созданная на его основании якорная компоновка ЯКПРО-СДУ (рис. 6). Данная компоновка обеспечивает передачу осевой нагрузки в 16,0 тонн при подаче гидравлического давления 25,0 МПа. Таким образом, мы имеем возможность качественно установить пакерную компоновку на любом проблемном участке эксплуатационной колонны.

Успешное применение якорная компоновка ЯКПРО-СДУ показала при установке автономных двухпакерных компоновок 2ПРОК-СИАМ-1 в ОАО «Ульяновскнефть», ТОО «Заман Энерго» республики Казахстан, ОАО «ТНК-Уват».

Наличие широкой линейки оборудования НПФ «Пакер» позволяет решать множество задач при эксплуатации, ремонте и освоении нефтяных и газовых скважин, а также существенно сократить эксплуатационные затраты.

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Аминев М.Х.

    Аминев М.Х.

    заместитель директора по НТиТ

    ООО НПФ «Пакер»

    Змеу А.А.

    Змеу А.А.

    ведущий инженер–технолог службы разработки скважинных технологий

    ООО НПФ «Пакер»

    Просмотров статьи: 16398

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru