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.

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.

ремонт скважина месторождение эксплуатация

Рис. 1. Технические средства НТЦ "ЗЭРС" для эксплуатации и ремонта скважин

На протяжении многих лет в зарубежной практике успешно используется эффективная технология проведения РИР и ОПЗ при ремонте скважин с применением сдвоенных пакерующих устройств различных конструкций. Еще в середине 80-х годов, а затем в начале 90-х подобная технология активно использовалась отечественными нефтяными предприятиями с применением пакеров типа ПРС с надувными и манжетными уплотнительными элементами, разработанных в стенах НПО "Буровая техника-ВНИИБТ". На базе манжетного пакера ПРСМ специалистами НТЦ "ЗЭРС" разработан модернизированный аналог: сдвоенный гидравлический пакер ПГСМ для наклонно-направленных и горизонтальных скважин с э/колоннами диаметром 140, 146, 178, 219 и 245 мм, а также скважин, оснащенных хвостовиками диаметром 102 и 114 мм.

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:

· поиска мест негерметичности э/колонн;

· поинтервальных обработок призабойных зон, кислотных гидроразрывов пластов и других операций;

· закачки тампонажных материалов в заданные интервалы э/колонны для восстановления ее герметичности, ликвидации заколонных перетоков и ограничения водопритока из обводнившихся частей продуктивных пластов;

· гидравлической установки заколонных устройств и других операций при креплении скважин.

Отличительной особенностью пакеров ПГСМ являются:

· гидравлический способ установки и съема пакера, которые производятся созданием и сбросом давления на устье скважины;

· надежная установка на любой глубине в скважине, в том числе в горизонтальных участках и боковых стволах.

Пакер ПГСМ состоит из верхнего 1 и нижнего 2 уплотнительных узлов манжетного типа, между которыми размещен циркуляционный дифференциальный клапан 3. Установка пакера в заданном интервале скважины осуществляется созданием через дифференциальный клапан 3 начального перепада давления порядка 0,5 - 1,0 МПа. При этом не требуется каких-либо вращений и осевых перемещений НКТ. Извлечение пакера из скважины или перестановка его в другой интервал производится после сброса давления в НКТ до нуля. Для оснащения нагнетательного фонда скважин и защиты э/колонн от гидродинамических нагрузок, а также проведения различных технологических операций при ремонте скважин нами разработан малогабаритный гидравлический пакер ПГД-ЯГЗ для э/колонн диаметром 102, 114, 127, 140, 146 и 168 мм.

Рис.2а. Пакер гидравлический сдвоенный ПГСМ,

2б. Гидравлический пакер ПГД-ЯГЗ,

2в. Гидравлический пакер ПГДА-ЯГ

Общий вид пакера ПГД-ЯГЗ приведен на рис.2б. Отличительными особенностями пакеров ПГД-ЯГЗ являются:

· малые габариты по длине, что в сочетании с гидравлическим способом запакеровки обеспечивает надежную установку на любой глубине в скважине, в том числе в горизонтальных участках и боковых стволах;

· гидравлический способ установки без вращений и осевых перемещений насосно-компрессорных труб (НКТ);

· дополнительное сжатие уплотнительных манжет при разгрузке части веса НКТ на пакер после его установки;

· защита шлипсов гидравлического якоря от воздействия закачиваемых жидкостей и растворов.

Пакер ПГД-ЯГЗ спускается в скважину на НКТ. Установка пакера производится после посадки стального шара на седло в муфте для установки и создания в пакере через НКТ давления порядка 15 - 18 МПа. Извлечение пакера из скважины осуществляется осевым натяжением колонны НКТ усилием свыше 8 тонн сверх ее собственного веса в зависимости от времени нахождения пакера в скважине.

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:

· для временного отсечения продуктивного пласта при эксплуатации скважин штанговыми или электропогружными насосами;

· для защиты насосов от механических примесей при эксплуатации скважин;

· для установки съемных мостовых пробок при эксплуатации и ремонте скважин;

· в двухпакерных компоновках при временной изоляции мест негерметичности э/колонн и отключении обводнившихся пластов.

Общий вид пакера ПГДА-ЯГ приведен на рис.2в. Отличительными особенностями пакера являются:

· гидравлический способ установки без вращений и осевых перемещений НКТ;

· надежная установка на любой глубине в скважине, в том числе в горизонтальных участках и боковых стволах;

· возможность эксплуатации пакера без наличия НКТ.

Пакер с разъединительным устройством спускается на НКТ в скважину. Перед спуском на нижний концевой участок пакера в зависимости от варианта применения устанавливаются клапан-отсекатель, заглушка или муфта для установки пакера с седлом под шар. Установка пакера производится созданием в пакере через НКТ давления порядка 15 - 16 МПа. Извлечение пакера из скважины осуществляется осевым натяжением колонны НКТ с усилием около 8 тонн сверх ее собственного веса.

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

Непроходной клапан-отсекатель КОГН (рис.3а) устанавливается в нижней части гидравлического или механического пакера и предназначен для временного перекрытия его проходного канала с целью отсечения продуктивного пласта и проведения ремонтных работ в скважине без ее глушения солевыми растворами. Конструкция клапана имеет цанговый механизм, который с помощью регулировочной гайки может настраиваться на давление открытия клапана в диапазоне от 1,5 до 6 МПа. Закрытие клапана производится созданием с устья скважины давления порядка 5 МПа.

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

Клапан циркуляционный гидравлический КЦГ (рис.4а) устанавливается над пакером и предназначен для закачки жидкости в скважину через межтрубное пространство. Открытие клапана производится созданием в межтрубном пространстве давления с устья скважины не более 0,5 МПа. Клапан может применяться при различных технологических операциях:

· при закачке незамерзающих жидкостей или нефти в межтрубное пространство для защиты устья скважины от промерзания;

· при глушении скважины и выравнивании давления через межтрубное пространство перед извлечением пакера из скважины;

· при освоении скважины для вызова притока из продуктивного пласта;

· для заполнения НКТ при спуске пакеров или выполнения обратной промывки их в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.

Для эксплуатации пакеров без связи с НКТ необходимы надежные и простые в обслуживании разъединительно-соединительные устройства, обеспечивающие отсоединение НКТ после установки пакера и извлечение его из скважины. Специалистами НТЦ "ЗЭРС" разработаны два типа таких устройств: разъединитель гидравлический модели РГК (рис.4б) и разъединитель механический РМБ (рис.4в).

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.

Размещено на Allbest.ru