Содержание к диссертации
Введение
1. Обзор и анализ состояния нагнетательного фонда скважин, изолирующих и отсекающих устройств на примере месторождений Среднего Приобья
1.1. Основные показатели работы фонда нагнетательных скважин Среднего Приобья
1.2. Основные факторы, влияющие на работоспособность общего фонда нагнетательных скважин
1.3. Характеристика фонда нагнетательных скважин, ликвидированных по причине нарушения обсадной колонны
1.4. Основные типы внутриколонных изолирующих и отсекающих устройств, применяемые для изоляции зон в скважинах и их назначение
1.5. Зарубежные внутриколонные изолирующие и отсекающие устройства
1.6. Задача и цель работы
2. Теоретические исследования внутриколонных изолирующих и отсекающих устройств
2.1. Теоретические исследования несущей способности системы "Насосно-компрессорные трубы - пакер" с учетом влияния различных физических факторов, возникающих в наклонных скважинах
3. Разработка устройств ПНЭ, ППСМ, ВИКО и технологические схемы их применения
3.1. Пакерующее устройство ПНЭ для изоляции разобщенных зон в наклонных скважинах
3.2. Внутриколонный извлекаемый клапан - отсекатель ВИКО для эксплуатации и ремонта скважин
3.3. Внутриколонная, съемная, извлекаемая, пакер-пробка типа ППСМ для ремонта скважин
3.4. Технологические схемы применения внутриколонных
изолирующих, отсекающих устройств ПНЭ, ВИКО, ППСМ на
месторождениях Среднего Приобья
4. Экспериментальные стендовые исследовании изолирующих и отсекающих устройств
4.1. Экспериментальные исследования по определению герметизирующей и заякоревающей способности устройств типа ПНЭ
4.2. Экспериментальные исследования по определению герметизирующей и заякоревающей способности устройств типа ППСМ, ВИКО
4.3. Экспериментальные исследования фрикционной работоспособности уплотнительного элемента пакер-пробки ППСМ
5. Организация промышленного производства и внедрение на промыслах изолирующих и отсекающих устройств ТИПА ПНЭ, ППСМ, ВИКО
5.1. Промышленное производство пакерующих устройств типа ПНЭ...
5.2. Внедрение пакерующих устройств типа ПНЭ на промыслах Среднего Приобья
5.3. Организация промышленного производства устройств типа ППСМ, ВИКО
Заключение
Основные выводы
Литература
Приложения
- Основные показатели работы фонда нагнетательных скважин Среднего Приобья
- Теоретические исследования несущей способности системы "Насосно-компрессорные трубы - пакер" с учетом влияния различных физических факторов, возникающих в наклонных скважинах
- Пакерующее устройство ПНЭ для изоляции разобщенных зон в наклонных скважинах
- Экспериментальные исследования по определению герметизирующей и заякоревающей способности устройств типа ПНЭ
Введение к работе
Обвальное сокращение добычи нефти, особенно в регионах Среднего Приобья - это реальность, с которой надо считаться в настоящее время. Длительный и чисто коммерческий период разработок данных месторождений закончился. Сегодня целесообразно внедрение новых технологий и новой техники особенно для Самотлорского месторождения, где обводненность эксплуатационных скважин составляет более 90 %.
Важность этой задачи особенно актуальна при решении вопросов, связанных с обеспечением надежной изоляции разобщаемых зон с наименьшими затратами средств при проведении ремонтно-изоляционных работ в период заканчивания и эксплуатации наклонных скважин на сложно построенных месторождениях Среднего Приобья, а также при проведении подземных работ (освоение нагнетательных скважин под закачку воды, обработка призабойной зоны и т.д.).
Проведенный анализ динамики ремонтно-изоляционных работ в скважинах указанного региона показал объективную закономерность увеличения числа ремонтно-изоляционных работ в связи с общим увеличением фонда наклонных эксплуатационных и нагнетательных скважин, старением этого фонда, отсутствием в отрасли надежных пакерующих устройств, обеспечивающих изоляцию разобщаемых зон в обсадных колоннах при эксплуатации этих скважин, отсутствие надежных внутриколонных отсекающих устройств, обеспечивающих отсечение пластового флюида при проведении устьевых и внутрискважинных работ без глушения скважин, т.к. глушение скважин приводит к длительному выводу скважины из эксплуатации, а также снижению начальных дебитов скважины, а также отсутствие внутриколонных отсекающих устройств с возможностью обеспечения свободного внутреннего проходного канала для проведения ремонтных работ в зоне продуктивного пласта и обеспечения пропуска геофизических приборов. Применение съемной
4 пакер-пробки позволяет избежать установки цементных мостов, повысить
надежность ремонтных работ в скважине в период замены устьевого
противовыбросового оборудования (ПВО) на устье.
Цель работы
В настоящее время на месторождениях Среднего Приобья применяют внутриколонные пакерующие устройства типа: ПВМ, ПВ-ЯГМ (Б-76), ГТРК, ПД-ЯГ, ПРО-ЯМОЗ, ПРО-ЯДЖ-О, ПРО-ЯДЖ, П-ЯДЖ, П-ЯМГ, П-ЯМО, а также внутриколонные отсекающие устройства ИРТ.500.102 и др. Основные недостатки всех вышеуказанных внутриколонных устройств, проанализированные в результате их использования в наклонных глубоких скважинах на месторождениях Среднего Приобья, заключаются в следующем:
- успешность спуска составляет не более 80%;
- успешность установки изолирующих, отсекающих устройств
составляет не более 75%;
после 2-3 лет эксплуатации скважины, в который установлены изолирующие, отсекающие устройства, съем и извлечение последних из скважины сопряжено со значительными осложнениями в виде прихвата колонны насосно-компрессорных труб;
отсутствие съемных, извлекаемых пакер-пробок;
необходимость разбуривания пакер-пробок после проведения технологических операций;
- низкая надежность работы внутриколонных отсекающих устройств;
-невозможность обеспечения свободного внутреннего проходного
канала отсекающего устройства, для прохода колонны лифтовых труб при проведении различного рода ремонтных работ, а также допуска геофизических приборов;
На основании теоретических и экспериментальных исследований перед нами стояла задача провести научно-исследовательскую работу и
5 разработать: гидравлические изолирующие, отсекающие устройства,
предназначенные для надежной изоляции и разобщения пластов при
проведении различных подземных и ремонтно-изоляционных работ в период
заканчивания и эксплуатации нагнетательных и эксплуатационных скважин, а
также внутриколонные отсекающие устройства для проведения ремонтных
работ без глушения скважин.
Основные задачи исследования
Для достижения поставленной цели необходимо было решать
следующие задачи:
- провести анализ состояния работы нагнетательного фонда скважин на
месторождениях Среднего Приобья;
-обобщить отечественный и зарубежный опыт по созданию внутри-колонных изолирующих, отсекающих устройств;
- теоретически и экспериментально исследовать возможности повы
шения работоспособности внутриколонных изолирующих, отсекающих
устройств типа ПНЭ, ПГТСМ, ВИКО с учетом влияния физико-
механических параметров скважины, колонны насосно-компрессорных
труб и технологических условий эксплуатации скважины;
- предложить зашищенньїе патентами, рациональные конструкции
внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств и технологии их
применения на месторождениях Среднего Приобья;
- разработать научно-техническую конструкторскую документацию,
провести стендовые, промысловые приемочные испытания и внедрить
на промыслах внутриколонные устройства типа ПНЭ, ППСМ, ВИКО,
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались нами на основании изучения теоретического материала, научно-исследовательских работ по разработке изолирующих, отсекающих устройств, а также стендовых экспериментальных работ. На основании выше указанного были проведены:
- теоретические исследования по определению напряженно-
деформированного состояния системы "насосно-компрессорные
трубы - пакер" в условиях воздействия множества факторов,
возникающих в скважине и влияющих на работоспособность и
функционирование системы в глубоких наклонных скважинах;
- расчеты поверхностных и массовых сил, возникающих в системе
"насосно-компрессорные трубы - пакер", влияющих на обеспечение
работоспособности изолирующих устройств в глубоких наклонных
скважинах;
- на основании теоретических исследований были изготовлены
экспериментальные стендовые установки для исследований
работоспособности и функционирования внутриколонных
изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ, на
гарантийный период эксплуатации в скважине;
- на основании и экспериментальных исследований фрикционной
работоспособности ушютнительного элемента съемной пакер-пробки
ППСМ были определены факторы, положенные в основу
проектирования пакер-пробки для работы в открытом стволе;
-новые научно-технические решения, защищенные патентами, были положены за основу при проектировании внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ для эксплуатации в наклонных глубоких скважинах. Научная новизна Научная новизна данной работы заключается в следующем:
- проведены патентные исследования по отечественному и
зарубежному фонду изобретений для определения патентной чистоты
вновь разрабатываемых изделий;
- сформулированы общие цели и направления исследования
повышения надежности, работоспособности внутриколонных
изолирующих, отсекающих устройств для изоляции и отсечения
7 разобщаемых зон на основании анализа применения отечественных
и зарубежных внутриколонных устройств ;
теоретически исследована методика напряженного состояния системы « колонна насосно-компрессорных труб-пакер в глубоких наклонных скважинах с учетом влияния давления, температуры, изгиба, поршневого эффекта, потери устойчивости колонны насосно-компрессорных труб;
теоретически рассчитаны и изготовлены экспериментальные стендовые установки, с целью исследования работоспособности взаимодействия всех элементов изолирующих, отсекающих устройств с учетом влияния различных физических условий функционирования скважины;
на основании теоретических выводов экспериментально исследована фрикционная работоспособность уплотнительных элементов изолирующих, отсекающих устройств, устанавливаемых в скважине, с учетом влияния множества взаимосвязанных факторов;
экспериментально проверены теоретические выкладки работоспособности изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ на заякоревание и обеспечения герметизирующей возможности уплотнительных элементов;
- на базе теоретических и экспериментальных исследований были
спроектированы и изготовлены опытные образцы внутриколонных
изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ для
надежной изоляции разобщаемых зон при эксплуатации и
проведении различных устьевых и подземных ремонтных работ в
скважине.
Практическая значимость Разработанные внутриколонные изолирующие, отсекающие устройства типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ, защищенные патентами РФ позволяют:
- поднять успешность спуска, установки, работоспособности пакерующих
устройств типа ПНЭ в глубоких наклонных скважинах;
устанавливать съемную пакер-пробку типа ППСМ взамен цементных мостов, проводить опрессовку устья скважины и установленного на устье противовыбросового оборудования, нужное количество раз переустанавливать пакер-пробку в скважине без подъема на поверхность, что расширит технологический объем ремонтно-изоляционных работ в скважине ;
при установке клапана-отсекателя типа ВИКО, в эксплуатационной скважине, проводить ремонтные работы на устье при замене противовыбросового оборудования и ремонтно- изоляционные работы внутри скважины без глушения т. к, в процессе глушения скважина выводится на длительный период из эксплуатации, а последующий ввод скважины в эксплуатацию не всегда приводит к начальным дебитам.
Общая потребность нефтегазовой отрасли в изолирующих, отсекающих устройствах составляет: -в пакерах типа ПНЭ - 100 шт.;
в пакер-пробках типа ППСМ -300 шт.;
в клапанах отсекателях типа ВИКО до 90% эксплуатируемых скважин.
Реализация работы в промышленности
В 1987 году по договору с Главтюменнефтегазом была начата разработка гидравлического пакерующего устройства типа ПНЭ для повышения надежности изоляции разобщаемых зон в обсадных колоннах.
В 1988 году закончена разработка конструкторской документации на экспериментальный образец пакера типа ПНЭ на типоразмерный ряд для колонн диаметром 140, 146, 168 мм. Данная документация была передана на Опытный завод ВНИИБТ. В течение 1988-1989 годов были изготовлены экспериментальные образцы пакеров ГШЭ-146, ПНЭ-146А, ПНЭ-168. По результатам стендовых испытаний (см. Приложения № 1, 2, 3, 4, 5) пакеры были рекомендованы для проведения промысловых испытаний на место-
9 рождениях Среднего Приобья. В течение 1989-1990 годов в НГДУ "Самот-
лорнефть" службами Самотлорского УПНП и КРС были установлены экспериментальные и опытные образцы пакеров типа ПНЭ-146, ПНЭ-168 в нагнетательных скважинах (см. Приложения № 8, 9, 10).
В 1990 году по результатам промысловых испытаний была проведена корректировка конструкторской документации на серийный образец пакера типа ПНЭ и передана на серийный завод отрасли ОАО "Карпатнеф-темаш" Ивано-Франковской области. Акт и протокол приемки конструкторской документации (см. Приложение № 6). В августе 1990 года были проведены ведомственные приемочные испытания партии гидравлических ПНЭ в скважинах обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 140, 146, 168 мм. Акт приемки опытной партии пакеров, подписан и.о. Начальника Главтюменнефтегаза А.А.Тюкаловым, протокол (см. Приложение № 11). В период с 1989-1992 год на Самотлорском месторождении ПО "Нижневартовскнефтегаз" было внедрено более 25 пакеров ПНЭ-146, ПНЭ-168, показавших безотказность и надежность при установке и при последующем подъеме их из скважин. Съемная пакер-пробка типа ППСМ -146 была изготовлена и прошла стендовые заводские испытания на Опытном заводе ВНИИБТ г. Котово (см. приложение 12). Вставной извлекаемый клапан отсекатель типа ВИКО прошел стендовые заводские испытания на ФГУП « Стрела» г. Оренбург, для дальнейших исследований устройства типа ВИКО документация передана на « Воронежский механический завод» филиал ФГУП «ГКНПЦ им М.В. Хруничева» Апробация работы
Основные положения работы докладывались на коллоквиумах Лаборатории специальной техники и технологии ремонта скважин , техническом совете Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин УПНП и КРС объединения « Юганскнефтегаз», «Нижневартовскнефтегаз», и « Лангепаснефтегаз», на
10 научно-техническом совещании «Воронежский механический завод»
филиал ФГУП «ГКНПЦ им. М.В. Хруничева». На Ученом совете ОАО
НПО «Буровая техника - ВНИИБТ»
Публикации по работе
По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в т.ч. 2 работы в журналах, рекомендованных-ВАК.
Структура и объем диссертации
Диссертация состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 124 наименований и 12 приложений. Диссертация изложена на 148 страницах, содержит 26 рисунков, 11 таблиц
Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук Г.С. Оганову и доктору технических наук А.А. Цыбину за большую помощь в работе над диссертацией. Автор выражает также искреннюю признательность доктору технических наук, профессору A.M. Гусману за ценные замечания и советы при подготовке диссертации.
Основные показатели работы фонда нагнетательных скважин Среднего Приобья
Уменьшение среднегодовой приемистости одной нагнетательной скважины в 1,6 раза объясняется вводом в эксплуатацию значительного количества месторождений с низкими коллекторными свойствами.
Снижение коэффициента использования фонда нагнетательных скважин определяется значительной долей неработающих скважин.
Так, по Главтюменнефтегазу в 90-ые годы в среднем ежемесячно простаивало до 28,5 % скважин от общего их фонда.
Если не предпринять радикальных мер по снижению доли неработающего фонда нагнетательных скважин, то, как учитывает прогноз на перспективу до 2005 года, коэффициент использования фонда нагнетательных скважин будет снижаться и достигнет величины 0,65. Пути повышения этого показателя определяются ранее указанными причинами простоя и величиной их удельного веса в фонде неработающих скважин. Сокращение фонда освоения, простоя в КРС и ПРС и по требованию УКР позволит к 2005 г. повысить коэффициент использования фонда нагнетательных скважин до плановой величины 0,85.
Как видно из таблицы 1.2.1, относительное количество негерметичных скважин сравнительно невелико — 5,4 % от общего фонда нагнетательных скважин. Если из этого числа исключить ликвидированные скважины, то доля негерметичных скважин будет еще меньше - 4,7 %. Этот показатель имеет тенденцию к интенсивному росту, так, с 1,9 % в 1970 г., он составил 6,1 % в ближайшие годы потребуется предпринять срочные меры по повышению надежности конструкции нагнетательных скважин.
Наибольшая интенсивность выхода из строя нагнетательных скважин отмечена в период с 1980 по 1985 гг. За это время зарегистрировано 289 случаев от общего числа 378 скважин, что составляет 76,4 %. Основная масса негерметичных скважин имеет возраст эксплуатации (в режиме нагнетания) до 5 лет. Таких скважин 295, в возрасте от 5 до 10 лет - 48 скважин, от 10 до 15 лет - 20 скважин. Из п. 10 видно, что основная масса негерметичных скважин имеет возраст от 1 до 3 лет (61 скв., 70 скв., скв.), всего 204 скв. Эти скважины получились в результате некачествен-ного их строительства и нарушения режима эксплуатации. Количество негерметичных скважин с возрастом от 3 до 5 лет становится меньше, но еще достаточно высоко, что может быть объяснено выявлением скрытых дефектов конструкции скважин, заложенных при их строительстве.
Более "старые" скважины реже проявляют негерметичность. Здесь сказывается более высокое качество строительства скважин, которое обеспечивает при прочих равных условиях безаварийную эксплуатацию скважины на достаточно длительный период времени.
О низком качестве строительства скважин свидетельствует и п. 6. Анализ по нагнетательным скважинам позволил выявить, что почти половина всех негерметичных скважин имеет недоподъем цементного кольца за эксплуатационной колонной.
Из анализа по п. 5 видно, что цементное кольцо само по себе не повышает прочность эксплуатационной колонны: число нарушений в зоне цементного кольца выше в два раза числа нарушений в интервале без кольца.
Распределение негерметичности по интервалам глубин (п. 7) дает равное число нарушений до 800 метров и глубже 2000 метров, однако характер нарушений принципиально иной. Так, в нижнем интервале глубин проявляется, в основном, нарушение целостности цементного кольца и, как следствие, заколонная циркуляция воды. В верхнем интервале глубин (от устья до 800 метров) проявляются наиболее тяжелые формы нарушений — порыв эксплуатационной колонны, в том числе со всеми случаями порыва колонн со смещением концов труб. Порыв со смещением отмечен как на одиночных скважинах, так и на всех скважинах (нефтяных и нагнетательных) одного куста. Отмечен случай порыва эксплуатационной колонны и кондуктора одновременно со сдвигом концов труб. Это самые тяжелые формы аварий, и все они зарегистрированы в интервале глубин до 800 метров. Тяжесть этих аварий делает невозможным в ряде случаев осуществить ликвидацию скважин в соответствии с требованием РГТИ.
Существует мнение о влиянии подвижных глин Люленворской, Березовской, Талицкой и других свит на прочность обсадных труб скважин. Согласно этому мнению, при прорыве нагнетаемой воды через негерметичность в эксплуатационной колонне в зону залегания неустойчивых глин, последние набухают, приходят в движение и сминают, а в ряде случаев приводят к порыву обсадных труб.
Это мнение гипотетично и основано на анализе косвенных данных. В пользу такого суждения, однако, говорят факты порывов, произошедшие как раз в интервале залегания этих глин.
Для выяснения механики нарушений необходимы специальные исследования. Поскольку эти исследования пока не планируются и вряд ли будут когда-либо реализованы, то устранить влияние Люленворских и других глин на целостность обсадных колонн можно, лишь обеспечив высокую герметичность резьбовой сборки обсадных труб удлинением кондуктора до глубины, перекрывающей залегание глин (до 900 метров) и правильной эксплуатацией нагнетательных скважин существующей конструкции, предполагающей обязательную защиту эксплуатационной колонны от высоких давлений закачки, установкой пакерующих устройств. Реализация данных мер позволит в значительной степени снизить актуальность проблемы повышения надежности конструкции нагнетательных скважин.
Оценить влияние типа закачивания (п. 10) и режима закачки (п. 11) на появление негерметичности в эксплуатационной колонне также не представляется возможным, так как тип воды и режим закачки в процессе длительной эксплуатации скважины постоянно изменяются и в большинстве случаев установить эти изменения во времени не представляется возможным. Кроме того, несмотря на применение трех режимов закачки (по НКТ, по затрубному пространству и по обоим каналам одновременно), закачка повсеместно производится без защиты обсадной колонны нагнетательной скважины от высоких давлений нагнетания. Пакеры, предназначенные для этой цели в нагнетательных скважинах на месторождениях Среднего Приобья, применяются ограниченно из-за низкого технического уровня их эксплуатации и невысокого уровня их конструктивной надежности.
Теоретические исследования несущей способности системы "Насосно-компрессорные трубы - пакер" с учетом влияния различных физических факторов, возникающих в наклонных скважинах
Оснащение эксплуатационной и нагнетательной скважины для защиты колонны от гидравлического воздействия в процессе проведения таких видов работ как: эксплуатация, нагнетание или различные виды капитального ремонта, включают обязательные элементы: насосно-компрессорные трубы (НКТ) и пакер, составляющие одну функциональную систему.
Целью и задачей функционирования системы "насосно-компрессорные трубы-пакер" является обеспечение поступающего потока жидкости в ствол скважины при любых видах работ, независимо от того, газовая это или нефтяная среда, а также обеспечения контроля за поступающей жидкостью и давлением в процессе защиты колонны и пластов.
Рассматривая систему "насосно-компрессорные трубы-пакер", спущенную и установленную с запакерованным пакером как в обсаженную, так и в открытую скважину, необходимо учитывать множественное количество взаимосвязанных параметров. Эти параметры и их взаимовлияние представлены в таблице 2.1.1. Из таблицы видно, что основными факторами, положительно влияющими на функционирование системы "насосно-компрессорные трубы-пакер", являются высокопрочные пластичные материалы и конструкция пакеров, позволяющая устанавливать последние в наклонных глубоких скважинах без проворота и натяга.
Анализ отечественных и зарубежных пакеров механического действия показал почти универсальное применение последних с одним исключением, связанным с применением данных пакеров в глубоких наклонных скважинах, где передача вращения, а также натяг и допуск насосно-компрессорных труб представляют большую проблему. Разработанные нами пакеры ПНЭ, ВИКО, ППСМ являются пакерами гидравлического типа, спуск которых к месту установки осуществляется на насосно-компрессорных трубах, а установка за счет создания гидравлического давления в трубах. Пакеры типа ПНЭ, ВИКО,ППСМ имеют заякоревающие узлы, поэтому после установки пакера в эксплуа-тационной колонне, насосно-компрессорные трубы могут подвергаться ограниченному натяжению или сжатию или оставаться в нейтральном положении. Съемная пакер- пробка ППСМ имеет исполнение с заякоревающими узлами для установки в эксплуатационной колонне и исполнение с уплотнительным элементом гидравлического типа, на наружной поверхности которого нанесен абразивный материал, что позволяет устанавливать последнюю в открытом стволе. Съем пакера ПНЭ, осуществляется созданием давления в насосно-компрессорных трубах после посадки шара на седло распакеровочной втулки, съем ППСМ осуществляется созданием давления в насосно-компрессорных трубах после установки устройства, установки и съема на посадочное седло пробки.
Устройства типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ имеют универсальное применение, как в наклонных глубоких, так и горизонтальных скважинах.
Основными факторами, влияющими на надежность функционирования системы "насосно-компрессорные трубы-пакер" при проведении основных видов работ в скважине, являются температура, давление, угол наклона ствола скважины. При решении любой технологической операции эти факторы необходимо учитывать, так как они влияют на насосно-компрессорные трубы, приводят к изменению силы действующей на пакер и насосно-компрессорные трубы.
Система, состоящая из колонны труб, изолирующего устройства, спущенная в скважину к месту установки, при создании давления в колонне труб во время установки изолирующего устройства, а также в период эксплуатации, подвергается влиянию значительных по величине сжимающих или растягивающих усилий Q, без учета которых эксплуатация системы "насосно-компрессорные трубы-пакер" может привести к срыву пакера, разгерметизации межтрубного пространства последующим воздействием давления закачки на обсадную колонну и разгерметизацией последней.
Осевые растягивающие или сжимающие усилия Q являются функцией многих переменных. Q = /(AL,P,At„E,h,S,g,a,P), где Q - осевое растягивающее или сжимающее усилие, действующее на насосно-компрессорные трубы; AL - изменение длины насосно-компрессорных труб; Р- внутреннее давление закачки жидкости по насосно-компрессорным трубам At - изменение температуры по длине насосно-компрессорных труб; h - глубина установки пакера; S - площадь поперечного сечения стенки насосно-компрессорных труб; g - погонный вес насосно-компрессорных труб; a - коэффициент линейного расширения материала; у - зенитный угол наклона ствола скважины. Е - модуль упругости
Пакерующее устройство ПНЭ для изоляции разобщенных зон в наклонных скважинах
Разработанное гидравлическое пакерующее устройство типа ПНЭ предназначено для надежной изоляции межтрубного пространства при проведении различных подземных работ в период эксплуатации скважин: освоение скважин под нагнетание и эксплуатация нагнетательных скважин, предохранение эксплуатационных колонн от коррозии при переводе скважин к эксплуатации на более интенсивные режимы разработки и т.д.
Целесообразность применения данных пакерующих устройств особенно актуально в наклонных скважинах на месторождениях Западной Сибири, где в настоящее время более 30 % фонда нагнетательных скважин эксплуатируется без пакерующих устройств, предназначенных для изоляции межтрубного пространства. Основная этому причина - отсутствие пакерующих устройств, надежных в эксплуатации при изоляции разобщаемых зон в обсадных колоннах и технологичных при их установке и извлечении из наклонных скважин.
Эксплуатация нагнетательных скважин без пакерующих устройств, предназначенных для изоляции межтрубного пространства и для защиты эксплуатационных колонн от гидравлического воздействия в процессе закачки воды, способствует разгерметизации эксплуатационных колонн и, как следствие, снижает эффективность закачки воды в заданные продуктивные пласты, увеличивая затраты на непроизводительную закачку значительных объемов воды в скважины через интервалы нарушений в обсадных колоннах. Восстановление герметичности эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах требует значительных дополнительных затрат на ремонт скважин. Кроме того, на месторождениях Среднего Приобья свыше сотни сквалшн имеют нарушение эксплуатационных колонн со смещением в интервалах залегания подвижных глин Люленворской, Березовской, Талицкой и других свит из-за закачки воды по негерметичным эксплуатационным колоннам в интервалы залегания этих глин. Анализ, проведенный в производственных объединениях на месторождениях Западной Сибири, позволил сделать вывод, что ежегодно происходит увеличение числа скважин со смещением колонн в виду старения действующего фонда нагнетательных скважин. В настоящее время эти виды нарушений не поддаются ремонту или работам по ликвидации данных скважин, что значительно ухудшает экологическую обстановку на месторождениях Западной Сибири.
Разработанный нами гидравлический пакер типа ПНЭ предназначен для использования в эксплуатационных скважинах с условным диаметром обсадной колонны 140 мм, 146 мм, 168 мм, с толщиной стенки 6, 7, 8 мм. Конструкторская документация разработана на четыре типа исполнения пакеров: ПНЭ-146, ПНЭ-146А, ПНЭ-168, ПНЭ-168А, что вытекает из применения уплотнительного элемента, серийно выпускаемого Казанским заводом РТИ по ТУ 38 105972 на рабочее давление до 20,0 МПа, а также высокопрочных уплотнительных элементов на основе синтетической ткани СП-50, выпускаемых по ТУ 38 405477, и высокопрочных уплотнительных элементов конструкции "Таурус" (ВР) с внутренним диаметром 76 мм и 90 мм на рабочее давление до 50,0 МПа.
Показатели надежности пакера определяются: - установленной безотказной наработкой, равной среднему межремонтному периоду нагнетательной скважины; - установленным сроком сохраняемости, равным 1,5 года, что определяется гарантийным сроком сохраняемости уплотнительного элемента. Разработанный нами гидравлический пакер типа ПНЭ по показателям надежности соответствует мировому уровню лучших пакерующих устройств, предназначенных для надежной изоляции межтрубного пространства.
Преимущества, разрабатываемого нами гидравлического пакера типа ПНЭ по сравнению с лучшими отечественными аналогами, гидромеханическими и механическими пакерами, заключаются: - в надежной изоляции межтрубного пространства в наклонных глубоких скважинах в течение длительного периода времени при перепадах давления на уплотнительный элемент до 20,0 МПа; - в исключении осложнений при спуске, установке и извлечении пакера из скважины, что наблюдается в виде непрохождения пакера, несрабатывания в месте установки, а также невозможности извлечения пакера из скважины после длительного периода эксплуатации в скважине; - один типоразмер гидравлического пакерующего устройства типа ПНЭ заменяет три типоразмера отечественных гидромеханических паке-ров типа ПВ-ЯГМ или ПВМ для обсадной колонны одного диаметра с различными толщинами стенок;
Гидравлический пакер типа ПНЭ (см. рис. 3.1.1) состоит: из полого корпуса 1 с радиальными каналами для подачи жидкости в полость под уплотнительный элемент и распакеровки, уплотнительного элемента 2, верхний конец которого с помощью обжимной арматуры 4 обжат на неподвижной втулке 3, жестко связанной с корпусом, нижний конец уплотнительного элемента обжат с помощью обжимной арматуры 6 на подвижной втулке 5, жестко связанной с тягой, в радиальных пазах которой размещены шлипсы 10, подпружиненные пружиной 11, коническая поверхность которых взаимодействует с конусной поверхностью переводника 9. Во внутренней полости, образованной корпусом и уплотни-тельным элементом, размещена дифференциальная втулка 7, подпружиненная пружиной 8; переводника 12 с рядами промывочных отверстий 18, 19, совмещенных с рядом промывочных отверстий на корпусе; на переводнике установлены винты 13, 14, 15. В верхней внутренней полости корпуса размещена распакеровочная втулка 16 с промывочными окнами 18 и распакеровочными радиальными каналами 20, зафиксированная от перемещения винтами 13. В нижней части корпуса установлен переводник 21, на наружной поверхности которого установлен жесткий центратор 22 и воронка 23, на которой установлены винты 25, фиксирующие от осевого перемещения седло 24. Для установки пакера в скважине исполь-зуется шар 26; для распакеровки пакера и осуществления промывки над-пакерной зоны используется шар 17. Герметичность соединений между отдельными элементами пакера обеспечивается резиновыми уплотнитель-ными кольцами. В компоновке пакера предусмотрена возможность уста-новки воронки 23 с седлом 25 на 2-х насосно-компрессорных трубах ниже пакера.
Принцип работы пакера: при создании цементировочным агрегатом ЦА-320 избыточного давления в колонне (после посадки шара 26 диаметром 40 мм на седло втулки 25) дифференциальная втулка 7 перемещается вниз, сжимая пружину 8, жидкость поступает в полость, образованную уплотнительным элементом 2 и корпусом 1, запакеровывая уплот-нительный элемент в обсадной колонне; в процессе запакеровки уплотни-тельного элемента 2 нижний его концевой участок с втулкой 5 и шлипсами 10 перемещаются вверх, последние, перемещаясь в радиальном направлении, внедряются в стенку обсадной колонны, жестко заякоревая пакер в эксплуатационной колонне. При избыточном давлении в пакере, равном 10-11 МПа, срезаются штифты 24, а втулка 25 с шаром 26 падают на искусственный забой скважины.
Экспериментальные исследования по определению герметизирующей и заякоревающей способности устройств типа ПНЭ
Для экспериментальных исследований гидравлического пакерующего устройства типа ПНЭ в условиях, аналогичных условиям работы пакеров в нагнетательных скважинах, нами одновременно с конструкцией пакера разработана стендовая установка с целью определения герметизирующей способности уплотнительного узла и заякоревающей возможности шлипсового узла пакера, а также для выдачи рекомендаций по технологии установки (запакеровки), эксплуатации в скважине, съема и извлечения пакера и определения работоспособности клапанного узла пакера.
Стендовая установка, представленная на рис.4.1.1, рассчитана на проведение экспериментальных исследований при гидравлическом давлении РнаГ на пакер до 50,0 МПа, эквивалентном давлению нагнетания жидкости в пласт скважины ниже пакера и осевом усилии Q до 300 кН, имитирующем разгрузку веса колонны НКТ на пакер.
Для стендовой установки разработан размерный ряд кожухов 1 с внутренним диаметром 124 мм, 130 мм, 150 мм для отработки размерного ряда пакеров ПНЭ-140, ПНЭ-146, ПНЭ-168. пакер, в полость, образованную поршнем 4 и крышкой 5 через штуцер 12 подается давление, создающее осевое усилие на пакер до 300 кН, при этом перемещение пакера не наблюдалось.
Экспериментальные исследования показали, что установка пакера только созданием давления запакеровки Рзап до 12 МПа в ушіотнительном элементе не обеспечивает надежного его заякоревания при давлении Р„аГ 18 МПа. Поэтому нами была предложена и исследована следующая технология установки пакера, включающая последовательность операций: начальная запакеровка уплотнительного элемента давлением Рп, обеспечивающим начальное заякоревание шлипсов в эксплуатационной колонне, создание на пакер осевого усилия методом разгрузки веса НКТ для надежного заякоревания шлипсов, обеспечивающего жесткое заякоревание НКТ в эксплуатационной колонне, окончательная запакеровка уплотнительного элемента для надежной герметизации межтрубного пространства при максимальных давлениях Рнаг в скважине тельно, лучшие условия работы в скважине, достигаются при минимально допустимых давлениях начальной запакеровки Р = 3,0 — 4,0 МПа. Окончательная запакеровка уплотнительного элемента производилась последовательным увеличением давления Рзап на 1,0 МПа до 10-11 МПа - максимальных значений, при которых, как показали экспериментальные исследования, обеспечивается надежная работа пакера под максимальным давлением на пакер Рнаг = 20 МПа.
Ниже представлена последовательность операций по определению герметизирующей способности уплотнительного элемента рукавного типа. В кожухе 1 устанавливается пакер, в который через штуцер 10 от насоса с контролем давления через манометр подается давление Рзап = 3,0 МПа в полость, образованную кожухом 1, нижней частью пакера и крышкой 2: от насоса через штуцер 8 подавалось давление от 0 до 20,0 МПа Рнаг с контролем давления в уплотнительном элементе Руэ. и перетока жидкости по контактной зоне: уплотнительный элемент пакера - корпус стенда. В полости под уплот-нительным элементом, вследствие воздействия внешнего давления Рнаг наблюдался рост давления Р ; величина разности Р — Рнаг при увеличении Рнаг до 20,0 МПа колебалась в пределах 1,5-2,0 МПа (см. рис.4.1.2). Величина давления в пакере Р п в интервале от 3,0-9,0 МПа обеспечивает надежную герметизацию межтрубного пространства пакером (перетока жидкости по контактной зоне уплотнительный элемент пакера - корпус стенда не было во всех экспериментах). При максимальных воздействиях давления на пакер с уплотнительным элементом внутренним диаметром 86 мм, 100 мм, по ТУ 38 105972-86, серийно выпускаемых Казанским заводом РТИ, в пределах давления нагнетания Рнаг до 20,0 МПа, нами также проводились эксперименты на стендовой установке с пакерами, оснащенными уплотнительными элементами рукавного типа, выполненными на основе высокопрочной синтетической ткани СП-50, изготавливаемыми по ТУ 38 405477-82 с внутренними диаметрами 85 мм и 100 мм, а также с высокопрочными уплотнительными элементами рукавного типа конструкции "Таурус" (ВР) с внутренним диаметром 76 мм и 90 мм для обсадных колонн диаметром 140 мм, 146 мм, 168 мм, обеспечивающих герметизацию межтрубного пространства в пределах нагнетания жидкости в скважину Рнаг до 35,0 МПа, при котором уп-лотнительные элементы пакера не только не разрушаются, но работают с достаточным коэффициентом запаса прочности.
