Содержание к диссертации
Введение
1 Анализ современных методов и технических средств для разобщения пластов горизонтальных скважин 13
1.1 Разобщение пластов ГС тампонирующими растворами 14
1.2 Разобщение пластов ГС цементируемыми хвостовиками 15
1.3 Разобщение пластов ГС надувными пакерами .17
1.4 Разобщение пластов ГС набухающими пакерами 18
Выводы к главе 1 24
2 Выбор и обоснование конструкции разобщителя и его составных узлов .25
2.1 Параметры профильных труб разобщителя .26
2.2 Методика расчета уплотнительных элементов разобщителя
2.2.1 Расчет высоковязкого (распределяемого) уплотнителя 32
2.2.2 Расчет резинового уплотнителя 34
2.2.3 Расчет нефте- водонабухающего уплотнителя 35
2.3 Разработка посадочного устройства исключающего концевое сужение при его развальцовывании 35
2.3.1 Устранение концевого сужения трубы при ее расширении роликовым развальцевателем .36
2.3.2 Устранение концевого сужения при прикатке цилиндрической трубы к стенкам скважины с натягом 36
2.3.3 Устранение концевого сужения при свободном расширении цилиндрической трубы .38
2.3.4 Экспериментальные работы по подбору геометрии концевого участка трубы с целью устранения концевого сужения .39
2.3.5 Уточнение величины степени расширения посадочного патрубка развальцевателем 43
2.3.6 Разработка и испытание конструкции посадочного устройства разобщителя 45
2.4 Разработка легкоразбуриваемого башмака 48
2.5 Разработка устройства для отворота и разрушения легкоразбуриваемого башмака-клапана .49
Выводы к главе 2 51
3 Разработка конструкции развальцевателя, исследования параметров его работы .52
3.1 Исследование работы развальцевателей .52
3.2 Разработка конструкции развальцевателя РДР-134 .59
3.3 Исследование работы развальцевателя РДР, определение оптимальных параметров .61
3.4 Промысловые испытания развальцевателя 66
Выводы к главе 3 .67
4 Разработка пакера пгс и исследование параметров его работы .68
4.1 Разработка пакера ПГС 68
4.2 Исследование параметров работы пакера ПГС 69
4.3 Промысловые испытания пакера ПГС 71
Выводы к главе 4 .72
5 Разработка технологии селективного разобщения горизонтального ствола скважины на сегменты 73
5.1 Разработка технологии селективного разобщения горизонтального ствола механическими клапанами «шторками» для управляемой эксплуатации (УЭГС) 73
5.2 Разработка технологии селективного разобщения ГС на отдельные участки для управляемого отбора флюидов из них и отключения интервалов водопритока, в процессе эксплуатации скважины .88
Выводы к главе 5 .99
Основные выводы .101
Библиографический список
- Разобщение пластов ГС надувными пакерами
- Методика расчета уплотнительных элементов разобщителя
- Исследование работы развальцевателя РДР, определение оптимальных параметров
- Разработка технологии селективного разобщения ГС на отдельные участки для управляемого отбора флюидов из них и отключения интервалов водопритока, в процессе эксплуатации скважины
Разобщение пластов ГС надувными пакерами
Качество цементирования обсадных колонн и хвостовиков оценивается показателями сплошности цементного кольца, однородной плотностью цементного камня и высотой подъема цементного раствора. Нарушения сплошности цементного кольца за эксплуатационной колонной и недоподъем цемента до расчётной высоты снижают прочность и долговечность крепи из-за коррозии обсадных труб.
Кроме того, в цементном растворе, находящийся в канале с углом наклона 30-60 происходит оседание твердой фазы на нижнюю стенку канала – седиминтационный процесс. Процесс происходит как при статическом состоянии суспензии, так и при ее ламинарном течении [8]. Неоднородная плотность цементного камня по высоте снижает его прочность и коррозионную стойкость. Однако эти показатели не связаны с качеством разобщения продуктивной толщи после вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов производством перфорационных работ [9]. Связано это с тем, что прострелочные работы создают высокие механические нагрузки, не соответствующие прочностным характеристикам обсадных труб и, тем более, цементного камня [10, 11]. Поэтому во многих случаях в зоне фильтра обсадные трубы подвергаются деформациям и механическому нарушению, и при этом, цементное кольцо за обсадной колонной разрушено. Одновременно с разрушением цементного кольца в зоне фильтра и на значительном расстоянии от этой зоны происходит нарушение герметичности контакта цементного кольца с поверхностью стенок скважины и обсадных труб, распространяющееся на десятки метров от фильтра скважины. Таким образом, происходит образование гидравлических каналов между проницаемыми породами продуктивной толщи, которые при наличии перепада давления между разнонапорными пластами приводят к возникновению межпластовых перетоков еще до освоения и ввода скважин в эксплуатацию. Эти гидравлические каналы в цементном кольце подвергаются интенсивному промыванию как при освоении скважин, так и в процессе ее эксплуатации, а так же при периодическом производстве стимулирующих обработок ПЗП [12, 13, 14]. На поздней стадии разработки месторождений вследствие изменения текущего пластового давления и формирования промытых зон этот процесс значительно интенсифицируется.
Кроме того, при цементировании обсадных колонн и хвостовиков в продуктивной части скважины происходит загрязнение продуктивного пласта, что, как было отмечено выше, является источником снижения продуктивности ГС [15].
По этим причинам большинство горизонтальных скважин в интервале продуктивного пласта не цементируется и не перфорируется, а заканчиваются открытым стволом или фильтром, так как проникновение бурового раствора является главной причиной снижения продуктивности горизонтальных скважин.
Разделение с помощью заколонных надувных проходных пакеров на несколько разобщенных друг от друга зон в интервале продуктивного пласта ГС с возможностью многократного регулирования сообщения этих зон с полостью эксплуатационной колонны без цементирования было реализовано комплексом КРР (комплекс регулируемого разобщения).
Комплекс КРР-146 предназначен для разобщения горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными материалами. Между пакерами размещены механически управляемые – открываемые и закрываемые колонные фильтры. Проведение операций пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров и клапанов осуществляется с помощью внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями [16].
Значение контактного давления, создаваемое уплотнительным рукавом на стенку скважины, для герметизирующей способности пакера имеет принципиальное значение. Как показали стендовые и промысловые исследования при изоляции водоносных пластов в добывающих скважинах Западной Сибири контактное давление должно быть не менее 4 МПа. Создаваемое при пакеровке скважины начальное контактное давление затем уменьшается по трем основным причинам: - из-за возвратных перемещений подвижных элементов клапанного узла проходного пакера (возвратные перемещения обусловливают переток некоторой порции рабочей жидкости из полости рукава в клапанный узел); - из-за ползучести стенки скважины в зоне уплотнительного рукава, (пластическая деформация стенки скважины, из-за гидратации глинистой породы в процессе бурения, вызывает приращение диаметра скважины в месте раздутого рукава);
Методика расчета уплотнительных элементов разобщителя
Концевое сужение возникает как при расширении патрубка пуансоном так и развальцевателем. Причина образования концевого сужения заключается в недостаточной жесткости концевого участка патрубка для удержания его в деформированном состоянии из-за воздействия участка следующего за концевым, на концевой участок. При этом возникающие напряжения растяжения в наружном слое наружной поверхности и напряжения сжатия в наружном слое внутренней поверхности концевого участка стремятся согнуть замкнутую торцовую кромку внутрь.
Автором решено устранение концевого сужения двумя способами, применение которых совместно дает образованием заходной «воронки» необходимого диаметра для гарантированного прохождением компоновок.
1. Прикатывание концевого участка с расчетным натягом к стенке скважины или обсадной колонны. При этом за счет того, что описанный диаметр развальцевателя выбирается больше разности внутреннего диаметра скважины и толщины двух стенок, расширение производится с локальным утонением стенки трубы в зоне деформации, что приводит к удлинению стенки и в конечном итоге к увеличению периметра и плотному прижатию концевого участка к стенке скважины.
2. Применение специальной конфигурации концевого участка трубы исключает концевое сужение и более того, обеспечивает расширение (воронку) для захода скважинного инструмента.
Чем большую долю в напряженном состоянии занимают сжимающие напряжения, тем выше пластичность металла и больше его способность к деформации под давлением. Для создания условия возникновения сжимающих напряжений при расширении концевого участка металлического патрубка необходимо чтобы при его расширении роликовым развальцевателем происходило плотное (с натягом) его прикатывание к стенкам скважины с уменьшением толщины стенки и при этом, увеличивается периметр концевого участка за счет вытяжения металла в зоне деформации. При расширении патрубка деформация состоит из суммы упругой и пластической деформаций. При деформации обоих типов объем металла практически не изменяется. Из равенства не деформированного объема и деформированного следует:
Таким образом, необходимо развальцовывать концевой участок с расчетным натягом к стенке скважины (до 4%) (рис. 15). При этом, за счет того, что описанный диаметр развальцевателя выбирается больше разности внутреннего диаметра скважины и толщины двух стенок концевого участка, развальцовывание производится с локальным утонением стенки концевого участка в зоне деформации (раскатка стенки между роликом и стенкой трубы), что приводит к удлинению стенки и в конечном итоге к увеличению периметра и плотному прижатию концевого участка к стенке скважины.
При расширении патрубка в свободном состоянии, т.е. без обеспечения натяга, применение инструмента с вальцующими элементами с удлиненными калибрующими участками или применение дополнительных калибрующих элементов достаточной длины позволяет минимизировать концевое сужение. При расширении инструментом с удлиненными калибрующими участками происходит поддержание изнутри торцовой кромки от загиба внутрь верхней частью калибрующих элементов, при этом нижняя часть воздействуя на трубу продолжает ее расширять. Длина калибрующей части вальцующих или калибрующих элементов для устранения концевого сужения выбирается из соотношения: L 0,12D Где D – диаметр трубы до деформации. Условие проверено для труб с толщиной стенки S = 0,03+0,012 D.
Минимизация концевого сужения при расширении в свободном состоянии так же зависит от количества вальцующих или калибрующих элементов в развальцевателе. Чем больше вальцующих или калибрующих элементов в сечении развальцевателя тем меньше величина концевого сужения после развальцовки за счет увеличения очагов деформации и сокращения неконтактной деформации.
Для устранения концевого сужения были проведены испытания по расширению развальцевателем концевых участков моделей с разной конфигурацией концевых участков. Стендовые испытания проводили с целью подбора конструкции верхней части посадочного устройства профильного перекрывателя, исключающей концевое сужение после вальцевания. Стендовые испытания проводились на испытательном стенде института «ТатНИПИнефть». В «ООО» ЭМЦ изготовили модели для испытаний АИ27.00.102 - АИ27.00.106 (рис. 16).
Исследование работы развальцевателя РДР, определение оптимальных параметров
При разработке конструкции пакера ПГС был проведен анализ известных конструкций пакеров, составление, согласование и утверждение технического задания на конструкторскую работу.
Пакеры различных конструкций применяются при бурении и испытании скважин, а так же при добыче нефти для разобщения внутритрубного пространства обсаженной скважины при проведении технологических операций.
Известные пакеры, имеют существенный недостаток – это сложность конструкции, в частности, наличие подвижных деталей, которые в скважинных условиях в основном не работают из – за отложений в них шлама, песка и т.п., что снижает их работоспособность и надежность запакеровки.
Цель разработки – повышение работоспособности пакера, расширение технологических возможностей и упрощение конструкции для установки в разобщителях пласта, хвостовиках и обсадных колоннах диаметром 146 мм с толщиной стенки 7,0-8,5 мм, применяемых в ОАО «Татнефть» (рис. 33). Пакер ПГС состоит из уплотнительного элемента 1, гаек 2, ниппеля 3, ниппеля проходного 4, патрубка 5 [54]. Пакер работает следующим образом. За счет перепада давления в полости пакера, происходит его прижатие к стенкам хвостовика. При этом, тот же перепад давления действует на уплотнительный элемент с самоуплотняющейся манжетой, которая прижата к внутренним стенкам хвостовика за счет внутреннего давления в пакере. Чем выше давление, тем сильнее прижата самоуплотняющая манжета пакера, тем больший перепад давления держит пакер.
Стендовые испытания пакера ПГС провели на испытательном стенде института «ТатНИПИнефть». Испытания провели с использованием насоса дозировочного НД 2,5 100/400К14А.
Испытания проводились согласно программе и методике стендовых испытаний АБ84.00.000ПМ [55]. Согласно схеме (рис 34) соединили опытный образец пакера с моделью скважины.
Дозировочным насосом НД 2,5 100/400К14А создали избыточное давление 18 МПа и выдержали 10 минут. Опытный образец пакера ПГС-134 герметичен при давлении 18 МПа.
Чем больше внутренний диаметр хвостовика, и выше давление действующее на пакер, тем значительнее деформация уплотнительного элемента, которая приводит к затеканию резинового элемента в зазор между нижней гайкой и внутренней стенкой хвостовика, что может привести к разрыву уплотнительного элемента. Зависимость допустимого давления действующего на пакер от внутреннего диаметра хвостовика, где установлен пакер приведена на рисунке 35. Конструкция пакера позволяет компоновать из него двухпакерное оборудование. Меняя расположение пакеров на колонне труб в соответствии с направлением действия перепада давления, можно собрать любую компоновку с клапанами регулирования притока для установки в разобщителях с целью селективного разобщения ГС.
Уплотнительный элемент пакера изготовлен из масло-нефтестойкой резиновой смеси марки 38-26 в прессформе совместно с гайками 2. Для этого были разработаны чертежи и изготовлена прессформа.
По результатам стендовых испытаний, оптимальная твердость уплотнительного элемента 70+5 единиц по Шору. Режим вулканизации пакера в муфельной печи: температура 140+3 , время вулканизации 1 час 40 мин. Наибольший диаметр раструбной части уплотнительного элемента должен быть на 1-4 мм больше внутреннего диаметра хвостовика или разобщителя, в который устанавливается пакер. При установке компоновок в горизонтальных скважинах с несколькими пакерами большое значение имеет усилие проталкивания этих компоновок. Стендовыми испытаниями установлена зависимость усилия проталкивания пакера ПГС-134 от внутреннего диаметра хвостовика, в который устанавливается пакер (рис 36).
Промысловые испытания пакера ПГС проведены на скважине № 655 Степноозерского месторождения. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 146 мм. Скважина была перфорирована в интервалах: 997,6-1001,6 м, 1008,4 – 1010,4 м (Верейский горизонт), 1014-1042 м (Башкирский ярус).
В процессе эксплуатации скважины обводненность добываемой продукции достигла 98%. Руководством ЗАО «Татнефтеотдача» было принято решение перфорировать Бобриковский горизонт в интервалах: 1285-1288 м, 1290 – 1300 м, 1305 – 1326 м [56]. После установки пакера над этими интервалами, пустить скважину в эксплуатацию. Стенки эксплуатационной колонны в интервале 0 – 1270 м очистили гидромеханическим скребком. Собрали компоновку: воронка, три трубы НКТ 73 мм, центратор, пакер ПГС, центратор, запорное устройство. Компоновку на НКТ спустили в скважину и установили на глубине 1060 м. В начале спуска пакера в скважину (до 20 НКТ) жидкость из скважины переливалась через НКТ. В этот период скорость спуска была маленькой и колебалась в пределах 6 – 30 м/мин. После спуска 20 НКТ перелив жидкости прекратился, и спуск пакера до интервала установки прошел без осложнений. В скважину спустили плунжерный насос и запустили в эксплуатацию. В течении этого периода из скважины добывалась безводная нефть, что подтверждает надежность работы пакера.
Выявлена зависимость усилия возникающего при прохождении пакера с самоуплотняющимся герметизирующим элементом в процессе его установки во внутреннем канале разобщителя, а так же рабочего давления на каждый пакер при эксплуатации от внутреннего диаметра разобщителя. Преимуществами пакера ПГС являются: - установка компоновки с несколькими пакерами одновременно без дополнительных операций на пакеровку (создание давления, разгрузка, натяжение, поворот колонны и т.д);
Разработка технологии селективного разобщения ГС на отдельные участки для управляемого отбора флюидов из них и отключения интервалов водопритока, в процессе эксплуатации скважины
На извлеченную часть РКУ 140-59-350-Т100-К3 навинтить клапан скважинный электроуправляемый КСЭ-144-2 (спаренный). Для заполнения внутритрубного и затрубного пространства в процессе спуска, оба клапана должны находиться в положении «открыто», к верхней части клапана скважинного электроуправляемого КСЭ-144-2 присоединить пакер ПРО-ЯВЖТ-С-142-59-350-Т100-К3, предварительно пропустив внутри проходного канала кабель связи в армированной оболочке. На пакер ПРО-ЯВЖТ-С-142-59-350-Т100-К3 навинтить устройство герметичного перехода кабеля УГПК.
К устройству герметичного перевода присоединить кабель с кабельным наконечником по которому происходит питание электрических клапанов, а также передача данных на поверхность. При спуске кабель проходит по внешней поверхности колонны НКТ 89х6,5, а в местах перехода муфтовых соединений крепится протекторами. Соединить РКУ разгрузкой веса колонны НКТ. Осуществить установку пакера ПРО-ЯВЖТ-С-142-59-350-Т100-К3 согласно руководству по эксплуатации. Произвести обвязку устья скважины и выполнить монтаж станка – качалки согласно рисунку 47.
Эксплуатация скважины выполняется в трех режимах. Первый режим. Вывод скважины на эксплуатацию двух участков ствола ГС одновременно. Эксплуатируются участки при открытых электроклапанах. Второй режим. Вывод скважины на эксплуатацию ближнего участка ствола ГС. Эксплуатируется ближний участок при открытом верхнем электроклапане и закрытом нижнем. Третий режим. Вывод скважины на режим эксплуатации дальнего участка ствола ГС. Эксплуатируется дальний участок при закрытом верхнем электроклапане и открытом нижнем. На рисунке 47 изображены конструкции электрических клапанов и представлена схема оснащения скважины расширяемым профильным разобщителем и клапанами регулирования притока, позволяющими разобщить горизонтальный ствол на два участка и осуществлять управляемый отбор жидкости. Входные отверстия нижнего клапана сообщены через внутритрубное пространство, с участком горизонтального ствола скважины ниже установленного пакера. Входные отверстия верхнего клапана сообщены через затрубное пространство с участком горизонтального ствола скважины выше пакера.
Модульная система постоянного мониторинга СПМ.АС управления горизонтальной скважиной состоит из двух эл. клапанов регулирования притока жидкостей (верхнего и нижнего), двух модулей измерения давления и температуры (верхних и нижних), наземного регистратора, блока питания, кабельной линии связи и утилиты управления, установленной на переносной компьютер.
Кабельная линия обеспечивает связь между погружной частью системы и наземным регистратором, размещенным в шкафу автоматизации на устье скважины. В работе с погружной частью системы реализована сетевая адресация с присвоением порядкового номера эл. клапанам и модулям измерения давления и температуры, начиная с единицы, снизу вверх: - эл. клапан регулирования притока (нижний) имеет сетевой адрес – 1; - модуль измерения давления и температуры (нижний) имеет сетевой адрес – 2; - эл. клапан регулирования притока (верхний) имеет сетевой адрес – 3; - модуль измерения давления и температуры (верхний) имеет сетевой адрес – 4.
Для регулирования открытия/закрытия электроклапанов оператор, находящийся за компьютером с установленным программным обеспечением подает команду на открытие или закрытие электроклапана. Команда кодируется и передается на исполнительный механизм электроклапанов. Промысловые испытания разработанной технологии показали: - надежность работы электроклапанов при управлении с поверхности притоками нефти: - возможность увеличения длины горизонтальной части ствола скважины с целью повышения эффективности выработки запасов нефти; - возможность установки разобщителей пластов в процессе строительства скважины с целью создания площадок для установки в них пакеров, входящих в комплект оборудования для управляемой эксплуатации скважин с горизонтальным окончанием; - возможность производить отбор жидкости из разных участков горизонтальной скважины и отключить высокообводненный интервал, не прерывая добычу нефти; - возможность осуществлять постоянный мониторинг призабойной зоны каждого участка. Промысловые испытания технологии осуществлены на скважине 41502 Г НГДУ «Джалильнефть» с горизонтальным окончанием. Скважина вскрыла бобриковско-радаевские отложения залежи 12 Ромашкинского месторождения. В этой скважине впервые в ПАО «Татнефть» установлено оборудование для разделения горизонтального ствола на 2 участка с замером давления в каждом из них и возможностью отключения «носка» и «пятки» горизонтального ствола [67]. Длина горизонтального ствола составляет 227,2 м, длина удалённого участка (носок) – 116 м, ближайшего участка (пятка) – 94 м (рис. 47).