Технические средства для повышения эффективности эксплуатации и ремонта скважин
Аннотации
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.
Основное содержание исследования
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.