Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Современные технологии и оборудование для нагнетательного фонда скважин

ООО НПФ «Пакер» предлагает ряд скважинных технологий, специально разработанных для использования в системе ППД, включая однопакерные компоновки для ППД, двухпакерные компоновки для ВСП, компоновки для ОРЗ, несколько модификаций клапанов и пакеров. В предлагаемой Вашему вниманию статье представлены технические и эксплуатационные особенности каждой из технологий.

11.02.2017 Инженерная практика №10-11/2016
Смирнов Михаил Сергеевич Руководитель СРПС в СНГ ООО НПФ «Пакер»

Рис. 1. Пакер ПРО-ЯДЖ-О
Рис. 1. Пакер ПРО-ЯДЖ-О

ПАКЕР ПРО-ЯДЖ-О

За многолетнюю практику эксплуатации в скважинах систем ППД по всей России механический пакер двустороннего действия ПРО-ЯДЖ-О успел себя хорошо зарекомендовать. Данный пакер применяется для длительного разобщения интервалов ЭК диаметром 140-219 мм и выдерживает перепад давления до 350 МПа (рис. 1). Пакерующий узел за счет «заякоривающих» устройств сохраняет герметичность при перепаде давления как сверху вниз, так и снизу вверх. Для установки пакера ПРОЯДЖ-О требуется давление подвески НКТ 8-12 т, для срыва – достаточно разгрузить вес подвески.

ПАКЕР ПРО-ЯДЖ-О-М

Пакер ПРО-ЯДЖ-О-М представляет собой модернизированную с учетом пожеланий заказчиков модификацию пакера ПРОЯДЖ-О. Для установки данного пакера при использовании ЭК диаметром 140-178 мм требуется давление подвески НКТ всего 4-6 т, что позволяет применять его в системах ППД на малых глубинах (600-800 м).

Пакер ПРО-ЯДЖ-О-М также герметичен при перепаде давления как сверху вниз, так и снизу вверх. Он оснащен проходным каналом, соответствующим спускаемым трубам, раздвижными опорными элементами и механизмом предотвращения затекания уплотнительных элементов.

ПАКЕР ПРО-ЯМО3-Н

Разработка ПРО-ЯМО3-М началась, когда у наших партнеров возникла потребность в пакерах, наилучшим образом подходящих для использования в составе компоновок ППД со стеклопластиковыми (СП) НКТ. Ранее, чтобы избежать поломки СП НКТ при посадке пакера, спускать компоновку приходилось за две СПО: сначала на стандартной НКТ спускался пакер, который после посадки под давлением разъединяли с НКТ через герметичный узел. За вторую СПО спускалась колонна СП НКТ, после стыковки которой с пакером и начиналась эксплуатация скважины.

Пакер ПРО-ЯМО3-М устанавливается не давлением, а натяжением, благодаря чему он может устанавливаться вместе с колонной СП НКТ за одну СПО. Его посадка возможна на любой глубине. Кроме того, он может применяться в горизонтальных скважинах. Проходной канал пакера – 46 мм. Оборудование подходит для использования в составе компоновок с ЭК диаметром 140-146 мм.

Безусловно, при длительной эксплуатации пакера могут возникнуть аварийные ситуации, требующие его срыва. Для этого в конструкции ПРО-ЯМО3-М предусмотрено три системы безопасности. Выбор той или иной системы определяется условиями эксплуатации пакера. Первая система предполагает срыв пакера гидравлическим методом, то есть путем сброса шара диаметром 50 мм. Под давлением происходит срез штифтов и смещение уплотнительных элементов, в результате чего пакер складывается и появляется возможность его извлечь.

Вторая система представляет собой систему натяжения, в результате действия которой пакер переводится в транспортное положение и извлекается на поверхность.

Третья система может применяться в наиболее сложной ситуации, когда скважина, к примеру, перешла в аварийное состояние, пакер присыпало и его невозможно извлечь с применением первой или второй системы. В этом случае сбрасывается шар большего диаметра (55 мм), в результате чего срабатывает узел разъединения над пакерно-якорным оборудованием. После этого извлекается подвеска НКТ, спускается колонна бурильных труб с ловильным инструментом и проводятся операции по подъему пакера на поверхность.

Рис. 2. Инструмент натяжения колонны НКТ ИН-73
Рис. 2. Инструмент натяжения колонны НКТ ИН-73

ИНСТРУМЕНТ НАТЯЖЕНИЯ КОЛОННЫ НКТ

Пакер ПРО-ЯМО3-Н может использоваться не только со стеклопластиковыми, но и с обычными НКТ, однако в последнем случае ход для вытяжки, натяжения и подгонки пакера на планшайбе будет небольшим. Чтобы исправить это, мы разработали многоразовый инструмент натяжения (ИН) колонны НКТ – ИН73 и ИН-89 (рис. 2), используемый для натяжения и соединения колонны НКТ с планшайбой при установке пакера ПРО-ЯМО3-Н натяжением на НКТ на малых глубинах.

Принцип работы ИН заключается в следующем. При установке пакера «пакермен» выбирает глубину фиксации пакера, производит расчет подвески НКТ, которая будет находиться за планшайбой. После в зависимости от этого расстояния и натяжения, которое требуется для перехода пакера в фиксированное рабочее состояние, подбирается длина патрубка и переводная часть ИН закручивается в трубу НКТ. Сверху на ИН надевается планшайба, которая находится в свободном состоянии. Затем, когда пакер досаживается и докручивается планшайба, вся конструкция фиксируется болтами и по узлу разъединения отсоединяется патрубок, на котором держался элеватор. При этом инструмент посадки пакера остается в закрученной планшайбе.

Рис. 3. Компоновка для создания дополнительных усилий ЯКПРО-СДУ
Рис. 3. Компоновка для создания дополнительных усилий ЯКПРО-СДУ

КОМПОНОВКА ДЛЯ СОЗДАНИЯ ДОПОЛНИТЕЛЬНЫХ УСИЛИЙ

При эксплуатации добывающих скважин с высоковязкой нефтью, паронагнетательных скважин или отдельных скважин системы ППД пакерно-якорное оборудование необходимо устанавливать на глубинах до 200-300 м, что требует создания дополнительных усилий при посадке пакера. Для этого специалисты ООО НПФ «Пакер» разработали специальный инструмент – компоновку ЯКПРО-СДУ (рис. 3). С ее помощью можно установить пакер или пакерную компоновку при недостаточном весе НКТ, а также в горизонтальном стволе скважины.

Эта компоновка многоразового действия отличается простотой эксплуатации и по конструкции представляет собой гидродомкрат с расположенным выше него гидравлическим якорем. При спуске пакера на требуемую глубину подается давление на колонну НКТ, срабатывает якорь и фиксируется в колоне, после чего пакер дожимается гидродомкратом до необходимого усилия посадки. Чтобы создать давление на пакер величиной 15-16 т, достаточно подать давление на колонну НКТ 100-120 атм. После посадки пакера срабатывает гидравлический узел разъединения, а по герметичному узлу начинается эксплуатация скважины. Для разъединения пакера также может быть использована возможность передачи крутящего момента через ЯКПРО-СДУ.

Применение компоновки ЯКПРО-СДУ при установке пакера в скважине с недостаточным весом НКТ или в горизонтальной скважине позволяет сократить число спускоподъемных операций, а также стоимость производимых работ.

Рис. 4. Разъединитель колонны универсальный (РКУ)
Рис. 4. Разъединитель колонны универсальный (РКУ)

РАЗЪЕДИНИТЕЛЬ КОЛОННЫ УНИВЕРСАЛЬНЫЙ

Разъединитель колонны универсальный (РКУ) позволяет производить разъединение тремя способами в зависимости от технологической задачи: натяжением, подачей давления и сбросом шара. Одно из преимуществ данного узла заключается в том, что его работа не требует специального ловильного инструмента. Также у РКУ есть подвижный герметичный ход до 1500 мм, который позволяет сглаживать эффект от перемещения колонны НКТ, возникающий при циклической закачке в нагнетательных скважинах и создающий риск подрыва пакера (рис. 4).

КЛАПАН ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ МНОГОКРАТНОГО ДЕЙСТВИЯ

Наиболее широкое применение на скважинах системы ППД получил клапан механический циркуляционный (КЦМ) многократного действия. Он используется совместно с пакером с целью глушения скважины, позволяет после эксплуатации скважины выровнять трубно-затрубное давление для срыва пакера, либо в случае необходимости перевести затрубный объем скважины на нефть (рис. 5).

Рис. 5. Клапан циркуляционный механический (КЦМ) многократного действия
Рис. 5. Клапан циркуляционный механический (КЦМ) многократного действия

КЦМ позволяет осуществлять все необходимые действия за одну СПО. Этот клапан проверен многолетним опытом успешного применения, он отличается простотой конструкции и относительно невысокой стоимостью по сравнению с аналогичным оборудованием, представленным на рынке.

Рис. 6. Циркуляционный полнопроходной клапан КЦПЗ-114
Рис. 6. Циркуляционный полнопроходной клапан КЦПЗ-114

КЛАПАН ЦИРКУЛЯЦИОННЫЙ ПОЛНОПРОХОДНОЙ ЗАТРУБНЫЙ

Циркуляционный полнопроходной клапан КЦПЗ-114 представляет собой модернизированную версию КЦМ, предназначенную для скважинных операций, требующих многократного открытия клапана на заданное давление.

Диаметр проходного канала КЦПЗ-114 составляет 59 мм. Перепад давления для открытия клапана регулируется от 5 до 15 МПа (рис. 6).

Рис. 7. Клапан-отсекатель (КО)
Рис. 7. Клапан-отсекатель (КО)

КЛАПАН-ОТСЕКАТЕЛЬ

Обратный клапан-отсекатель (КО-108) для применения в нагнетательных скважинах. Используется в комплекте с пакерно-якорным оборудованием и позволяет проводить ремонт и замену элементов фонтанной арматуры без полной разрядки пласта.

В аварийных ситуациях позволяет осуществить перепуск жидкости вверх путем сброса шарика и созданием давления во внутренней полости НКТ (рис. 7).

Рис. 8. Однопакерная компоновка для ППД (1ПРОК-ППД)
Рис. 8. Однопакерная компоновка для ППД (1ПРОК-ППД)

ОДНОПАКЕРНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ППД

Однопакерная компоновка для ППД 1ПРОК-ППД позволяет производить циклическую закачку в ЭК диаметром 140-219 мм, надежно разобщать интервалы ЭК с компенсацией осевых перемещений, а также проводить смену НКТ без извлечения пакера (рис. 8).

Применение однопакерной компоновки для ППД позволяет исключить дополнительные СПО.

Рис. 9. Двухпакерная компоновка для ВСП сверху вниз (2ПРОК-ВСПНВ)
Рис. 9. Двухпакерная компоновка для ВСП сверху вниз (2ПРОК-ВСПНВ)

ДВУХПАКЕРНАЯ КОМПОНОВКА ДЛЯ ВСП

Двухпакерная компоновка для внутрискважинной перекачки (ВСП) сверху вниз 2ПРОК-ВСПНВ используется на месторождениях, где есть проблемы с подведением водовода или с бурением скважин для системы ППД. Данная компоновка позволяет производить перекачку жидкости из нижнего пласта в верхний, а также обеспечивает защиту ЭК от агрессивного воздействия перекачиваемой жидкости (рис. 9).

Другая разновидность компоновки 1ПРОК-ВСПНВ производит перекачку жидкости из верхнего пласта в нижний.

КОМПОНОВКА ДЛЯ ОРЗ

Компоновка для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) 2ПРОК-ОРЗ позволяет регулировать объем закачки раздельно (от одного водовода) в каждый пласт, а также производить извлечение или смену узла со штуцерами (рис. 10).

Рис. 10. Компоновка для ОРЗ (2ПРОК-ОРЗ)
Рис. 10. Компоновка для ОРЗ (2ПРОК-ОРЗ)

В двухпакерной компоновке 2ПРОК-ОРЗ-2 вместо скважинной камеры применяется устройство распределения закачки. Оно позволяет методом штуцирования распределять объемы закачки в нижний и верхний пласты. От скважинных камер его отличает то, что для смены штуцеров можно использовать не только канатную технику, но и любой геофизический подъемник. Также к преимуществам данной схемы следует отнести отсутствие влияния перепада давления на фигурный паз нижнего пакера и возможность «отбивки» забоя.

Рис. 11. Компоновка для ОРЗ с ТМС (2ПРОК-ОРЗТ-2)
Рис. 11. Компоновка для ОРЗ с ТМС (2ПРОК-ОРЗТ-2)

КОМПОНОВКА ДЛЯ ОРЗ С ТМС

Компоновка для ОРЗ 2ПРОК-ОРЗТ-2 оснащена блоком телеметрии, который устанавливается ниже узла распределения закачки. В его состав входят расходомер, датчики температуры и давления (рис. 11, таблица).

Таблица 1. Технические характеристики блока телеметрии 2ПРОК-ОРЗТ-2
Таблица 1. Технические характеристики блока телеметрии 2ПРОК-ОРЗТ-2

Применение данной компоновки позволяет получать данные о расходе, температуре и забойном давлении в режиме реального времени, распределять объем закачки глубинными штуцерами, менять глубинные штуцеры геофизическим подъемником, а также обеспечивать защиту ЭК от давления закачки.

Использование компоновки позволяет уйти от дополнительных затрат при необходимости замеров объема закачки с привлечением геофизической техники.

Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Применение спиртокислотного состава для восстановления базового дебита жидкости после ТРС
Принципы построения протокола взаимодействия между погружным и наземным оборудованием систем погружной телеметрии (ТМС)
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2017

Инженерная практика

Выпуск №05/2017

Повышение энергоэффективности добычи нефти.Одновременно-раздельная эксплуатация
Организационные мероприятияИспытания СУ ЧРП УЭЦН с обводным контактором (байпасом) для прямого пускаВентильные двигатели повышенного напряженияКомпоновки для ОРЭ (ОРД, ОРДиЗ, ОРЗ, ВСП)Компоновки с резервной УЭЦН«Виртуальный расходомер» для систем ОРЭСтупени ЭЦН двухопорной конструкцииВыявление высокопродуктивных объектов
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Разработка месторождений
ОВП — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

Ограничение водопритока ‘2017

27-28 июня 2017 г., г. г. Москва, МВЦ «Крокус Эскпо», Павильон 3, конференц–зал 2
Обмен опытом и анализ эффективности методов и технологий предотвращения и снижения обводнения продукции скважин на всех этапах разработки месторождения — начиная с проектирования системы разработки месторождений с учетом геологических условий и обеспечения качественного цементирования строящихся скважин и заканчивая технологиями РИР.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда — июнь 2017
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

26-30 июня 2017, г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.