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

Устройство промывочное скользящее (УПС)

Внедрению любого скважинного оборудования, проведению гидроразрыва пласта (ГРП), спуску скважинной насосной установки должна предшествовать тщательная подготовка ствола и забоя скважины. Однако зачастую при выполнении операций по промывке призабойной зоны пласта (ПЗП) с применением стандартных методов очистки («пера», гидрожелонки), особенно в скважинах с высокой приемистостью, ухудшается приток и снижается скорость циркуляции, что приводит к росту как временных, так и финансовых затрат на подземный ремонт скважины (ПРС).

В связи с этим для скважин с большим расходом промывочной жидкости инженеры-конструкторы ООО «НПФ «Пакер» разработали устройство УПС, обеспечивающее циркуляцию жидкости в условиях поглощения, делая промывку более эффективной и экономичной. В отличие от гидрожелонок, которые чистят только забой, но не промывают ствол, УПС предполагает прямую промывку через гидромониторное перо. Ключевое отличие заключается в том, что в процессе работы устройство скользит по колонне, не только прочищая забой, но и промывая ствол скважины, а также удаляя плавающий мусор. В ходе проведенных ОПИ оборудования было установлено, что в результате применения УПС сокращаются потери промывочной жидкости, создается стабильная циркуляция и, как следствие, отсутствуют осложнения при СПО.

25.10.2017 Инженерная практика №08/2017
Гимаев Тимур Фаритович Инженер-технолог службы разработки и внедрения скважинных технологий по ОРЭ ООО «НПФ «Пакер»

Рис. 1. Традиционный способ промывки скважины
Рис. 1. Традиционный способ промывки скважины
Рис. 2. Существующие методы промывки скважин
Рис. 2. Существующие методы промывки скважин
Рис. 3. Устройство промывочное скользящее (УПС)
Рис. 3. Устройство промывочное скользящее (УПС)

Нередко при эксплуатации скважин осложненного фонда, характеризующихся выпадением солей и выносом механических примесей, происходит засорение забоя и призабойной зоны пласта, что приводит к снижению темпа отбора жидкости из скважины. При использовании стандартных методов очистки ПЗП, как правило, ухудшается приток и увеличивается время промывки скважины вследствие низкой скорости циркуляции и поглощения промывочной жидкости пластом, поскольку промывка производится на репрессии (рис. 1, 2). Данная проблема особенно актуальна для скважин с высокой приемистостью.

С учетом этих и других недостатков, а также для решения задачи промывки забоя скважины от песчаных и гидратных пробок инженеры-конструкторы ООО «НПФ «Пакер» разработали технологию промывки скважины с применением специального скользящего промывочного устройства (УПС) (рис. 3).

Основные технологические преимущества данного способа по сравнению с использованием «пера» и гидрожелонки заключаются в значительном уменьшении или полном исключении поглощения промывочной жидкости пластом, ускорении ввода скважин в эксплуатацию после ликвидации песчаной пробки и возможности очистки части колонны ниже отверстий фильтра.

Последнее обстоятельство позволяет обеспечить создание свободного кармана для накопления песка в период последующей эксплуатации скважины и способствует увеличению межремонтного периода (МРП) ее работы.В конструкцию устройства включен узел перекрестных сечений, который позволяет перепускать жидкость из кольцевого пространства в хвостовик, под устройство, и осуществлять возврат жидкости по НКТ. Также в конструкции УПС предусмотрен один большой промывочный канал для вымывания шлама. Уплотнительные элементы выдвигаются и убираются с помощью гидропривода. При спускоподъемной операции (СПО) внутренняя полость НКТ сообщается с кольцевым пространством.

ПРИНЦИП РАБОТЫ УПС

Принцип работы устройства заключается в следующем. После спуска в рабочий интервал устройство переводится в рабочее положение – резиновый уплотнитель расширяется, тем самым перекрывая и разделяя кольцевое пространство. Для проведения промывки жидкость под давлением подается через затрубное пространство в гидромониторное перо (рис. 4).

Рис. 4. Принцип работы УПС
Рис. 4. Принцип работы УПС

После попадания жидкости в НКТ происходит прямая промывка. Далее жидкость вместе с механическими примесями поднимается по межтрубному пространству до УПС, переходя в НКТ через муфту перекрестного сечения, и с увеличенной скоростью выносится на устье скважины по внутренней полости НКТ.

После удаления песчаной пробки для перевода устройства в транспортное положение сбрасывается шарик. В результате создается давление, которое приводит к появлению циркуляции. После этого устройство извлекается на поверхность.

Таким образом, УПС объединяет преимущества традиционных методов промывки: размыв корки происходит так же, как при прямой промывке, а вынос механических примесей осуществляется с увеличенной скоростью, как при обратной промывке.

Таблица 1. Основные технические характеристики УПС-116
Таблица 1. Основные технические характеристики УПС-116Таблица 1. Основные технические характеристики УПС-116
Таблица 2. Критерии применимости УПС-116
Таблица 2. Критерии применимости УПС-116

ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ И ИСПЫТАНИЯ УПС-116

Основные технические характеристики УПС-116 приведены в табл. 1. Отметим, что диаметр напорного канала составляет 40 мм, возвратного – 46 миллиметров. Максимальные нагрузки на растяжение и сжатие могут составлять до 30 тонн.

Критерии применимости УПС-116 были определены в ходе ОПИ на месторождениях ПАО «Оренбургнефть», где испытывалось данное устройство (рис. 5-8). При проведении испытаний было установлено, что устройство может использоваться в скважинах с приемистостью до 700 м3/сут, ограничение по глубине скважины составляет 4000 м, минимальное давление промывки – 30 атм, длина проходки – до 200 метров (табл. 2).

В результате проведенных ОПИ была подтверждена экономическая и технологическая эффективность применения устройства. При осуществлении промывок с помощью УПС в скважинах с высокой приемистостью потери промывочной жидкости были сокращены в 4-10 раз по сравнению с использованием традиционных методов очистки. Так, например, в одной из скважин приемистость составляла 420 м3/сут, и при применении УПС потери жидкости сократились на 8 м3/ч, проходка (общий пройденный интервал) при этом составила 16 метров. В другой скважине приемистость превышала 720 м3/сут при нулевом значении буферного давления. Применение УПС позволило сократить расход жидкости на поглощение до 2 м3/ч (с 20 м3/ч).

Рис. 5. Проведение ОПИ УПС в ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 5. Проведение ОПИ УПС в ПАО «Оренбургнефть»
Рис. 6. Вынос проппанта
Рис. 6. Вынос проппанта

Также с помощью УПС нам удалось создать стабильную циркуляцию в подконтрольных скважинах. Помимо ПАО «Оренбургнефть», испытания устройства проводились на месторождениях НГДУ «Бавлынефть» ПАО «Татнефть», в ходе которых также было отмечено сокращение потерь объема жидкости при промывке скважин с 18,8 до 6,6% по сравнению с традиционным методом и подтверждены все заявленные технические характеристики оборудования.

Рис. 7. УПС после извлечения из скважины
Рис. 7. УПС после извлечения из скважины

Таким образом, применение УПС позволяет с наименьшими потерями промывочной жидкости производить очистку призабойной зоны от песчаных пробок, которые образуются после проведения операций по ГРП, а также осуществлять промывку ПЗП в скважинах с аномально низким пластовым давлением, скважинах с высокой приемистостью и в скважинах, где с помощью традиционных методов промывки невозможно обеспечить стабильную циркуляцию.

Рис. 8. Монтаж и демонтаж УПС
Рис. 8. Монтаж и демонтаж УПС

Сегодня ООО «НПФ «Пакер» оказывает сервисные услуги по очистке ПЗП скважин в условиях поглощения технологической жидкости после эксплуатации и ГРП с применением УПС.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Тимур Фаритович, я так и не понял, чем ваше устройство лучше обычной гидрожелонки?
Тимур Гимаев: Тимур Гимаев: Основной положительный эффект от внедрения промывки с УПС заключается в снижении динамического воздействия на пласт за счет уменьшения влияния столба жидкости, поскольку затрубное пространство перекрывается уплотнительным элементом УПС. Объем циркуляции жидкости уменьшается в несколько раз, увеличивается скорость движения жидкости. Также при течении жидкости через местное сужение согласно уравнению неразрывности течений (уравнение сплошности потока жидкости) увеличивается скорость с одновременным падением давления в этом месте.
Помимо этого, создается разряжение, то есть промывка с УПС происходит на депрессии. Дополнительный эффект достигается за счет того, что газ подхватывает поток жидкости, происходит аэрация промывочной жидкости, за счет чего снижается ее плотность. Таким образом, исключается или существенно уменьшается загрязнение коллектора, поскольку в него почти не проникает жидкая фаза раствора: напротив, в скважину поступают пластовые флюиды.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Технические и стратегические решения для реализации потенциала скважин с боковыми стволами
Оптимизация образования отходов бурения
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №10/2017

Инженерная практика

Выпуск №10/2017

Промысловый трубопроводный транспорт
Актуализация нормативно-технической базы трубопроводного транспортаРезультаты испытаний новых марок сталей, защитных покрытий и химреагентовТрубопроводный транспорт высоковязкой нефтиОценка способов защиты стыков сварных соединенийДиагностика и эксплуатация неметаллических трубопроводных системОсобенности углекислотной коррозии и антикоррозионной защиты газопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
ОРЭ — 2017
Производственно-технический семинар-совещание

ОРЭ '2017. Практика применения технологий ОРД и ОРЗ, проектирования и интеллектуализации разработки многопластовых месторождений

Мероприятие перенесено на 16-18 апреля 2018 г., г. Москва
Обсуждение в кругу руководителей и специалистов в области разработки месторождении и эксплуатации механизированного фонда скважин результатов новых ОПИ и эксплуатации скважинных компоновок для ОРЭ, геофизического оборудования для раздельного учета и методик мониторинга параметров добычи, систем управления для ОРЭ и перспектив развития данного направления.
Общая информация Планируется
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — февраль 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

12 – 16 февраля 2018 г, г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.