Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Альтернативные способы вывода скважин из бездействия

Пакерно-клапанные компоновки, предлагаемые НПФ «Пакер», позволяют эффективно вывести скважины из бездействия в рентабельную эксплуатацию, а также оптимизировать работу малодебитного фонда скважин.

02.01.2011 Инженерная практика №01/2011
Трифонов Вадим Владимирович Руководитель службы сервисного обслуживания ООО НПФ «Пакер» (2010 г.)

В 2010 году бездействующий фонд скважин в Российской Федерации составлял около 16% эксплуатационного фонда. Направляя значительные финансовые ресурсы на геологоразведочные работы, разведочное и эксплуатационное бурение, компании не должны забывать о малодебитном и бездействующем фондах скважин. В частности, необходимо уделять особое внимание повышению эффективности эксплуатации малодебитных скважин и поиску экономически оправданных путей запуска в эксплуатацию бездействующих скважин. Это касается не только компаний, эксплуатирующих старые месторождения, ведь вопросы работы с малодебитным и бездействующим фондами скважин рано или поздно придется решать каждой компании вне зависимости от текущего состояния разработки ее месторождений.

При переводе скважин из категории бездействующих в категорию дающих продукцию важно осуществлять комплексный подход, а также помнить, что количественный анализ следует дополнять качественным (см. «Основные категории скважин фонда»).

Основные категории скважин фонда
Основные категории скважин фонда

ДВУХПАКЕРНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ВЫВОДА СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВИЯ

При нарушении целостности эксплуатационной колонны можно эффективно запустить скважину в эксплуатацию с помощью двухпакерной (классической) компоновки. Она позволяет изолировать нарушение как снизу, так и сверху. Эта компоновка состоит из нижнего и верхнего пакеров, установочного и разъединяющего инструмента (гидравлического или механического), клапана уравнительного и разъединителя колонны. Клапан уравнительный необходим для вырав-нивания давления, чтобы после длительной эксплуатации была возможность выровнять давление и безопасно извлечь компоновку без увеличенных нагрузок. Надо отметить, что при проектировании компоновок мы уделяем повышенное внимание разъединяющим устройствам: в каждом случае важно предусмотреть вероятность осложнений и пути выхода из ситуации с наименьшими затратами. Особенно это актуально, если речь идет о многопакерных компоновках.

Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин глубинными насосами с изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны 2ПРОК-УОИВ-1
Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин глубинными насосами с изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны 2ПРОК-УОИВ-1

При использовании двухпакерной компоновки 2ПРОК-СИАГ для перевода скважин из бездействия в фонд дающих продукцию исключается проведение дорогостоящих РИР, а разработка зоны дренирования скважины проводится с максимальной выработкой запасов.

Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин глубинными насосами с изоляцией негерметично-сти эксплуатационной колонны 2ПРОК-УОИВ-1 обеспечивает надежную изоляцию места негерметичности, исключает проведение длительных и дорогостоящих РИР. Эта установка может эксплуатироваться с УСШН и УЭЦН автономно, или в жесткой сцепке с насосом, или через подвижное герметичное соединение РКУ или ИПМ-5 (см. «Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин глубинными насосами с изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны 2ПРОК-УОИВ-1»).

Верхний пакер в двухпакерной компоновке ПРОЯВЖТ имеет несколько модификаций, которые направлены на его надежную фиксацию и гарантированную посадку в наклонно-направленных скважинах. Чтобы избежать несанкционированной посадки верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ-С в наклонно-направленных скважинах, в пакере предусмотрены срезные штифты, обозначаемые «С». Пакер ПРО-ЯВЖТ-С со срезными штифтами регулируется на определенную нагрузку, и пока эта нагрузка не будет целиком передана на нижний пакер, верхний пакер не запакеруется. Для больших углов наклона разработан гидродомкрат, который позволяет сажать компоновки и в горизонтальных скважинах.

Пакер ПРО-ЯВЖТ используется при освоении и эксплуатации скважин для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны при эксплуатации в составе компоновок.

Универсальный разъединитель колонны РКУ
Универсальный разъединитель колонны РКУ

Гидравлический или механический посадочный инструмент ИПГ или ИПМ («гидравлика» срабатывает от создания давления в НКТ, «механика» – от правого вращения) предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием. Пятая модификация ИПМ обеспечивает подвижное герметичное соединение НКТ с нижерасположенным пакером. Гидравлический или механический посадочный инструмент применяется главным образом в схемах при одновременно-раздельной эксплуатации скважин.

Для особых условий эксплуатации разработан универсальный разъединитель колонны РКУ, который обеспечивает подвижное (до 1500 мм) герметичное соединение НКТ при работе с нижерасположенным оборудованием. РКУ предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якор-ным оборудованием (см. «Универсальный разъединитель колонны РКУ»).

Универсальный разъединитель колонны РКУ
Универсальный разъединитель колонны РКУ

По состоянию на 1 сентября 2010 года в Российской Федерации работало более 900 комплектов двухпакерных компоновок производства НПФ «Пакер» для длительной селективной изоляции. Это классический и недорогой способ запуска в эксплуатацию скважины, имеющей нарушение эксплуатационной колонны.

Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах 1ПРОК-ИВЭ-1
Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах 1ПРОК-ИВЭ-1

ЗАПУСК СКВАЖИНЫ С УЭЦН

Если скважина эксплуатируется посредством УЭЦН, то можно применять компоновку, состоящую непосредственно из самого ЭЦН, обратного клапана, сбивного клапана, пакера с электрокабелем и разъемной гидравлической муфты, которая предназначена для безопасного извлечения компоновки. Когда компоновка устанавливается, пакером отсекается нарушение эксплуатационной колонны, что дает возможность запустить скважину в эксплуатацию («Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах 1ПРОК-ИВЭ-1»).

Не секрет, что более 60% отказов УЭЦН в Российской Федерации связаны с отложением солей и мехпримесей. В связи с этим некоторое время назад мы поставили перед собой задачу разработать клапан обратный, который позволил бы в случае заклинки насоса или отложения солей и мехпримесей на рабочих органах, а также засорения приемной сетки произвести прямую промывку полости УЭЦН соляной кислотой, специальным ингибитором или технологической жидкостью. Эта задача была выполнена – появился клапан обратный трехпозиционный КОТ-93. В стандартном положении клапан работает как обратный, то есть поток жидкости омывает его при движении вверх. Когда УЭЦН останавливается, клапан КОТ-93 закрывается, а при создании избыточного давления в НКТ совмещаются боковые отверстия и начинается прямая промывка самого насоса (см. «Схема работы обратного трехпозиционного клапана»). С помощью такого клапана уже произведено несколько операций по промывке насосов.

Схема работы обратного трехпозиционного клапана
Схема работы обратного трехпозиционного клапана
Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89
Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89

Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89 позволяет при осложнениях со скважинным оборудованием и колонной НКТ разъединять их в месте ее установки. Также она снижает риск возникновения тяжелых осложнений со скважинным оборудованием. Муфта приводится в действие сбросом шара и созданием давления в НКТ. Ее можно использовать не только в составе пакера, но и для всего фонда УЭЦН, работающих на скважинах, осложненных солями (см. «Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89»).

ЗАПУСК СКВАЖИНЫ С УСШН

Если скважина эксплуатируется штанговым насосом, то можно запустить ее в эксплуатацию, установив штанговый насос со специальным пакером ПРО-ЯТ-О, который имеет нижний и верхний механические якоря и так называемый регулируемый замковый узел. После установки пакера ПРО-ЯТ-О срабатывает замок, и чтобы сорвать пакер, необходимо приложить растягивающую нагрузку от 5 до 12 т. Необходимость такой конструкции вызвана тем, что при использовании обычного пакера совместно с ШГН в большинстве случаев пакер срывается под действием возвратно-поступательных движений штанг, передающихся на насос, НКТ и пакер. Пакер ПРО-ЯТ-О эту проблему решает.

Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах при эксплуатации УСШН 1ПРОК-УО-1
Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах при эксплуатации УСШН 1ПРОК-УО-1

При отсечении нарушения эксплуатационной колонны скважины, эксплуатируемой ШГН, пакерная компоновка 1ПРОК-УО-1 позволяет исключить многократные проведения дорогостоящих РИР традиционными методами. Пакер ПРО-ЯТ-О также может применяться в компоновках для одновременно-раздельной эксплуатации, где необходимо натяжение колонны НКТ (см. «Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах при эксплуатации УСШН 1ПРОК-УО-1»).

Вместе с пакером-трубодержателем ПРО-ЯТ-О (или якорем-трубодержателем ЯТ-О) при штанговом способе эксплуатации мы предлагаем использовать натяжитель ИН-73 колонны НКТ. Он используется для натяжения колонны НКТ с требуемой нагрузкой и с планшайбой при установке пакера ПРО-ЯТ-О или якоря ЯТ-О. ИН-73 является инструментом многоразового использования. Применение натяжителя ИН-73 позволяет снизить удельное потребление электроэнергии до 16%. Этот эффект основан на том, что при работе УСШН происходит сжатие-растяжение колонны труб. В результате натяжения колонны НКТ с помощью ПРО-ЯТ-О с ИН-73 (или ЯТ-О с ИН-73) увеличивается эффективный ход плунжера, повышается коэффициент наполнения насоса и, следовательно, снижаются энергозатраты. Кроме того, применение натяжителя позволяет снизить обрывность штанг и трение штанг о трубы.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РИР

Пакер разбуриваемый ПР используется для проведения РИР выше или ниже интервала перфорации, в его состав входит пробка разбуриваемая заливочная ПРЗ и инструмент установочный гидравлический ИУГ. Пробка разбуриваемая заливочная ПРЗ оснащена двумя клапанами, которые обеспечивают двухстороннюю герметичность после извлечения установочного гидравлического инструмента ИУГ, таким образом, она может использоваться и как заливочная разбуриваемая пробка, и как мостовая пробка. ИУГ предназначен для спуска и установки пробки ПРЗ при проведении РИР или отсечения интервала в эксплуатационных колоннах.

Пакер ПР успешно прошел ОПИ в ООО «ТатнефтьАзнакаевскРемСервис» и других компаниях. Он легко устанавливается и характеризуется малой длиной разбуриваемой и извлекаемой частей. Время разбуривания ПРЗ трехшарошечным долотом составляет до 12,5 ч.

Извлекаемый пакер-пробка 1ПРОК-ИРИР-1
Извлекаемый пакер-пробка 1ПРОК-ИРИР-1

ИЗВЛЕКАЕМЫЙ ПАКЕР-ПРОБКА

Применение технологии с использованием извлекаемой пакер-пробки позволяет исключить проведение дорогостоящих РИР, максимально сократить время простоя скважины и извлекать оборудование после проведения операции. Применение этой технологии дает возможность отказаться от изоляционных работ традиционным методом и исключить кольматацию породы нижерасположенного пласта (см. «Извлекаемый пакер-пробка 1ПРОК-ИРИР-1»). Эта технология используется на скважинах с 2009 года.

Принцип работы пакера-пробки следующий. В скважину ниже интервала нарушения спускается пакер с возможностью автономной эксплуатации ПРО-ЯДЖ-О (П-ЯДЖ-О, ПРО-ЯТ-О), сверху устанавливаются безопасный переводник, уравнительный клапан, глухой переводник и разъединитель. Производится установка пакера и после разъединения и оставления компоновки автономно, сверху на определенный интервал заливается водонабухающий полимер. Затем в скважину на НКТ спускается перо или пакер с пером и производится закачка химических реагентов и цемента в интервал нарушения. После проведения работ и ОЗЦ разбуривается корка цемента, поднимается долото, спускается ответная часть инструмента ИПГ или ИПМ (РКУ) для извлечения пакера, водонабухающий полимер с цементной коркой вымывается и пакер извлекается на поверхность.

Двухпакерная компоновка 2ПРОК-СО-2 для селективных обработок пластов
Двухпакерная компоновка 2ПРОК-СО-2 для селективных обработок пластов

КОМПОНОВКА ДЛЯ СЕЛЕКТИВНЫХ ОБРАБОТОК

Для селективных обработок пластов под давлением до 35 МПа разработана двухпакерная компоновка 2ПРОК-СО-2 (см. «Двухпакерная компоновка 2ПРОКСО-2 для селективных обработок пластов»). Применение этой компоновки позволяет проводить селективные обработки различными химическими реагентами, определять место негерметичности ЭК, сократить время проведения ремонтных работ в скважине, а также проводить многократные операции за одну СПО. Данная компоновка успешно применяется для сокращения продолжительности ремонта в нефтегазодобывающих и нефтесервисных компаниях уже несколько лет.

В состав компоновки входит нижний пакер ПРОШ-К-ЯМО, который при спуске компоновки открыт. Таким образом, при спуске происходит нормальное заполнение труб, а как только пакер устанавливается в месте посадки, клапан закрывается, перекрывая проходное сечение пакера. Клапан вновь открывается при срыве пакера, тем самым выравнивается давление ниже и выше пакера. Необходимость выравнивания давления обусловлена тем, что большой перепад может спровоцировать осложненные срывы пакеров.

Двухпакерная компоновка 2ПРОК-СОД-2 для селективных обработок пластов
Двухпакерная компоновка 2ПРОК-СОД-2 для селективных обработок пластов
Работа клапана циркуляционного трехпозиционного КЦТ-108
Работа клапана циркуляционного трехпозиционного КЦТ-108

Усовершенствованным вариантом описанной выше компоновки служит компоновка 2ПРОК-СОД-2 (см. «Двухпакерная компоновка 2ПРОК-СОД-2 для селективных обработок пластов»). Она позволяет обрабатывать два интервала без переустановки. Для этого используется циркуляционный гидравлический клапан КЦГ-108. Он открывает сообщение трубного с затрубным пространством после сброса на него шара и создания давления в НКТ (см. «Работа клапана циркуляционного трехпозиционного КЦТ-108»).

РАБОТА СО СКВАЖИНАМИ МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА

При стандартной схеме размещения оборудования в скважинах с ЭЦН или ШГН (УЭВН), характеризующихся обводненностью от 17 до 85%, не аномально вязкой нефтью, граница раздела фаз «вода – нефть» находится на приемном модуле насоса. Отделившаяся вода проникает в ПЗП и нарушает ее коллекторские свойства. Это приводит к созданию искусственного барьера для поступления нефти, образованию водяного столба до приема насоса в стволе скважины, повышению обводненности добываемой жидкости, а в конечном счете – к снижению КИН.

Мы предлагаем несколько достаточно простых технологических решений для модификации скважинных компоновок подземного оборудования (КПО), которые, что важно, можно быстро реализовать в процессе текущей смены насосов. Следует отметить, что стоимость реализации этих решений несоизмеримо ниже стоимости ремонтных работ по смене ГНО, а эффективность работы оборудования становится выше. В частности, как показывает промысловая практика, увеличивается текущий дебит нефти и сокращается время вывода скважин на режим.

В предлагаемых схемах КПО хвостовик колонны НКТ под пакерами типа ПРО-ЯТ-О или ПРО-ЯДЖ-О (ПЯДЖ-О) оборудован клапанами типа КПГ для перепуска жидкости и газа, установленными над и под интервалом перфорации, а также заглушкой снизу для сбора и удержания мехпримесей. В результате эти вещества будут удаляться из ПЗП, газ не будет способствовать осушению и разрушению породы пласта, а вода не станет ускорять процесс гидрофилизации.

Однопакерная компоновка для эксплуатации скважин УСШН 1ПРОК-УО-1
Однопакерная компоновка для эксплуатации скважин УСШН 1ПРОК-УО-1

Будучи равновесным и работая по гравитационному принципу, клапан закрывается, когда до него доходит граница раздела сред или выравниваются его внутреннее и наружное давления. Затем газ опять начинает накапливаться под пакером, граница раздела газа и нефти снова начинает опускаться вниз, при достижении необходимой или заданной величины давления газа клапан вновь открывается, процесс переходит в автоколебания и циклически повторяется.

Для работы на малодебитном фонде разработана однопакерная компоновка для эксплуатации скважин УСШН 1ПРОК-УО-1 (см. «Однопакерная компоновка для эксплуатации скважин УСШН 1ПРОК-УО1»). В состав КПО входят УСШН, клапаны перепускные КПГ, узел разъединения и герметичной стыковки ИПМ, пакер с двойным замковым устройством типа ПРО-ЯТ-О и заглушка. Компоновка предназначена для уменьшения обводненности добываемой жидкости.

Однопакерная компоновка для насосной эксплуатации скважин 1ПРОК-УОА
Однопакерная компоновка для насосной эксплуатации скважин 1ПРОК-УОА

Модификацией описанной выше компоновки для скважин, оборудованных ЭЦН, служит однопакерная компоновка 1ПРОК-УОА. В состав КПО входят установка ЭЦН в компоновке с обратным клапаном КОТ93, узел разъединения ИПГ или ИПМ, пакер с двойным замковым устройством типа ПРО-ЯДЖ-О (ПРО-ЯТ-О), разъединитель колонный РК, клапаны перепускные КПГ-108 и заглушка (см. «Однопакерная компоновка для насосной эксплуатации скважин 1ПРОК-УОА»). По окружности клапанов типа КПЭ или КПГ имеются каналы, в которых находится седло-шар. Если давление в затрубном пространстве превышает давление в НКТ, шар уходит в безопасную зону и клапан открывается, перепуская газожидкостную смесь. Когда давление в НКТ становится больше, чем в затрубном пространстве, клапан закрывается. То есть клапаны перепускают газожидкостную смесь только в одном направлении (см. «Принцип работы обратных клапанов КПЭ-15 и КПГ-108»).

СЕРВИС ПАКЕРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В состав НПФ «Пакер» входит сервисная служба, которая позволяет внедрять пакерно-клапанные компоновки непосредственно в скважинах. Эта служба была создана в 2008 году и на сегодняшний день имеет разветвленную структуру (см. «Структура службы сервисного обслуживания НПФ «Пакер»).

Структура службы сервисного обслуживания НПФ «Пакер»
Структура службы сервисного обслуживания НПФ «Пакер»

Сервисная служба предоставляет весь спектр услуг с пакерно-клапанным оборудованием (через региональные сервисные центры, в том числе с сервисного центра в г. Октябрьский Республики Башкортостан). На начальном этапе производится подбор оборудования к конкретной скважине заказчика. Это безвозмездная услуга и не обязывает добывающую компанию к покупке компоновки. Для оказания этой услуги создана специальная Служба скважинных технологий, где работают специалисты с опытом работы в нефтегазодобывающих и нефтесервисных компаниях, в том числе геологи.

Также служба сервиса осуществляет инженерное сопровождение внедрения оборудования в скважине; прокат (аренду) пакерного и клапанного оборудования; ремонт пакерно-клапанного оборудования; услуги по аудиту оборудования в ремонтных мастерских заказчика; обучение персонала заказчика работе с оборудованием ООО НПФ «Пакер».

На условиях аренды (проката) предоставляется следующее оборудование:

  • пакеры я системы выполнения технологических операций (РИР, ОПЗ, селективные обработки, ГРП и т.д.);
  • пакеры для ППД, в том числе для ОРЗ;
  • пакеры для насосной эксплуатации с УЭЦН, УШГН и УЭВН, в том числе для ОРД;
  • пакерно-клапанные компоновки для длительной изоляции нарушения эксплуатационной колонны при насосной добыче;
  • якори-трубодержатели для эксплуатации УШГН, УЭВН.
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Вадим Владимирович, вопрос по двухпакерной компоновке. Каковы диаметр проходного отверстия канала и максимальное расстояние между верхним и нижним пакером в скважине?
Вадим Трифонов: При использовании двухпакерной компоновки в эксплуатационных колоннах условным диаметром 140–146 мм максимальный диаметр проходного отверстия составляет 59 мм. По части расстояния ограничений почти нет (за исключением ограничения, которое накладывает глубина спуска ЭЦН (ШГН, ЭВН)), оно может быть, к примеру, и 3 м, и 400 м – такие случаи имели место в нашей практике.
Реплика: Как заказчик хотел бы высказать пожелание: хорошо бы максимально увеличить проходной внутренний диаметр. Это связано с особенностями работы с интервалом перфорации при ОПЗ. В ходе этих работ мы вынуждены извлекать двухпакерную компоновку и затем проводить ее повторный спуск. Если НПФ «Пакер» найдет возможность увеличить внутренний проходной диаметр хотя бы до 95 мм, то можно будет проводить промывки и обработки ПЗП без извлечения компоновки.
В.Т.: Мы ведем работы по увеличению этого параметра. Надеюсь, результат не заставит себя долго ждать.
Реплика: Прежде всего отмечу, что плюсы двухпакерных компоновок перекрывают минусы, однако мне бы хотелось озвучить некоторые проблемы, возникающие при эксплуатации компоновок.
В.Т.: Прежде всего отмечу, что плюсы двухпакерных компоновок перекрывают минусы, однако мне бы хотелось озвучить некоторые проблемы, возникающие при эксплуатации компоновок.
Во-первых, проблемы с посадочным механическим инструментом. При разъединении посадочного инструмента были случаи, когда срывался верхний пакер. После этих случаев мы приняли решение о закупке пакеров с инструментом посадочным гидравлическим.
Во-вторых, есть еще одна проблема – недолговечность пакеров. Резина со временем теряет свою эластичность, и компоновки через какое-то время необходимо будет менять. При этом были случаи, когда мы не могли вынуть пакеры из скважин, и они там так и остались.
В.Т.: Что касается посадочного механического инструмента, то риск срыва верхнего пакера в момент разъединения существует. Это связано с трудностью выборки веса в момент разъединения в наклоннонаправленных и глубоких скважинах. Для работы в этих условиях НПФ «Пакер» рекомендует применять инструмент посадочный гидравлический ИПГ или разъединитель колонны универсальный РКУ, которые разъединяются подачей давления в колонну НКТ, и при этом отсутствует механическое вращение и вытяжка колонны НКТ, которые способствуют подрыву верхнего пакера в момент разъединения при вышеуказанных условиях.
В целях гарантированного извлечения компоновки необходимо ограничить время ее эксплуатации в скважине до ревизии. Оптимальным является время работы компоновки до извлечения и ревизии, составляющее 2–3 межремонтных периода работы насосного оборудования. В процессе проведения СПО и работы насосного оборудования в скважине могут произойти различные ситуации, в том числе зависящие от человеческого фактора. В НПФ «Пакер» в 2009 году создана служба разработки скважинных технологий СРСТ, состоящая из опытных нефтяных технологов, знающих конструкцию и особенности пакерной продукции. Поэтому при возникновении данных ситуаций просим вас обращаться к специалистам СРСТ, которые, проанализировав сложившуюся ситуацию, дадут рекомендации по извлечению скважинного оборудования.
Вопрос: Каким образом отводится газ из-под пакера?
В.Т.: Конструкция уплотнения силового кабеля в пакере П-ЭГМ исключает проникновение газа по сальниковому соединению. В пакере ПЭГМ предусмотрены два технологических отверстия под отвод газа и подачу ингибиторов. К ним можно подсоединять трубку (шлангокабель), которая позволит перепустить газ через пакер. Следующее решение – это установка на расчетной глубине, ниже пакера, перепускных клапанов. Но это возможно не всегда, только если давление в зоне установки клапанов в НКТ ниже, чем в затрубном пространстве. Возможен и третий вариант: в скважинах при газовом факторе до 100– 120 м3/м3 можно минимизировать расстояние между ЭЦН и пакером и, следовательно, уменьшить объем газовой шапки. Работа по решению проблемы перепуска газа на скважинах с высоким газовым фактором продолжается.
Вопрос: Не планируете ли вы использовать для пакерных компоновок гидравлические пакеры? То есть сжимать элемент не механически, а гидравлически – деформировать его под давлением.
В.Т.: В линейке нашего оборудования имеются пакеры с гидравлической посадкой – это разбуриваемые пакер-пробки ПРЗ и пакер П-ЭГМ. В случае установки механических пакеров в горизонтальных стволах и на малых глубинах, где недостаточно веса колонны труб для передачи нагрузки на пакер, нами разработано устройство установочное гидравлическое УУГ, которое способно гидравлическим способом передавать нагрузку на механический пакер до 20 т, тем самым обеспечивая его гарантированную посадку.
Вопрос: Предусмотрен ли в составе двухпакерной компоновки какойлибо датчик для наблюдения за давлением, обводненностью и температурой?
В.Т.: В целях решения данной проблемы мы работаем с компанией ООО «Алойл-Сервис», у которой есть готовые решения, в том числе по замеру пластовых параметров при использовании двухпакерной компоновки.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Технологии и технические средства для РИР
С бездействующим фондом необходима целенаправленная работа
Свежий выпуск
Инженерная практика №01-02/2024

Инженерная практика

Выпуск №01-02/2024

Новые методы строительства и ремонта скважинРазвитие цифровых технологийПовышение эффективности работы мехфондаПроектирование и эксплуатация трубопроводов
Подбор оптимальной технологии РИРРазвитие сервиса по геологическому заканчиванию скважинРазвитие проекта «Автономный актив»Защита ВСО и трубопроводов от коррозииПрогнозирование данных при помощи рекуррентных нейтронных сетей
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь ‘2024
Ежегодная отраслевая техническая конференция

ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения.

21-23 августа 2024 г. , г. Иркутск
В период с 21 по 23 августа 2024 года ООО «Инженерная практика» планирует провести Ежегодную отраслевую техническую конференцию «ВОСТОЧНАЯ СИБИРЬ ‘2024. Бурение и добыча. Отраслевые вызовы, лучшие практики, новые технические решения». Мероприятие будет проходить в зале Red Hall, ББЦ (г. Иркутск ул. Байкальская, 279) в очном формате.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Защитные покрытия для нефгаздобычи ‘2024
Тренинг-курс (программа "Наставник")

Защитные антикоррозионные покрытия '2024. Эффективные методы применения защитных покрытий в нефтедобыче.

15-17 октября 2024 г., г. Самара
Цель тренинга – ознакомление с основами материаловедения, видами покрытий, типами пленкообразующих, а также формирования профессиональных знаний в области применимости различных видов покрытий для защиты нефтепроводных и насосно-компрессорных труб. Практическая часть семинара проводится на базе аккредитованной исследовательской лаборатории, оснащенной самым современным оборудованием. При прохождение практической части занятия проводятся непосредственно на промысловых трубах и НКТ, отобранных на месторождениях. Авторский курс читают Эксперты Научно-производственного центра «Самара» (основное направление деятельности - работы, связанные с исследованиями в области защиты от коррозии элементов ТЭК (скважинное оборудование, линейные трубопроводы, емкостной парк и т.д.).