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).

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.

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).

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.

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.

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