Сервисная компания «Югсон-Сервис» основана в 1994 году. Она специализируется на разработке и выпуске пакерно-якорного и другого нефтегазового оборудования, на интенсификации добычи нефти и освоении скважин струйными насосами. Сегодня компания может предложить несколько технологий и технических средств для проведения РИР.

ПРОБКИ МОСТОВЫЕ РАЗБУРИВАЕМЫЕ ПМ И ПМЗ

Пробки мостовые разбуриваемые ПМ и ПМЗ представляют собой разбуриваемые пакеры, предназначенные для временного или постоянного отключения пластов, проведения РИР в подпакерной зоне под давлением. Они выпускаются в двух исполнениях – пробки мостовые глухие (ПМ), предназначенные для перекрытия интервала изоляции эксплуатационной колонны, и пробки мостовые заливочные (ПМЗ), предназначенные для проведения заливки в подпакерной зоне (см. «Пробки мостовые разбуриваемые»; «Схемы применения мостовых пробок ПМ»).

Установка ПМ и ПМЗ производится с помощью гидравлической установочной компоновки (ГУК) путем создания избыточного давления в стандартных или гибких НКТ: ГУК воздействует на мостовую пробку, в результате чего она устанавливается, а после этого происходит разъединение ГУК и пробки. При установке ПМ производится опрессовка и извлечение посадочного инструмента, при установке ПМЗ есть возможность за время одной СПО провести прокачку цементного раствора или тампонажных материалов сразу же после установки пробки. После этого транспортный узел поднимается и обратный клапан закрывается.

Пробки изготавливаются из легкоразбуриваемых материалов, могут разбуриваться как долотом, так и фрезером. Конструкция ГУК позволяет проводить цементировочные работы сразу после посадки мостовых пробок как в подпакерной, так и надпакерной зонах. При использовании ПМ и ПМЗ важно учитывать, что они рассчитаны на бесперебойную работу в наклонно-направленных, горизонтальных скважинах при перепаде давления от 35 до 100 МПа.

ПМ могут применяться для защиты нижележащего продуктивного пласта в случае, если необходимо провести РИР в верхних интервалах или гидроразрыв верхнего пласта. В отличие от цементного моста ПМ обеспечивает защиту пласта от вредного воздействия, а также позволяет сократить время проведения РИР. Кроме того, ПМ может использоваться в качестве опоры для клина отклонителя в случае зарезки бокового ствола.

Применяя ПМЗ, оснащенные обратным клапаном, можно производить ликвидацию заколонных перетоков, изоляцию нижних горизонтов или ликвидацию негерметичности эксплуатационной колонны (см. «Схемы применения мостовых пробок»). Благодаря внедрению торцевого фреза, который был разработан совместно с компанией «Сиб Трейд Сервис», нам удалось сократить время разбуриваемости пакеров до 2 ч.

Применение ПМ и ПМЗ позволяет существенно (до двух раз) сократить время РИР по сравнению с применением стандартной технологии. Это относится к таким видам РИР, как изоляция заколонной циркуляции, изоляция негерметичности эксплуатационной колонны, отключение верхнего и нижнего интервалов перфорации, изоляция негерметичности эксплуатационной колонны в сеноманских отложениях и замена верхней части эксплуатационной колонны (см. «Сравнительный анализ затрат времени на РИР одного из подразделений ОАО «Сургутнефтегаз»).

Сравнительный анализ затрат времени на РИР, проведенные одним из подразделений компании ТНК-ВР, также свидетельствует о сокращении времени. В среднем затраты времени на установку цементного моста занимают порядка 50 ч. Аналогичные операции с установкой мостовой пробки составляют 14-18 ч, то есть запустить скважину можно на 30-40 ч раньше (см. «Сравнительный анализ затрат времени на РИР одного из подразделений ОАО «ТНК-ВР»).

КОМПОНОВКА ИЗН-М

Двухпакерная компоновка изоляции зоны негерметичности (ИЗН-М) предназначена для длительной изоляции негерметичного или требуемого к разобщению интервала эксплуатационной колонны, расположенного ниже насосного оборудования, и продолжения эксплуатации скважины.

Компоновка включает в себя: нижний пакер механический серии 3ПМС; верхний пакер механический серии ПОЗ-Ф ЯМ; разъединитель гидравлический трубный серии РГТ (см. «Компоновка ИЗН-М»). Сначала производится установка нижнего пакера 3ПМС путем осевых перемещений, затем путем дальнейшейразгрузки веса инструмента устанавливается верхний пакер. Следующим этапом производится заклинка верхнего механического якоря, а отсоединение НКТ от компоновки осуществляется гидравлическим способом – путем сброса шара и созданием давления в НКТ. Данная конструкция позволяет после установки провести опрессовку верхнего пакера, проверить герметичность нижнего пакера без дополнительных СПО. Данная компоновка позволяет надежно изолировать незначительный интервал эксплуатационной колонны без проведения дорогостоящих РИР в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах (см. «Схема компоновки изоляции зоны негерметичности ИЗН-М»). В случае если интервал перекрытия более значителен, мы предлагаем использовать компоновку с верхним гидравлическим пакером.

КОМПОНОВКА ИЗН

Компоновка изоляции зоны негерметичности ИЗН предназначена для длительной изоляции негерметичного или требуемого к разобщению интервала эксплуатационной колонны, расположенного ниже насосного оборудования, и продолжения эксплуатации скважины. Эта компоновка включает в себя: нижний пакер механический серии 3ПМС; верхний пакер гидравлический серии 5ПМС; ГУК.

Установка нижнего пакера 3ПМС осуществляется путем осевых перемещений, а установка верхнего пакера 5ПМС – с помощью ГУК путем создания избыточного давления в стандартных или гибких НКТ. Извлечение компоновки производится с помощью ловителя труб наружного захвата типа ЛТН. Компоновка позволяет надежно изолировать интервал эксплуатационной колонны до 1000 м без проведения дорогостоящих РИР в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах. Немаловажно, что эту компоновку можно в любой момент извлечь, увеличить ее интервал и использовать для перекрытия другого интервала негерметичности (см. «Компоновка ИЗН»; «Схемы компоновок ИЗН»).

ПАКЕР МЕХАНИЧЕСКИЙ С КАБЕЛЬНЫМ ВВОДОМ

Пакер механический с кабельным вводом 4ПМС-КВ, 4ПМС-КВ ГТ предназначен для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны в целях отсечения вышерасположенной зоны негерметичности обсадной колонны, защиты продуктивного пласта и продолжения отбора пластового флюида с помощью ЭЦН без проведения РИР обсадной колонны (см. «Пакер механический с кабельным вводом 4ПМС-КВ, 4ПМС-КВ ГТ»).

Особенность этой компоновки состоит в простоте конструкции. Установка и снятие пакера осуществляются с помощью осевых манипуляций без вращения колонны НКТ и без опоры на забой. При использовании пакера исключается возможность повреждения жил кабеля на участке со снятой броней (жилы изолированы, защищены от воздействия внешних механических повреждений). Кроме того, есть возможность отвода газа по дополнительному каналу. Компоновка с применением пакера 4ПМС-КВ позволяет надежно изолировать интервал эксплуатационной колонны без проведения дорогостоящих РИР в наклонных, горизонтальных, глубоких скважинах.

Для отвода газа из-под пакерного пространства мы предлагаем следующие решения. Первое – отвод газа по газоотводной трубке из-под пакерного пространства до устья или выше динамического уровня (см. «Схемы компоновок пакеров с кабельным вводом 4ПМС-КВ, 4ПМС-КВ ГТ, 4ПМС-КВ ГТ»). Данная компоновка внедрена в ОАО «Белкамнефть», осенью 2010 года проведены соответствующие промышленные испытания. Второе решение – спуск пакера на двухлифтовой компоновке. На первом лифте пакер спускается в заданный интервал, пакеруется. Спускается внутренний лифт. В специальном уплотнительном узле пакера происходит распределение потоков жидкости. После установки пакера при запуске скважины газ изпод пакерного пространства будет подниматься по кольцевому пространству между НКТ большего и меньшего диаметра, а пластовая жидкость будет подниматься по внутреннему диаметру НКТ. Данная компоновка внедрена в «Самотлорнефтегазе», осенью 2010 года также проводились промышленные испытания (см. «Схема компоновки пакера с кабельным вводом 4ПМС-КВ ОГ»).

ОСНАСТКА ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ КОЛОНН ОЦТК

Оснастка цементирования технических колонн (ОЦТК) предназначена для герметичного и надежного цементирования технических колонн. Наличие обратного клапана в оснастке исключает обратное выдавливание цемента после его закачки. Оригинальная конструкция клапана устойчива к прокачке значительных объемов цементного раствора. Данный комплект изготовлен из легко разбуриваемых материалов и защищен от эффекта «подшипника». Среднее время разбуривания составляет всего 20-40 мин (см. «Оснастка цементирования технических колонн»).

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН СТРУЙНЫМ НАСОСОМ УСН-СН

Струйный насос, разработанный нашей компанией, состоит из корпусных деталей и внутренних сменных вставок. Это позволяет в процессе освоения производить смену вставок насоса и менять направление промывки (см. «Струйный насос УСН-СН»).

Технология освоения скважин с использованием струйного насоса УСН-СН позволяет:

• осваивать скважины с низким пластовым давлением;
• производить снижение забойного давления, создавать плавную, управляемую депрессию на пласт;
• производить спуск в скважину автономных глубинных манометров в целях оценки величины создаваемой во время работы депрессии и характера притока из пласта;производить запись кривой восстановления давления в подпакерной зоне;
• создавать депрессию с подачей рабочей жидкости, как в трубное, так и в межтрубное пространство;
• производить закачку ПАВ, кислот в пласт под давлением;
• производить все перечисленные выше операции, включая замену изношенных частей насоса, без подъема колонны НКТ, гидравлически или с помощью канатной техники.

Запись забойного давления, притока жидкости и КВД позволяет осуществлять подбор оптимального типоразмера скважинного оборудования под фактическую продуктивность пласта.

С помощью насосных агрегатов также производится прокачка рабочей жидкости c расчетным давлением через затрубное пространство и вставку струйного насоса, в результате в зоне продуктивного горизонта создается депрессия – заданное снижение гидростатического давления. Технологической особенностью этого процесса служит возможность создавать заданную депрессию на пласт и при необходимости управлять ее величиной и продолжительностью, производить циклическое многократное воздействие на пласт или непрерывную откачку пластового флюида (см. «Схема обвязки оборудования при освоении струйным насосом»).