Как сократить стоимость ремонта скважины по изоляции

КАК СОКРАТИТЬ
?
СТОИМОСТЬ
РЕМОНТА
СКВАЖИНЫ
ПО ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕРВАЛА
НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ
двухпакерные компоновки
2ПРОК-СИАГ, 2ПРОК-СИАМ
2ПРОК-УОИВ
2ПРОК-ППДИВ
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
ДВУХПАКЕРНЫЕ КОМПОНОВКИ УСПЕШНО
ПРИМЕНЯЮТСЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ
ПРЕДПРИЯТИЯМИ РОССИИ:
ОАО «Удмуртнефть»
ОАО «Белкамнефть»
ОАО «Сургутнефтегаз»
ОАО «Татнефть»
ЗАО «Преображенскнефть»
ЗАО «РИТЭК-Внедрение»
ООО «РН-Пурнефтегаз»
ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее
предприятие»
ООО «Юралс Энерджи»
и другие
ПРИМЕНЕНИЕ ДВУХПАКЕРНЫХ
КОМПОНОВОК ПОЗВОЛЯЕТ:
- Исключить многократные проведения дорогостоящих РИР
традиционными методами - тампонажными материалами
(средняя стоимость классических РИР в несколько раз
превышает стоимость ремонта при помощи двухпакерных
компоновок).
- Максимально сократить время простоя скважин на РИР
(средняя продолжительность классических РИР равна 14
суткам, с двухпакерным оборудованием - 4-6 суток) и увеличить их время работы.
- Перевести скважины из простаивающего - в действующий
фонд.
II
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Содержание
Компоновки двухпакерные
Двухпакерная компоновка для селективной изоляции – автономная (на 35 МПа)
2ПРОК-СИАГ-1 с гидравлическим отсоединением от НКТ ............................................................... 2
Двухпакерные компоновки для селективной изоляции – автономные (на 35 МПа)
2ПРОК-СИАМ-1 с механическим отсоединением от НКТ ................................................................. 4
Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин установкой ШГН с целью
уменьшения обводненности добываемой жидкости и изоляции вышерасположенного интервала негерметичности (на 35 МПа) 2ПРОК-УОИВ-1 ........................................................ 6
Двухпакерная компоновка для ППД с одновременной изоляцией вышерасположенного
интервала негерметичности (на 35 МПа) 2ПРОК-ППДИВ-1 ............................................................. 8
Оборудование, входящее в состав компоновок
Верхние пакеры компоновок с упором на нижний пакер с верхним механическим якорем
ПРО-ЯВЖТ и ПРО-ЯВЖТ-С (на 35 МПа) .......................................................................................... 10
Нижние пакеры компоновок механические осевой установки
ПРО-ЯМО2 и ПРО-ЯМО3 (на 100 МПа) ............................................................................................ 12
Клапан-отсекатель КО ....................................................................................................................... 16
Клапан перепускной газовый для работы в многопакерных компоновках
при освоениии эксплуатации скважин КПГ (на 35 МПа) .................................................................. 18
Клапан циркуляционный гидравлический КЦГ (на 70 МПа) ........................................................... 20
Клапан уравнительный механический КУМ (на 70 МПа) ................................................................. 22
Разъединитель колонны РК ............................................................................................................... 24
Переводник безопасный ПБ ............................................................................................................ 25
Инструмент посадочный механический ИПМ ................................................................................... 26
Инструмент посадочный гидравлический ИПГ................................................................................. 27
Удлинитель со срезными штифтами УС ........................................................................................... 28
Газосепаратор гравитационный ГСГ—22-118-32/44 ........................................................................ 29
Отзыв ОАО «Удмуртнефть» ............................................................................................................... 30
Отзыв ТПП «Лангепаснефтегаз» НК «ЛУКойл» ............................................................................... 33
Структура обозначения пакерных компоновок ООО НПФ «Пакер» ............................................... 36
Технологии изоляции водопритока в скважинах
1
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Двухпакерная компоновка для селективной изоляции –
автономная (на 35 МПа) 2ПРОК-СИАГ-1
с гидравлическим отсоединением от НКТ
Назначение: для добывающих скважин с негерметичностью вышерасположенного интервала с водопритоком в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром
труб 140-178 мм.
LMNOPQRMSPSTTU
VRWYZ[W\]R^^
_TN`bi^aT`
OSNUhSfTjkR^K_
Производственные выгоды
Выводит скважину из простоя или бездействия из-за высокого процента обводненности добываемой
gUMabRKLMNO[\]
SOSbTSkRiN`UTScMe
продукции и переводит в фонд дающих продукцию.
Максимальная нефтеотдача за счет:
vpwRØR]xR^^
pPUOUTRibUcTe[
`aPoTjkR^aqU[
TefaNMekRYZPR
NRcSm^SrTSN[
`osRObS^jcMe
Исключает дорогостоящие РИР
по смене глубинно-насосного оборудования. Не засоряет, а улучшает коллекторские свойства призабойной зоны
пласта.
gUMabRKLMNOPMQNRSTURVQURVW
ePeRKLMNOPMSNRRXURQQ
SNacSkRiN`UTScMe
gPUN`
ObShiM`ecTjk
при осложнениях.
быстро и надежно изолирует интервал водопритока или
негерметичности.
lUmnaheTe`aPo
MSPSTTjRlp
pPUOUT
OabaOiNMTSkR
YK_
Проведение безопасных СПО
Без больших финансовых затрат,
_T`abcUP
Tadab^a[
`efTSN`e
vpwRØR\yR^^
- гидрофобизации призабойной зоны пласта;
- снижения обводненности добываемой жидкости;
- сокращения времени на ремонт.
СОСТАВ КОМПОНОВКИ
Компоновка состоит, сверху вниз, из:
- инструмента посадочного ИПГ (стр. 27) для разъединения
колонны НКТ от пакерной компоновки гидравлическим способом;
- верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ (стр. 10) опорной установки с
верхним якорным узлом;
- клапана уравнительного механического КУМ (стр. 22), который открывает и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами при осевом натяжении, для облегченного срыва пакера;
- разъединителя колонны РК (стр. 24), отсоединяющегося натяжением НКТ от нижнего пакера;
- нижнего пакера типа ПРО-ЯМО (стр. 12) осевой установки с нижним якорным узлом на диаметры колонн –
118/122/140/145 мм;
- двух перепускных клапанов КПГ (стр. 18).
ПРИНЦИП РАБОТЫ
tUdPiuMU
2
Через нижний клапан КПГ, установленный на уровне нижних
отверстий интервала перфорации, в колонну НКТ поступает
выделившаяся вода и пластовый флюид. Это обеспечивает
смачиваемость интервала перфорации нефтью. Верхний клапан КПГ устанавливается под пакером, для перепуска газа изпод пакерного пространства в колонну НКТ, без образования
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
газовых глобул большего объема и способствующего подъему жидкости по всей компоновке до верхнего
пакера. При подъеме компоновки клапан КУМ открывается натяжением колонны НКТ и создает сообщение
между трубным и затрубным пространствами для облегченного срыва пакера.
Комплектация
1
2
Состав
Узел разъединения от
колонны НКТ
Пакер верхний
Клапан
уравнительный
Узел аварийного разъединения
ИПГ
ПРО-ЯВЖТ
КУМ
РК
Пакер нижний
ПРО-ЯМО2-136/142/145
ПРО-ЯМО3-118/122
Клапан
перепускной
КПГ
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Обсадная
Присоединительная резьба
Диаметр
ДиаНаружколонна
проходно- метр НКТ гладких НКТ, ГОСТ 633-80
ный диаШифр
го канала,
между
Усл.
Толщина
метр,
Низ
мм, не пакерами, Верх (муфта)
диаметр, стенок,
мм
(ниппель)
менее
мм
мм
мм
140
6-8
118
2ПРОК-СИАГ-1-118-50-Т100-К1-2
146
9-11
50
146
6,5-9
122
2ПРОК-СИАГ-1-122-50-Т100-К1-2
168
7,3-11
89
89
73
2ПРОК-СИАГ-1-140-59-Т100-К1-1
140
178
12,7-15
59
168
7,3-8
145
2ПРОК-СИАГ-1-145-59-Т100-К1-1
178
8,1-12,7
* Верх - муфта инструмента ИПГ, низ - ниппель клапана КПГ (по заказу комплектуются переводниками под
применяемые типоразмеры НКТ).
- по отдельному заказу поставляются на Т=150°С.
X - комплектация (1 или 2).
Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 100°С при заказе:
2ПРОК-СИАГ-1-118-50-Т100-К1-2, где:
2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»;
СИАГ - для селективной изоляции вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная
с гидравлическим разъединением от колонны НКТ;
1
- один узел аварийного разъединения;
118
- наружный диаметр 118 мм;
50
- проходной канал 50 мм;
Т100
- максимальная рабочая температура 100°С;
К1
- коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%);
2
- вторая комплектация (инструмент посадочный ИПГ, верхний пакер ПРО-ЯВЖТ-118, клапан уравнительный КУМ, разъединитель РК, нижний пакер ПРО-ЯМО3-118, два перепускных клапана КПГ, заглушка).
Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 150°С:
2ПРОК-CИАГ-1-118-50-Т150-К1-2.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
3
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Двухпакерные компоновки для селективной изоляции –
автономные (на 35 МПа) 2ПРОК-СИАМ-1
с механическим отсоединением от НКТ
Назначение: для добывающих скважин с негерметичностью вышерасположенного интервала с водопритоком
в эксплуатационных колоннах с условным наружным
диаметром труб 140-178 мм.
LMNOPQRMSPSTTU
VRWYZ[W\]R^^
_TN`bi^aT`
OSNUhSfTjkR^KP
Производственные выгоды
Выводит скважину из простоя или бездействия из-за высокого процента обводненности добы-
gUMabRKLMNO[\]
SOSbTSkRiN`UTScMe
ваемой продукции и переводит в фонд дающих продукцию.
vpwRØR]xR^^
Максимальная нефтеотдача за счет:
pPUOUTRibUcTe[
`aPoTjkR^aqU[
TefaNMekRYZPR
NRcSm^SrTSN[
`osRObS^jcMe
Исключает дорогостоящие РИР
по смене глубинно-насосного оборудования. Не засоряет, а улучшает коллекторские свойства призабойной
зоны пласта.
gUMabRKLMNOPMQNRSTURVQURVWd
ePeRKLMNOPMSNRRVURRXURQQ
SNacSkRiN`UTScMe
gPUN`
ObShiM`ecTjk
tUdPiuMU
4
при осложнениях.
быстро и надежно изолирует интервал водопритока
или негерметичности.
lUmnaheTe`aPo
MSPSTTjRLY
pPUOUT
OabaOiNMTSkR
YK_
Проведение безопасных СПО
Без больших финансовых затрат,
_T`abcUP
Tadab^a[
`efTSN`e
vpwRØR\yR^^
- гидрофобизации призабойной зоны пласта;
- снижения обводненности добываемой жидкости;
- сокращения времени на ремонт.
СОСТАВ КОМПОНОВКИ
Компоновка состоит, сверху вниз, из:
- инструмента посадочного ИПМ (стр. 26) для разъединения колонны НКТ от пакерной компоновки механическим
способом;
- верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ (стр. 10) опорной установки
с верхним якорным узлом;
- клапана уравнительного механического КУМ (стр. 22),
который открывает и создает сообщение между трубным
и затрубным пространствами при осевом натяжении, для
облегченного срыва пакера;
- разъединителя колонны РК (стр. 24), отсоединяющегося
натяжением НКТ от нижнего пакера;
- нижнего пакера типа ПРО-ЯМО (стр. 12) осевой установки с нижним якорным узлом на диаметры колонн –
114/118/122/140/145 мм;
- двух перепускных клапанов КПГ (стр. 18).
ПРИНЦИП РАБОТЫ
Через нижний клапан КПГ, установленный на уровне нижних отверстий интервала перфорации, в колонну НКТ поступает выделившаяся вода и пластовый флюид. Это обеспечивает смачиваемость интервала перфорации нефтью.
Верхний клапан КПГ устанавливается под пакером, для
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
перепуска газа из-под пакерного пространства в колонну НКТ, без образования газовых глобул большего
объема и способствующего подъему жидкости по всей компоновке до верхнего пакера. При подъеме компоновки клапан КУМ открывается натяжением колонны НКТ и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами для облегченного срыва пакера.
Состав
Комплектация
Узел разъединения от
колонны НКТ
Пакер верхний
Клапан
уравнительный
Узел аварийного разъединения
ИПМ
ПРО-ЯВЖТ
КУМ
РК
1
2
Пакер нижний
ПРО-ЯМО2-136/142/145
ПРО-ЯМО3-114/118/122
Клапан
перепускной
КПГ
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Шифр
2ПРОК-СИАМ-1-114-50-Т100-К1-2
2ПРОК-СИАМ-1-118-50-Т100-К1-2
2ПРОК-СИАМ-1-122-50-Т100-К1-2
2ПРОК-СИАМ-1-140-50-Т100 -К1-1
2ПРОК-СИАМ-1-145-50-Т100-К1-1
Обсадная
колонна
Наружный
Усл.
Толщина диаметр,
мм
диаметр, стенок,
мм
мм
140
7-10,5
114
146
10-12
140
6-8
118
146
9-11
146
6,5-9
122
168
7,3-11
140
178
12,7-15
168
7,3-8
145
178
8,1-12,7
Диаметр
проходного
канала, мм,
не менее
Диаметр
НКТ между
пакерами,
мм
Присоединительная резьба
гладких НКТ, ГОСТ 633-80
Верх (муфта)
50
Низ
(ниппель)
73
89
59
73
89
* Верх - муфта инструмента ИПГ, низ - ниппель клапана КПГ (по заказу комплектуются переводниками под
применяемые типоразмеры НКТ).
- по отдельному заказу поставляются на Т=150°С.
X - комплектация (1 или 2).
Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 100°С при заказе:
2ПРОК-СИАМ-1-118-50-Т100-К1-2, где:
2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»;
СИАГ - для селективной изоляции вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная
с гидравлическим разъединением от колонны НКТ;
1
- один узел аварийного разъединения;
118
- наружный диаметр 118 мм;
50
- проходной канал 50 мм;
Т100
- максимальная рабочая температура 100°С;
К1
- коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%);
2
- вторая комплектация (инструмент посадочный ИПГ, верхний пакер ПРО-ЯВЖТ-118, клапан уравнительный КУМ, разъединитель РК, нижний пакер ПРО-ЯМО3-118, два перепускных клапана КПГ, заглушка).
Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 150°С:
2ПРОК-CИАМ-1-118-50-Т150-К1-2.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
5
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Двухпакерная компоновка для
эксплуатации скважин установкой ШГН
с целью уменьшения обводненности
добываемой жидкости и изоляции
вышерасположенного интервала
негерметичности (на 35 МПа)
2ПРОК-УОИВ-1
LMNOPQRMSPSTTU
ØRWYZ[W\]R^^
{|vRNRdUmSNaOU[
bU`SbS^R_g_
pPUOUTROaba[
OiNMTSkRYK_
}maP
bUmnaheTaTe~R^KP
gUMabRKLMNO[\]
SOSbTSkRiN`UTScMe
vpwRØR]xR^^
_T`abcUP
Tadab^a[
`efTSN`e
pPUOUTRibUcTe[
`aPoTjkR^aqU[
TefaNMekRYZPR
NRcSm^SrTSN[
`osRObS^jcMe
Назначение: для добывающих скважин с негерметично-
стью вышерасположенного интервала с водопритоком в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром
труб 140-178 мм. и гидрофобизацией призабойной зоны
скважины.
Производственные выгоды
Выводит скважину из простоя или бездействия из-за высокого процента обводненности добываемой продукции и переводит в фонд дающих продукцию.
Максимальная нефтеотдача за счет:
- гидрофобизации призабойной зоны пласта;
- снижения обводненности добываемой жидкости;
- сокращения времени на ремонт с осложнениями в
несколько раз;
- контроля над работой насоса и забойного давления по динамическому уровню;
Проведение безопасных СПО
при осложнениях.
gUMabRKLMNOPMQ
SNacSkRiN`UTScMe
Без больших финансовых затрат,
быстро и надежно изолирует интервал водопритока
или негерметичности.
Исключает дорогостоящие РИР
pPUOUT
OabaOiNMTSkR
YK_
по смене глубинно-насосного оборудования – предотвращает контакт жидкости глушения с призабойной зоной скважины.
Возможность проводить промывку полости
насоса в процессе эксплуатации скважины созданием
давления в затрубном пространстве.
gPUN`
ObShiM`ecTjk
Эксплуатация скважины с высоким газосодержанием за счет применения газосепаратора.
СОСТАВ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОМПОНОВКИ
tUdPiuMU
6
Компоновка состоит, сверху вниз, из:
- газосепаратора ГСГ (стр. 29) гравитационного принципа работы с обратными клапанами для перепуска газа
из своей полости в затрубное пространство скважины;
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
- клапана перепускного газового КПГ (стр. 18), предназначенного для прямой промывки полости
насоса, а также для формирования динамического уровня, соответствующего забойному давлению;
- узла разъединения ИПМ (стр. 26);
- пакера ПРО-ЯВЖТ (стр. 10) опорной установки с регулируемой осевой нагрузкой срыва;
- клапана уравнительного механического КУМ, открывающего сообщение трубного с затрубным
пространством при натяжении для облегчения срыва пакерной компоновки и, при необходимости, промывки головы нижнего пакера;
- пакера ПРО-ЯМО2 (стр. 12) осевой установки;
- хвостовика с заглушкой и клапанами перепускными типа КПГ (стр. 18) для перепуска пластовой
жидкости и газа и выполнения функций обратного клапана, а так же функций циркуляционного
клапана при подъеме компоновки.
Место установки клапанов выбирается так, чтобы обеспечивать смачиваемость интервала перфорации нефтью, отбирая через верхний - газ с нефтью, а через нижний - нефть с водой.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Обсадная колонна
Шифр
Усл. диаметр, мм
2ПРОК-УОИВ-1-114-46-Т100-К1-1
2ПРОК-УОИВ-1-118-46-Т100-К1-1
2ПРОК-УОИВ-1-122-46-Т100-К1-1
2ПРОК-УОИВ-1-140-59-Т100-К1-1
2ПРОК-УОИВ-1-145-59-Т100-К1-1
140
146
140
146
146
168
178
168
178
Наружный
Толщина
диаметр,
стенок, мм
мм
7-10,5
114
10-12
6-8
118
9-11
6,5-9
122
7,3-11
140
12,7-15
7,3-8
145
8,1-12,7
Диаметр
проходного
канала, мм,
не менее
Присоединительная резьба
гладких НКТ, ГОСТ 633-80
Верх (муфта) Низ (ниппель)
50
59
58
73
89
73
* Верх - муфта газосепаратора ГСГ, низ - ниппель клапана КПГ (по заказу комплектуются переводниками под
применяемые типоразмеры НКТ).
- по отдельному заказу поставляются на Т=150°С.
Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 100°С при заказе:
2ПРОК - УОИВ-1-140-59-Т100-К1-1, где:
2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»
УОИВ - для уменьшения обводненности добываемой жидкости с изоляцией вышерасположенного
интервала негерметичности;
1
- один узел аварийного разъединения;
114
- наружный диаметр 114 мм;
59
- проходной канал 59 мм;
Т100 - максимальная рабочая температура 100°С;
К1
- коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%);
1
- первая комплектация (газосепаратор ГСГ, клапан КПГ, инструмент посадочный ИПМ,
пакер ПРО-ЯВЖТ, клапан КУМ, пакер ПРО-ЯМО2, клапаны КПГ - 2 шт., заглушка).
Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 150°С –
2ПРОК-УОИВ-1-140-59-Т150-К1-1.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
7
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
LMNOPQRMSPSTTU
ØRWYZ[W\]R^^
vpwRØR\yR†]x‡R^^
}hPeTe`aPoRNS
NbamTj^eRu`e„[
`U^eRZg
pPUOUTRƒebMiP~[
ƒeSTTjkRdehbUc[
PefaNMekRYk_
Двухпакерная компоновка для
ППД с одновременной изоляцией
вышерасположенного интервала
негерметичности (на 35 МПа)
2ПРОК-ППДИВ-1
Назначение: для скважин ППД с негерметичностью
вышерасположенного интервала с водопритоком или
поглощением в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром труб 140-178 мм.
Производственные выгоды
}maPRbUmnahe[
TaTe~R^KPR
Позволяет проводить избирательную закачку воды в нижерасположенный горизонт без
воздействия на верхний;
gUMabRKLMNO[\]Ng
SOSbTSkRiN`UTScMe
_T`abcUP
Tadab^a[
`efTSN`e
vpwRØR]xR^^
pPUOUTRƒebMiP~[
ƒeSTTjkRdehbUc[
PefaNMekRYk_
gabacShTeM
amSOUNTjkRg‚
Исключает дорогостоящие РИР
по смене глубинно-насосного оборудования.
Проведение безопасных СПО
при осложнениях.
Проведение различных технологических
операций, связанных с прокачкой жидкостей по
кольцевому пространству скважины, выравниванию давлений в компоновке и кольцевом
пространстве, работ по разгерметизации устья
скважины без излива и глушения, а также повышают безопасность проведения ремонтных
и аварийных работ.
СОСТАВ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ
КОМПОНОВКИ
gUMabRKLMNOj\NMd
SNacSkRiN`UTScMe
pPUOUT[
S`NaMU[
`aPoRYM
gPUN`
8
Компоновка состоит, сверху вниз, из:
- удлинителя со срезными штифтами УС (стр. 28),
предназначенного для посадки пакеров с заданной
нагрузкой и дальнейшей их эксплуатации, обеспечивая герметичное подвижное соединение компоновки подземного оборудования с колонной НКТ;
- клапана циркуляционного гидравлического (проходной канал Ø 54 мм) КЦГ (стр. 18), открывающего сообщение трубного с затрубным пространством
после сброса на него шара и создания давления в
НКТ;
- узла разъединения колонны труб от пакерной компоновки ИПМ (стр. 26) путем вращения, для замены колонны НКТ без извлечения пакерной компоновки;
- верхнего пакера типа ПРО-ЯВЖТ-С (стр. 10) опорной установки с верхним якорным узлом;
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
- клапана циркуляционного гидравлического КЦГ (стр. 20), открывающего сообщение трубного
с затрубным пространством после сброса на него шара и создания давления в НКТ;
- переводника безопасного ПБ (стр. 25), отсоединяющегося вращением НКТ вправо, при
прихвате нижнего пакера;
- нижнего пакера типа ПРО-ЯДЖ-О (стр. 14) осевой установки с нижним якорным узлом;
- клапана отсекателя КО (стр. 16), установленного напротив пласта закачки, перекрывающего
поступление жидкости из затрубного пространства в полость НКТ и позволяющего создавать
двухстороннюю циркуляцию жидкости после сброса шара на него (клапан закрыт) и создания
давления для открытия циркуляционных радиальных каналов в его корпусе (клапан открыт).
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Обсадная колонна
Шифр
Усл. диаметр, мм
Толщина
стенок, мм
140
146
140
146
146
168
178
168
178
7-10,5
10-12
6-8
9-11
6,5-9
7,3-11
12,7-15
7,3-8
8,1-12,7
2ПРОК-ППДИВ-1-114-46-Т100-К1-1
2ПРОК-ППДИВ-1-118-46-Т100-К1-1
2ПРОК-ППДИВ-1-122-46-Т100-К1-1
2ПРОК-ППДИВ-1-140-59-Т100-К1-1
2ПРОК-ППДИВ-1-145-59-Т100-К1-1
Присоединительная
Наружный Диаметр про- резьба гладких НКТ,
ГОСТ 633-80
диаметр, ходного канала,
мм
мм, не менее
Верх
Низ
(муфта) (ниппель)
114
118
46
73
122
140
59
145
58
* Верх – муфта удлинителя УС, низ – ниппель клапан КО (по заказу комплектуются переводниками под
применяемые типоразмеры НКТ).
- по отдельному заказу поставляются на Т=150°С.
Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 100°С при заказе:
2ПРОК-ППДИВ-1-114-46-Т100-К1-1, где:
2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»;
ППДИВ - поддержание пластового давления с одновременной изоляцией вышерасположенного
интервала
негерметичности ЭК;
1
- один узел аварийного разъединения;
114
- наружный диаметром 114 мм;
46
- проходной канал 46 мм;
Т100
- максимальная рабочая температура 100°С;
К1
- коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%);
1
- первая комплектация (удлинитель УС-114, клапан КЦГ - 2 шт., инструмент посадочный
ИПМ, пакер ПРО-ЯВЖТ-С-114, переводник безопасный ПБ, пакер ПРО-ЯДЖ-О-114,
клапан-отсекатель КО).
Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 150°С –
2ПРОК-ППДИВ-1-114-46-Т150-К1-1.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
9
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Верхние пакеры компоновкок с упором на нижний
пакер с верхним механическим якорем
ПРО-ЯВЖТ и ПРО-ЯВЖТ-С (на 35 МПа)
Предназначены для длительного герметичного разобщения интервалов ствола
обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в
процессе проведения различных технологических операций.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- для длительной автономной (без НКТ) изоляции негерметичного
или требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны, при эксплуатации скважин погружным насосным оборудованием в составе двухпакерной компоновки, состоящей из верхнего
пакера ПРО-ЯВЖТ или ПРО-ЯВЖТ-С, нижнего пакера, посадочного
инструмента ИПМ (или ИПГ) и шламоуловителя;
- освоение и эксплуатация нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведение различных технологических операций;
- для длительной автономной (независимой от связи с НКТ) изоляции нарушенного участка обсадной колонны.
- для закачки воды в нагнетательных скважинах;
- для разделения пластов при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и
одновременно-раздельной закачки (ОРЗ);
ДОСТОИНСТВА
- возможность натяжения колонны НКТ после посадки пакера, без нарушения герметичного разобщения интервалов эксплуатационной колонны;
- верхний механический якорь зафиксированный от проворота относительно штока позволяет исключить разгерметизацию пакера автономно оставляемого в скважине при отвороте от него механического
посадочного инструмента ИПМ;
- пакеры содержат нижние шток и корпус, подвижное соединение между которыми выполнено герметично, что обеспечивает возможность использовать этот
пакер в двухпакерных компоновках;
- пакеры содержат шпонку, что обеспечивает передачу крутящего момента на
колонну труб или оборудование, установленное под пакером;
- легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки;
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- пакеры не имеют нижнего заякоривающего устройства и предназначены для
работы с упором на забой или на другой, расположенный под ним, пакер;
- пакеры содержат верхнее механическое заякоривающее устройство, приводимое в рабочее состояние при определенном значении осевой сжимающей нагрузки, создаваемой весом НКТ, расположенных над пакером;
- пакер ПРО-ЯВЖТ многократного действия за одну СПО;
- пакер ПРО-ЯВЖ-Т-С содержит срезные штифты, подбор количества которых
обеспечивает регулируемую нагрузку первичной посадки, при использовании
его в двухпакерной компоновке в качестве верхнего пакера;
- высокая ремонтопригодность.
10
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Шифр
ПРО-ЯВЖТ-114
ПРО-ЯВЖТ-118
ПРО-ЯВЖТ-122
ПРО-ЯВЖТ-140
ПРО-ЯВЖТ-145
ПРО-ЯВЖТ-С-114∆
ПРО-ЯВЖТ-С-118
∆
ПРО-ЯВЖТ-С-122∆
ПРО-ЯВЖТ-С-140∆
ПРО-ЯВЖТ-С-145∆
Диапазон допустиДиаметр
Обсадная колонна, мм Наружный мых усилий при напроходного
диаметр, тяжении НКТ после
канала, мм,
Условный Толщина
мм
посадки пакера, кН,
не менее
диаметр
стенок
не более
140
7-10,5
114
146
10-12
140
6-8
46
118
146
9-11
50 - 120*
146
6,5-9
122
168
7,3-11
140
178
12,7-15,0
59
168
7,3-8
145
178
8,1-12,7
140
7-10,5
114
146
10-12
140
6-8
50
118
146
9-11
146
6,5-9
122
50 - 120*
168
7,3-11
140
178
12,7-15,0
59
168
7,3-8
145
178
8,1-12,7
Длина,
мм, не
более
Масса,
кг, не
более
Присоединительная
резьба гладких НКТ
ГОСТ 633-80
Верх
Низ
73
102 (73**)
89
114 (89**)
73
102 (73**)
89
114 (89**)
75
2040
79
2365
95
2407
97
82
86
2590
90
2700
117
2790
131
93
Пакеры ПРО-ЯВЖ-Т-С со срезными штифтами, с регулируемой нагрузкой посадки 8-16 т.
* Величина допустимого усилия натяжения колонны НКТ после посадки пакера из диапазона 50-120
кН (5-12 т) выполняется по требованию заказчика заводом-изготовителем.
** В стандартном исполнении пакер комплектуется переводником (для типоразмеров пакера
114/118/122 - переводник ниппель102 х ниппель 73, для типоразмеров пакера 140/145 - переводник
ниппель 114 х ниппель 89).
• Максимальный перепад давления на пакер 35 МПа.
• Нагрузка при пакеровке 120-160 кН.
• Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей
среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – ПРО-ЯВЖТ-122Т.
• По специальному заказу пакерующее устройство может быть укомплектовано двумя резиновыми
уплотнительными элементами.
∆
ПАКЕР ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
1
Нулевой;
Обозначение пакера
на Т=100°С
ПРО-ЯВЖТ-114
2
3
4
5
Минимальный ЗИП 01
Стандартный ЗИП 02
Стандарт плюс ЗИП 03
Максимальный ЗИП 04
ПРО-ЯВЖТ-114/01
ПРО-ЯВЖТ-114/02
ПРО-ЯВЖТ-114/03
ПРО-ЯВЖТ-114/04
№
комплект ЗИП
обозначение пакера
на Т=150°С
ПРО-ЯВЖТ-114Т
ПРО-ЯВЖТ-114Т/01
ПРО-ЯВЖТ-114Т/02
ПРО-ЯВЖТ-114Т/03
ПРО-ЯВЖТ-114Т/04
Пример оформления записи при заказе пакера «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С - ПРО-ЯВЖТ-114;
- на Т=150°С - ПРО-ЯВЖТ-114Т.
Пример оформления записи при заказе пакера «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С - ПРО-ЯВЖТ-114/02;
- на Т=150°С - ПРО-ЯВЖТ-114Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64.
факс:
(34767) 6-75-15
E-mail:
[email protected]
Технологии изоляции водопритока в скважинах
11
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Пакеры механические осевой установки
ПРО-ЯМО2, ПРО-ЯМО3 (на 100 МПа*)
Предназначены для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе
проведения различных технологических операций.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин;
- для проведения опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности;
- для кислотной обработки пластов под давлением;
- для проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических
операций.
ДОСТОИНСТВА
- надежная герметизация эксплуатационной колонны при проведении
работ, требующих создания высокого перепада давления на пакер;
- легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки;
- конструкция пакера проверена многолетним опытом успешного применения.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- пакер устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений
колонны труб (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб;
- оборудование многократного действия за одну СПО;
- высокая ремонтопригодность.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Обсадная колонна
Шифр
ПРО-ЯМОЗ-82
ПРО-ЯМОЗ-88
ПРО-ЯМОЗ-92
ПРО-ЯМОЗ-99
ПРО-ЯМО3-104
ПРО-ЯМО2-112
ПРО-ЯМО2-118
ПР0-ЯМО2-122
ПР0-ЯМО2-136
ПРО-ЯМО2-142
ПРО-ЯМО2-145
ПРО-ЯМО2-158
ПРО-ЯМО2-182
ПРО-ЯМО2-204
12
МаксимальНаДиаметр
ный перепад
ружный проходного
Условный Толщина
давления
диаметр, канала, мм,
диаметр, стенок,
на пакер,
мм
не менее
мм
мм
МПа
102
5,5-7
82
114
8,6-10,2
88
34
114
6,4-7,4
92
127
7,5-10,7
99
40
127
5,6-7,5
104
140
9-11
100*
112
146
12
140
7-8
46
118
146
9-11
146
6,5-9
122
168
10-12
136
59
168
7-9
142
178
7-14
60*
145
58
194
7-14
50*
158
66
219
8-14
182
80
40*
245
9-15
204
90
Длина,
мм, не
более
Масса,
кг, не
более
1532
29
32
35
54
56
1611
1771
1672
Присоединительная
резьба гладких НКТ,
ГОСТ 633-80
Верх
Низ
(муфта) (ниппель)
60
48
73
60
89
73
102
89
62
1735
1814
1790
1897
1925
1935
64
64
83
84
89
97
112
126
Технологии изоляции водопритока в скважинах
114
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Обсадная колонна
МаксимальДиаметр
Наный перепад
ружный проходного
Условный Толщина
давления
диаметр, канала, мм,
диаметр, стенок,
на пакер,
не менее
мм
мм
мм
МПа
Шифр
ПРО-ЯМО3-114∆
ПРО-ЯМО3-118∆
ПРО-ЯМО3122∆
140
146
146
146
7-10,5
10-12
6-8
9-11
146
6,5-9
Длина,
мм, не
более
114
100*
116
Масса,
кг, не
более
Присоединительная
резьба гладких НКТ,
ГОСТ 633-80
Верх
Низ
(муфта) (ниппель)
60
59
122
1802
61
73
63
* При условии, что вес колонны труб достаточен для удерживания пакера от перемещения
вверх. В случае, если вес труб недостаточен, над пакером необходимо установить гидравлический якорь, поставляемый отдельно.
Новинки. Пакеры прошли скважинные испытания.
• Нагрузка при пакеровке 60-120 кН.
• Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т».
Пример – ПРО-ЯМО2-122Т.
• По специальному заказу пакерующее устройство может быть укомплектовано двумя резиновыми уплотнительными элементами.
Пакеры применяются в компоновках, приведенных на страницах 180, 192, 202, 204, 207.
Пакер поставляется в комплектациях:
№
комплект ЗИП
Обозначение пакера на Т=100°С
Обозначение пакера на Т=150°С
ПРО-ЯМО2-112
ПРО-ЯМО2-112Т
ПРО-ЯМО2-112/01
ПРО-ЯМО2-112Т/01
1
Нулевой
2
Минимальный ЗИП 01
3
Стандартный ЗИП 02
ПРО-ЯМО2-112/02
ПРО-ЯМО2-112Т/02
4
Стандарт плюс ЗИП 03
ПРО-ЯМО2-112/03
ПРО-ЯМО2-112Т/03
5
Максимальный ЗИП 04
ПРО-ЯМО2-112/04
ПРО-ЯМО2-112Т/04
Пример оформления записи при заказе пакера «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С - ПРО-ЯМО2-112;
- на Т=150°С - ПРО-ЯМО2-112Т.
Пример оформления записи при заказе пакера «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С - ПРО-ЯМО2-112/02;
- на Т=150°С - ПРО-ЯМО2-112Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64.
факс:
(34767) 6-75-15
E-mail:
[email protected]
Технологии изоляции водопритока в скважинах
13
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Пакер механический двухстороннего действия
осевой установки ПРО-ЯДЖ-О (на 35 МПа)
Предназначен для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты ее от динамического воздействия
закачиваемой воды.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- для установки в нагнетательных скважинах;
- для длительной автономной (без связи с НКТ) изоляции требуемого к разобщению
участка эксплуатационной колонны;
- для использования в многопакерных компоновках.
ДОСТОИНСТВА
- надежная герметизация эксплуатационной колонны на длительный срок, в том
числе и при циклической подаче нагнетательной жидкости, достигается благодаря наличию в конструкции пакера верхнего механического якоря, в отличие
от пакеров аналогичного назначения, содержащих верхний гидравлический
якорь;
- легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки;
- использование данного пакера позволяет максимально сократить время простоя
скважины и увеличить межремонтный период скважины, экономить материалы, время и энергоносители;
- конструкция пакера проверена многолетним опытом успешного применения.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- пакер устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений колонны труб (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб;
- оборудование многократного действия за одну СПО;
- простота конструкции и обслуживания.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Обсадная колонна
Шифр
ПРО-ЯДЖ-О-114
ПРО-ЯДЖ-О-118
ПРО-ЯДЖ-О-122
ПРО-ЯДЖ-О-140
ПРО-ЯДЖ-О-142
ПРО-ЯДЖ-О-145
ПРО-ЯДЖ-О-182
Условный Толщина
диаметр, стенок,
мм
мм
140
146
140
146
146
168
178
168
178
168
178
219
7-10,5
10-12
6-8
9-11
6,5-9
8-11
13,7-15,0
7,3-8,9
12,7-15,0
7,3-8,0
8,1-12,7
7,7-14,2
Наружный
диаметр,
мм
Диаметр
проходного
канала, мм,
не менее
Длина,
Масса, кг,
мм, не
не более
более
114
118
90
50
2400
122
62
145
182
93
73
60
89
73
96
140
142
Присоединительная
резьба гладких НКТ,
ГОСТ 633-80
Верх
Низ
(муфта) (ниппель)
80
2459
100
110
2471
120
2760
275
• Максимальный перепад давления на пакер 35 МПа.
• Нагрузка при пакеровке 120-160 кН.
14
Технологии изоляции водопритока в скважинах
114
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
• Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура
рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т».
Пример – ПРО-ЯДЖ-О-122Т.
• По специальному заказу пакерующее устройство может быть укомплектовано двумя резиновыми уплотнительными элементами.
ПАКЕР ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
комплект ЗИП
Обозначение пакера
на Т=100°С
обозначение пакера на
Т=150°С
1
Нулевой
ПРО-ЯДЖ-О-114
ПРО-ЯДЖ-О-114Т
2
Минимальный ЗИП 01
ПРО-ЯДЖ-О-114/01
ПРО-ЯДЖ-О-114Т/01
3
Стандартный ЗИП 02
ПРО-ЯДЖ-О-114/02
ПРО-ЯДЖ-О-114Т/02
4
Стандарт плюс ЗИП 03
ПРО-ЯДЖ-О-114/03
ПРО-ЯДЖ-О-114Т/03
5
Максимальный ЗИП 04
ПРО-ЯДЖ-О-114/04
ПРО-ЯДЖ-О-114Т/04
Пример оформления записи при заказе пакера «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С - ПРО-ЯДЖ-О-114;
- на Т=150°С - ПРО-ЯДЖ-О-114Т.
Пример оформления записи при заказе пакера «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С - ПРО-ЯДЖ-О-114/02;
- на Т=150°С - ПРО-ЯДЖ-О-114Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге
комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр
каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64.
факс:
(34767) 6-75-15
E-mail:
[email protected]
Технологии изоляции водопритока в скважинах
15
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Клапан-отсекатель КО
Предназначен для герметичного разобщения внутренней полости НКТ и затрубного пространства и одностороннего перепуска жидкости вниз.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- для установки в нагнетательных скважинах или для закачки химических реагентов при
технологических операциях.
ДОСТОИНСТВА
- надежная герметизация эксплуатационной колонны на длительный срок, в
том числе и при циклической подаче нагнетательной жидкости, достигается
благодаря наличию в конструкции клапана уплотнительного узла повышенной износостойкости;
- возможность проводить ремонт и замену элементов фонтанной арматуры без
глушения скважины;
- в аварийных ситуациях позволяет осуществить перепуск жидкости вверх путем сброса шарика и созданием давления во внутренней полости НКТ.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- открытие клапана для перепуска жидкости вниз осуществляется путем сброса шарика и
создания во внутренней полости НКТ давления, превышающего давление в затрубном
пространстве скважины.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование параметра, единица измерения
Минимальный внутренний диаметр труб обсадной колонны, при котором применим
клапан, мм
Максимальная температура, °С
Минимальный перепад давления открытия клапана, МПа
Габаритные размеры, мм, не более:
- максимальный диаметр по корпусу
- длина
- основной канал / диаметр шарика
- вспомогательный канал / диаметр шарика
Рабочие радиальные каналы, шт.
Диаметр радиального канала / эквивалентный диаметр, мм
Суммарная площадь проходного сечения радиальных каналов, мм2
Уравнительный радиальный канал, шт:
- диаметр, мм
- эквивалентная суммарная площадь, мм2
Перепад давления открытия уравнительных каналов клапана, МПа
Мacca, кг, не более
Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80:
- в верхней части (муфта)
- в нижней части (ниппель)
КО
112
100(150*)
0,4
108
952
54(48*) / 7,15(50*)
20 / 35
12
16 / 55
24,1
12
18
61
7.5...15,0
48
89
73
* Изготавливается по специальному заказу.
КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
16
комплект ЗИП
Обозначение клапана на Т=100°С
Обозначение клапана на Т=150°С
1
Нулевой
КО-108
КО-108Т
2
Минимальный ЗИП 01
КО-108/01
КО-108Т/01
3
Стандартный ЗИП 02
КО-108/02
КО-108Т/02
4
Стандарт плюс ЗИП 03
КО-108/03
КО-108Т/03
5
Максимальный ЗИП 04
КО-108/04
КО-108Т/04
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С - КО-108;
- на Т=150°С - К0-108Т.
Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С - КО-108/02;
- на Т=150°С - КО-108Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге
комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр
каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Схема клапана КО
1
2
3
4
1. КЛАПАН ЗАКРЫТ
Транспортное положение при спуске, заполнение НКТ скважинной жидкостью.
2. КЛАПАН ОТКРЫТ
Закачка жидкости в пласт.
3. КЛАПАН ЗАКРЫТ
Клапан закрыт после прекращения закачки. Функция клапанаотсекателя.
4. КЛАПАН ОТКРЫТ
Клапан открыт после сброса шарика, создания в НКТ определенной величины давления для среза штифтов, перемещения поршня, открытия
боковых отверстий. Открыта циркуляция между трубным и затрубным
пространствами.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
17
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Клапан перепускной газовый для работы
в многопакерных компоновках при освоении
и эксплуатации скважин КПГ (на 35 МПа)
Предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости
НКТ от межтрубного пространства.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- фонтанная эксплуатация скважин;
- эксплуатация скважин с УШН;
- комбинированная эксплуатация (запуск насосом, после его отключения фонтанная эксплуатация).
ДОСТОИНСТВА
- большой диапазон регулирования пропускной способности клапана;
- может использоваться в аварийных ситуациях с целью глушения скважин.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- простота конструкции;
- отсутствие резиновых уплотнительных элементов;
- циркуляционный канал открывается когда затрубное давление выше трубного
на заданную величину.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование параметра, единица измерения
112
Минимальное внутреннее давление, воспринимаемое клапаном в закрытом положении (в НКТ), мм, МПа
35
Перепад давления, необходимый для открытия клапана, МПа, не
более
0,01
Максимальная температура, °С
200
Габаритные размеры, мм:
- наружный диаметр, не более
- длина, не более
- минимальный диаметр проходного отверстия
108
195
62
Масса, кг
15
Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: - в верхней
части (муфта) - в нижней части (ниппель)
73
Проходная площадь боковых отверстий*, см2:
- максимальная (при 8 мм)
- минимальная (при 3,5 мм)
Угол наклона скважины в месте установки, градус, не более
* Регулируется установкой штуцеров.
18
КПГ
Минимальный внутренний диаметр труб обсадной колонны, при котором применим клапан, мм
Технологии изоляции водопритока в скважинах
6
0,1
25
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
комплект ЗИП
Обозначение клапана
1
Нулевой
КПГ-108
2
Минимальный ЗИП 01
КПГ-108/01
3
Стандартный ЗИП 02
КПГ-108/02
4
Стандарт плюс ЗИП 03
КПГ-108/03
5
Максимальный ЗИП 04
КПГ-108/04
Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации:
- КПГ-108;
Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- КПГ-108/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге
комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр
каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64.
факс:
(34767) 6-75-15
E-mail:
[email protected]
Схема клапана КПГ
1. КЛАПАН ЗАКРЫТ
Давление в НКТ выше
затрубного.
2. КЛАПАН ОТКРЫТ
Затрубное давление выше
трубного на величину, необходимую для поднятия шариков.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
19
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Клапан циркуляционный гидравлический КЦГ
(на 70 МПа)
Предназначен для организации сообщения затрубного пространства и внутренней полости НКТ в скважинных пакерных компоновках при проведении работ по
извлечению и закачке жидкостей и эксплуатации скважин.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- для установки в скважинных компоновках пакерного оборудования при проведении технологических операций, связанных с прямой, обратной или комбинированной прокачкой жидкостей;
- для установки в скважинных компоновках пакерного оборудования при селективной обработке и раздельном опробовании двух пластов;
- для установки в скважинных стационарных компоновках пакерного оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин;
- для выравнивания трубного и затрубного давления в компоновках пакерного
оборудования.
ДОСТОИНСТВА
- позволяет простым способом организовать сообщение затрубного
пространства с внутренней полостью НКТ;
- регулируемое давление открытия.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- открытие клапана осуществляется сбросом шарика и созданием давления во
внутренней полости НКТ.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование параметра, единица измерения
Минимальный внутренний диаметр труб обсадной колонны, при
котором применим клапан, мм
Максимальная температура, °С
Максимальное внутреннее давление, воспринимаемое клапаном
в НКТ, МПа
Перепад давления открытия клапана, МПа
Диаметр шарика, применяемый для открытия клапана, мм
Габаритные размеры, мм:
- максимальный диаметр по корпусу
- длина
- диаметр проходного канала
Масса, кг
11 2
100 (150*)
70
7,5-15,0
57,15
108
575
54
25
Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80:
- в верхней части (муфта)
- в нижней части (ниппель)
* Изготавливается по специальному заказу.
20
КЦГ-108
Технологии изоляции водопритока в скважинах
89
73
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
Обозначение клапана
на Т=100°С
комплект ЗИП
Обозначение клапана
на Т=150°С
1
Нулевой
КЦГ-108
КЦГ-108Т
2
Минимальный ЗИП 01
КЦГ-108/01
КЦГ-108Т/01
3
Стандартный ЗИП 02
КЦГ-108/02
КЦГ-108Т/02
4
Стандарт плюс ЗИП 03
КЦГ-108/03
КЦГ-108Т/03
5
Максимальный ЗИП 04
КЦГ-108/04
КЦГ-108Т/04
Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С - КЦГ-108;
- на Т=150°С - КЦГ-108Т.
Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С - КЦГ-108/02;
- на Т=150°С - КЦГ-108Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге
комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр
каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64.
факс:
(34767) 6-75-15
E-mail:
[email protected]
Схема клапана КЦГ
1. КЛАПАН ЗАКРЫТ
2. КЛАПАН ОТКРЫТ
Клапан открыт после сброса шарика и
создания давления в НКТ.
Открыта циркуляция между трубным и затрубным пространствами.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
21
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Клапан уравнительный механический КУМ (на 70 МПа)
Предназначен для выравнивания давления затрубного надпакерного пространства с
давлением внутри колонны НКТ.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- используется совместно с пакером при проведении ГРП или других технологических
операций, после которых механически обеспечивается создание циркуляции между
затрубным и внутритрубным пространствами НКТ.
ДОСТОИНСТВА
- обеспечивает легкий срыв пакера после проведения ГРП или другой
технологической операции;
- клапан снабжен шлицевым соединением, обеспечивающим передачу
крутящего момента через колонну НКТ на оборудование, установленное под ним;
- клапан многократного действия за одну СПО.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- срабатывание клапана механическое при натяжении инструмента вверх;
- усилие срабатывания клапана регулируется предприятием-изготовителем по требованию заказчика;
- закрытие клапана осуществляется разгрузкой инструмента.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование параметра, единица измерения
Минимальный внутренний диаметр труб эксплуатационной
колонны, при котором применим клапан, мм
КУМ-82
КУМ-112
КУМ-136
87
118,7
144,1
Максимальная температура, °С
100 (150*)
Усилие, необходимое для срабатывания клапана при натяжении инструмента вверх, т
1-5**
1-6*
Максимальное внутреннее давление, воспринимаемое клапаном в закрытом положении (в НКТ), МПа
70
Проходная площадь боковых отверстий, см2
1,7
Габаритные размеры, мм:
- наружный диаметр, не более
- длина, не более
- минимальный диаметр проходного отверстия
82
805
40
112
740
59
136
910
76
Масса, кг
22
28
42
Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: в верхней части - муфта; в нижней части - ниппель
60
73
89
• Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – КУМ-136Т.
* Усилие, необходимое для срабатывания при натяжении инструмента вверх, может быть изменено по требованию заказчика.
КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
1
2
3
4
5
22
комплект ЗИП
Нулевой
Минимальный ЗИП 01
Стандартный ЗИП 02
Стандарт плюс ЗИП 03
Максимальный ЗИП 04
Обозначение клапана на Т=100°С
КУМ-112
КУМ-112/01
КУМ-112/02
КУМ-112/03
КУМ-112/04
Обозначение клапана на Т=150°С
КУМ-112Т
КУМ-112Т /01
КУМ-112Т /02
КУМ-112Т /03
КУМ-112Т /04
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С - КУМ-112;
- на Т=150°С - КУМ-112Т.
Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С - КЦ-112/02;
- на Т=150°С - КЦ-112Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге
комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр
каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64.
факс:
(34767) 6-75-15
E-mail:
[email protected]
Схема клапана КУМ
1. КЛАПАН ЗАКРЫТ
Клапан закрыт при разгрузке
инструмента на него.
2. КЛАПАН ОТКРЫТ
Клапан открыт для выравнивания давления после натяжения инструмента вверх усилием, превышающим паспортное
(настроенное) усилие срабатывания с учетом веса спущенного оборудования.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
23
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Разъединитель колонны РК
Предназначен для соединения пакера с хвостовиком (фильтром) и их разъединения в случае прихвата.
ДОСТОИНСТВА
Разъединение в случае прихвата не требует вращения, производится натяжением колонны НКТ.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- шпоночное соединение для передачи вращения;
- возможна регулировка усилия разъединения от 2 до 12 т.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование параметра, единица измерения
РК-73
Максимальная температура, °С
Габаритные размеры, мм:
- максимальный диаметр по корпусу
- диаметр проходного канала
- длина
100(150*)
89
52
400
108
62
450
120
Усилие натяжения НКТ для разъединения, кН, не более
24
РК-89
Масса, кг, не более
12
21
Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80:
- в верхней части (муфта)
- в нижней части (ниппель)
73
89
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Переводник безопасный ПБ
Предназначен для легкого разъединения труб от прихваченного подземного оборудования при проведении работ в скважине.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ В КОМПОНОВКЕ С ПАКЕРНЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ
- для проведения гидроразрыва пластов;
- для закачки воды в нагнетательных скважинах;
- для эксплуатации нефтяных и газовых скважин;
- для проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических
операций, при проведении которых существует возможность прихвата подземного оборудования.
ДОСТОИНСТВА
- разъединение, в случае прихвата, производится вращением колонны НКТ вправо.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- герметичность соединения обеспечивается без применения резиновых уплотнительных элементов.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование параметра, единица измерения
ПБ-73
Максимальное внутреннее давление (в НКТ), МПа
ПБ-89
70
Максимальная нагрузка, кН:
- растягивающая
- сжимающая
400
450
500
550
Габаритные размеры, мм, не более:
- наружный диаметр
- длина
- диаметр проходного канала
94
320
62
114
400
76
Масса, кг, не более
7
12
Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80:
- в верхней части (муфта)
- в нижней части (ниппель)
73
89
Технологии изоляции водопритока в скважинах
25
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Инструмент посадочный механический ИПМ
Предназначен для разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием.
ДОСТОИНСТВА
- высокая надежность уплотнительного узла посадочного инструмента позволяет после
спуска его с пакером в скважину и последующей пакеровки проводить опрессовку пакера по межтрубному пространству и последующее разъединение с ним;
- инструмент многократного действия;
- использование инструмента позволяет значительно экономить материальные затраты при
проведении РИР или других технологических операций при КРС.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- комплект ИПМ состоит из инструмента для посадки пакера, оставляемого автономно
в скважине, и последующего разъединения от НКТ и инструмента для соединения НКТ с
находящимся в скважине автономно пакером, последующего его срыва и извлечения из
скважины;
- разъединение НКТ вместе с инструментом от пакера после его посадки в скважине производится путем поворота НКТ по часовой стрелке на 5-8 оборотов при одновременной разгрузке инструмента от веса спущенных НКТ;
- соединение специального инструмента, спускаемого на НКТ, с находящимся в скважине
пакером для последующего срыва и извлечения осуществляется после их стыковки путем
приложения осевого усилия, создаваемого весом НКТ в пределах 60-90 кН.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Шифр
ИПМ-114
ИПМ-118
ИПМ-140
Внутр. диаметр обсадной колонны, мм
Минимальный
Максимальный
121,3
124,7
146
126
132
152
Макс. внутр.
и наружное
давление, воспринимаемое
инструментом,
МПа
Макс. осевая
нагр., передаваемая через
инстр. на
пакер, кН, не
более
Наруж.
диаметр,
мм, не
более
35
200
114
118
140
Мин.
диаметр
проходного
отверстия,
мм
Длина,
мм, не
более
50
685
62
675
Масса,
кг, не
более
Присоединительная
резьба по ГОСТ
633-80
Верх
(муфта)
35
42
50
Низ
(ниппель)
73
89
• Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей
среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т».
Пример – ИПМ-118Т.
ИНСТРУМЕНТ ПОСАДОЧНЫЙ ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
комплект ЗИП
Обозначение инструмента посадочного на Т=100°С
Обозначение инструмента посадочного на Т=150°С
ИПМ-140
ИПМ-140Т
ИПМ-140/01
ИПМ-140Т/01
1
Нулевой;
2
Минимальный ЗИП 01
3
Стандартный ЗИП 02
ИПМ-140/02
ИПМ-140Т/02
4
Стандарт плюс ЗИП 03
ИПМ-140/03
ИПМ-140Т/03
5
Максимальный ЗИП 04
ИПМ-140/04
ИПМ-140Т/04
Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С – ИПМ-140;
- на Т=150°С – ИПМ-140Т.
Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С – ИПМ-140/02;
- на Т=150°С – ИПМ-140Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
26
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Инструмент посадочный гидравлический ИПГ
Предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием.
ДОСТОИНСТВА
- герметичность соединения ловильного инструмента после стыковки позволяет проводить технологические операции с давлением до 25 МПа или продолжать эксплуатацию
скважины;
- использование инструмента позволяет значительно экономить материальные затраты
при проведении РИР, установке многопакерных компоновок или других технологических операциях при КРС.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- комплект ИПГ состоит из инструмента для установки пакера, отсоединения от него
для автономной работы и ловильного инструмента ИЛ для герметичного соединения с
корпусом ИПГ и последующего извлечения пакера;
- разъединение ИПГ осуществляется гидравлически после сброса шара, а соединение
ловильного инструмента ИЛ осуществляется механической разгрузкой веса НКТ не
менее 5 кН.
ловильного
Верх
(муфта)
Низ
(ниппель)
Присоед.
резьба по
Г ОСТ 633-80
посадочного
350
118
58
53
400
28
18
89
73
136
70
62
500
40
40
Длина
200
Диам. проходного канала инструмента, мм
Масса инструмента, кг
ловильного
350
Наружный диаметр
ловильного
Максимальная
растягивающая нагрузка, кН
25
Габаритные размеры, мм
посадочного
50
ловильного
3,722*
Макс. растягивающая
нагрузка инструмента, кН
посадочного
140 6,2-7,7
146 7,0-10,7
ИПГ-136** 168 7,3-12,1
ИПГ-118
Макс. перепад давления
инструмента,
МПа
посадочного
Толщина стенок
Шифр
Условный
диаметр
Обсадная
колонна
Давление расцепления инструмена, МПа
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
89
* Регулируется количеством срезных винтов.
** Инструмент проходит стендовые испытания.
• Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей
среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – ИПГ-118Т.
ИНСТРУМЕНТ ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
комплект ЗИП
Обозначение инструмента посадочного на Т=100°С
Обозначение инструмента посадочного на Т=150°С
ИПГ-118
ИПГ-118Т
1
Нулевой
2
Минимальный ЗИП 01
ИПГ-118/01
ИПГ-118Т/01
3
Стандартный ЗИП 02
ИПГ-118/02
ИПГ-118Т/02
4
Стандарт плюс ЗИП 03
ИПГ-118/03
ИПГ-118Т/03
5
Максимальный ЗИП 04
ИПГ-118/04
ИПГ-118Т/04
Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С – ИПГ-118;
- на Т=150°С – ИПГ-118Т.
Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С – ИПГ-118/02;
- на Т=150°С – ИПГ-118Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
27
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Удлинитель со срезными штифтами УС
Предназначен в составе НКТ для посадки пакера с заданной нагрузкой и дальнейшей герметичной эксплуатации с обеспечением подвижного соединения с устьевым оборудованием.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- для установки в нагнетательных и эксплуатационных скважинах с пакерами типа ПРОЯДЖ-О, ПРО-ЯВЖ, ПРО-ЯВЖТ;
- для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) или одновременно-раздель-ной закачки
(ОРЗ).
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- узел уплотнения изготовлен из специальной резины;
- содержит шпоночное соединение для передачи вращения;
- содержит регулируемый узел перевода в рабочее положение.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Наименование показателей
Внутренний диаметр эксплуатационных колонн, мм, не менее
Максимальная температура, °С
Максимальный перепад давления, МПа
Длина хода, мм
Габаритные размеры, мм:
- максимальный диаметр по корпусу;
- диаметр проходного канала;
- длина в сжатом положении (после среза винтов);
- длина в транспортном положении.
Усилие перевода в рабочее положение, кН
Максимальные осевые усилия, кН не более:
- сжимающее (после среза штифтов)
- растягивающее
Масса, кг, не более
Присоединительная резьба гладких НКТ ГОСТ 633-80:
- в верхней части (муфта);
- в нижней части (ниппель), мм
УС-118
124,3
100(150*)
50
545
118
60
1174
2350
32-255**
300
450
75
73
* Изготавливается по специальному заказу.
** Усилие может быть изменено самим заказчиком путем выбора количества устанавливаемых штифтов.
УСТРОЙСТВО УПС ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ:
№
1
2
3
4
5
комплект ЗИП
Нулевой
Минимальный ЗИП 01
Стандартный ЗИП 02
Стандарт плюс ЗИП 03
Максимальный ЗИП 04
Обозначение на Т=100°С
УПС-118
УПС-118/01
УПС-118/02
УПС-118/03
УПС-118/04
Обозначение на Т=150°С
УПС-118Т
УПС-118Т/01
УПС-118Т/02
УПС-118Т/03
УПС-118Т/04
Пример оформления записи при заказе УПС «нулевой» комплектации:
- на Т=100°С - УПС-118;
- на Т=150°С - УПС-118Т.
Пример оформления записи при заказе УПС «Стандартный ЗИП 02» комплектации:
- на Т=100°С - УПС-118/02;
- на Т=150°С - УПС-118Т/02.
Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М.
28
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Газосепаратор гравитационный ГСГ
предназначен для отвода попутного нефтяного газа или газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в приемной части CШНУ.
ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
- на скважинах с высоким газовым фактором;
- на скважинах работающих с низким динамическим уровнем.
- для штанговых глубинных насосов НН1С (насосы ТНМ по классификации API) с диаметром плунжера 32 мм и 44 мм.
ДОСТОИНСТВА
- существенно снижает количество свободного газа в добываемой жидкости и оказывает
положительное действие на работу клапанных пар ШСНУ;
- увеличивает коэффициент заполнения насоса;
- увеличивает коэффициент подачи насоса.
КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ
- верхняя муфта содержит 8 обратных клапанов;
- длина конструкции регулируется числом дополнительных вставок;
- подвеска глубинного штангового насоса на верхнюю муфту независимая и осуществляется через переводник.
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ
Марка газосепаратора
Наименование показателей
Масса,* кг
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны,
мм
ГСГ-22-118-32
ГСГ-22-118-44
129
127,8
Максимальная осевая нагрузка на растяжение, кН.
96
Количество клапанов, шт.
8
Диаметр дросселирующего отверстия клапана, мм
8
Диаметр шарика,мм
10
Площадь дросселирующего отверстия клапана, мм
50,3
2
Площадь кольцевого сечения проходных выкидных
отверстий в клапане, мм2
61,2
Эквивалентный диаметр проходного сечения клапанов газосепаратора , мм
22
Максимальная температура рабочей среды, oС
100
Габаритные размеры, мм.:
- наружный диаметр
- длина
BCBDEEFGGHFJEKLL
Не менее 122
118
7008
Присоединительная резьба гладких НКТ ГОСТ 63380, мм:
- в верхней части (муфта)
- в нижней части ( ниппель)
73
73
* с центрирующими разрезными втулками.
Оборудование находится на стадии изготовления опытных образцов.
Технологии изоляции водопритока в скважинах
29
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Отзыв ОАО «Удмуртнефть»
Механический метод изоляции прорывов
газа и воды в добывающих скважинах
Ю.В. Шляпников
/ОАО «Удмуртнефть»/
И.И. Бекмансуров,
А.М. Насыров
/ОАО «Удмуртнефть»/
В нефтяных месторождениях, находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки, повышается частота прорыва газа или воды через заколонные негерметичности, вызванные коррозией эксплуатационных колонн и разрушением заколонного цементного камня.
Отрицательное влияние газа на работу глубинно-насосного оборудования (ГНО) известно.
Работа таких скважин затруднена и нестабильна, к тому же не реализуется потенциал скважин по добыче нефти и предприятия несут значительные потери. При эксплуатации скважин,
оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (СШНУ), газ, как правило, снижает коэффициент наполнения насоса, а при эксплуатации скважин, оборудованных
электроцентробежными насосами (ЭЦН), избыток газа приводит к срыву подачи, постоянным
отключениям по недогрузу и, как следствие, к преждевременному отказу оборудования даже
при наличии сепараторов.
Прорыв воды в большинстве случаев является причиной нерентабельной эксплуатации
скважин.
Эффективная изоляция прорыва газа и воды в добывающих скважинах -одна из важных
проблем в нефтяной отрасли. Проблема успешных РИР (ремонтно-изоляционных работ) существует во всех нефтяных компаниях. Существующие технологии имеют либо низкий процент успешности, либо малый непродолжительный эффект.
Поиск альтернативы привел к применению механических методов изоляции газа и воды
в добывающих скважинах, который успешно внедряется с 2006 г. на Чутырско-Киенгопском
месторождении Удмуртской Республики, разрабатываемом ОАО «Удмуртнефть».
Чутырско-Киенгопское месторождение - самое крупное на территории Удмуртии. Его разработка ведется с 1971 г. Башкирский ярус является основным объектом разработки и обеспечивает 88,8% общей добычи на Киенгопской площади. Над залежами нефти в верейских
и башкирских отложениях имеются газовые шапки, содержащие в основном азот (рис.1). По
неоднородности разреза на башкирском объекте можно вьщелить пласты А4-4 и А4-6, которые имеют большую проницаемость, поэтому закачиваемая вода от системы ППД идет
преимущественно по этим пропласткам, что приводит к преждевременному прорыву воды в
добывающих скважинах.
Прорывы газа и воды, как правило, происходят из-за интенсификации добычи нефти,
уменьшения забойных давлений и, соответственно, увеличения депрессии на пласты - как
газовые, так и водоносные.
Рис. 1. Геологическое строение Чутырско-Киенгопского месторождения
30
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
В 2006 г. в НГДУ «Киенгоп», которое разрабатывает Чутырско-Киенгопское месторождение, остро стояла проблема эксплуатации скважин с прорывом газа. Оборудование не
работало из-за влияния газа, газосепараторы не помогали, скважины останавливали и выводили в бездействие из-за невозможности эксплуатации оборудования в условиях большого содержания газа. При общем фонде в 375 скважин 134 скважины, или 36%, работали
нестабильно из-за влияния газа на функционирование насосного оборудования (рис.2).
Кроме того, 34 скважины пополнили фонд бездействующих из-за невозможности эксплуатации насосного оборудования в результате прорыва газа из газовой шапки.
Проведение традиционными методами значительного объема РИР не дало ожидаемых
результатов из-за низкой успешности операций и малой продолжительности эффекта.
Совместная работа специалистов ОАО «Удмуртнефть» и НПФ «Пакер» (г. Октябрьский,
Башкортостан) привела к достаточно успешному, на наш взгляд, применению механического метода защиты скважин от прорыва газа (в отдельных случаях - и прорыва воды).
На рис.3 представлено оборудование для изоляции негерметичных интервалов эксплуатационной колонны. Данное оборудование спускается на НКТ (насосно-компрессорных
трубах), нижний пакер устанавливается с упором на колонну, верхний - с упором на нижний
пакер. Пакеры соединены между собой НКТ. Расстояние между пакерами может достигать
180 метров. После посадки нижнего, а затем верхнего пакера посадочное устройство отцепляется и поднимается. Данные пакеры выдерживают перепад давления до 350 атм. при
температуре до 100 °С.
По состоянию на 1 апреля 2009 г. на Чутырско-Киенгопском месторождении на 95 скважинах установлено данное блокирующее прорыв газа оборудование, и 87 из них эффективно изолируют зоны негерметичности колонн.
Принцип подбора скважины и последовательность
установки блокирующего оборудования следующие:
Рис. 3. Схема блокирую-
щего оборудования
1. Первым этапом является определение источника прорыва газа или воды с помощью
геофизических исследований.
2. На втором этапе необходимо выяснить место посадки верхнего пакера. Поскольку
эксплуатационные колонны довольно старые, следует определить место верхней зоны негерметичности, для
чего пакер спускают с по-интервальной опрессовкой.
3. Третьим этапом является скреперование интервалов посадки пакеров. Делается это для того, чтобы пакерная
резина надежно разобщала требуемые интервалы над и под пакером.
4. Четвертым этапом являются спуск и установка блокирующего оборудования.
Рекомендуется между пакерами перед их посадкой закачивать защитный состав для предотвращения интенсивной коррозии НКТ между пакерами и эксплуатационной колонной.
5. Заключительным этапом является спуск глубинно-насосного оборудования, которое работает независимо от
блокирующего прорыв газа оборудования и соответственно спускается обычным способом. Единственное
ограничение при этом - максимальная глубина спуска ГНО, низ которого должен иметь расстояние до посадочного устройства в 30-50 метров.
Применяемое блокирующее оборудование позволяет проводить горячие обработки и другие технологические
операции с ГНО. В качестве основных элементов блокирующего устройства применены пакеры ПРО-ЯВЖТ и
ПРО-ЯМО2, а также посадочное устройство ИПМ производства НПФ «Пакер», г. Октябрьский.
После установки блокирующего оборудования можно проводить текущие ремонты скважин по замене оборудования или переводу на другой способ
эксплуатации без подъема данного оборудования.
Преимущества данного
метода:
1. Исключение многократных дорогостоящих РИР традиционными методами (средняя стоимость классических РИР 450—750 тыс. руб.
(РИР с блокирующим оборудованием стоят 340 тыс. руб.).
Рис. 2. Добывающий фонд с влиянием газа
Технологии изоляции водопритока в скважинах
31
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
2. Надежность изоляции зоны газопроявлений или иного требуемого к разобщению участка эксллуатационной
колонны.
3. Снижение забойного давления до целевого и реализация потенциала скважин по добыче нефти.
4. Высокий процент успешности применения технологии.
5. Максимальное снижение времени простоя скважины (средняя продолжительность классических РИР -14 сут.
(РИР с блокирующим оборудованием - 4—6 сут.).
6. Увеличение межремонтного периода работы скважины. Следует отметить также, что если под нижний пакер на НКТ установить клапан от НГН-57 или обратный клапан от УЭЦН, то он послужит клапаном-отсекателем, который будет
предохранять продуктивные пласты от воздействия на них промывочной жидкости или жидкости глушения, тем самым сохраняя коллекторские свойства
пласта на поглощающих скважинах. Компоновка данного оборудования представлена на рис.4. В перспективе планируется применение блокирующего оборудования на скважинах системы ППД для регулирования закачки по менее
проницаемым пропласткам (рис.5).
В таблице даны параметры работы некоторых скважин до и после внедрения
блокирующего прорыв газа оборудования. Негативной стороной данной технологии является то, что
РИР по проведению обработок призабойной зоны
пласта и работы с пластом возможны только после
извлечения блокирующего оборудования. Кроме того,
требуется периодически ревизовать блокирующее
оборудование, но оптимальные сроки нами еще не
определены.
С учетом того, что в среднем по месторождениям
Рис. 4. Схема блокирующего Удмуртии периодичность подхода к скважинам для
оборудования с применением проведения обработок призабойной зоны составляет
обратного клапана на «на по- около двух лет, извлечение блокирующего оборудоглощающих» скважинах
вания с целью ревизии будет совмещаться с выполнением ОПЗ.
Целенаправленные ПРС для ревизии оборудования предполагается выполнять
через 3-4 года, если в этой скважине не предусматривается работа с пластом.
Выводы.
1. Технология блокирования газопроявлений механическими методами имеет более
высокий процент по сравнению с традиционными методами РИР.
2. Механическое блокирующее оборудование можно использовать также:
- для селективной разработки отдельных пластов;
- для сохранения коллекторских свойств при глушении и технологических промывках;
- для избирательной закачки воды в отдельные пласты.
3. Технология подтвердила эффективность данного метода в промышленных объемах.
Рис. 5. Схема применения
блокирующего оборудования в ППД
Таблица. Параметры работы скважин
32
№
скв.
Тип насоса
160
162
410
263
438
326
328
352
362
410
НГН-2-57
ЭЦН-125
НГН-2-57
ЭЦН-80
НГН-2-57
ЭЦН-80
ЭЦН-80
ЭЦН-45
НГН-2-56
НГН-2-57
До внедрения оборудования
После внедрения оборудования
Эффект
Дата вне- НаработОбводненОбводнен- от внедредрения
ка (сут.) Qн, т/сут. Qж, м3/сут.
Qн, т/сут.
Qж, м3/сут.
ния
ность, %
ность, %
18.06.08
462
0
0
0
4,8
37,5
85,6
+
06.09.07
748
0,2
25
99
6,1
111
94
+
26.10.07
698
3,8
9,1
53
9,3
34
69
+
06.04.08
535
5,6
44
86
22
56
57
+
05.07.07
811
1,2
12
88
3,4
20
79
+
26.03.08
546
6,2
69
90
9,9
74
85
+
28.05.07
849
1,7
23
91
34
95
59
+
22.01.08
610
1,4
40
96
2,6
52
93
+
14.06.08
466
0
0
0
0,6
22
97
+
26.10.07
698
3,8
9,1
53
9,3
34
69
+
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Отзыв ТПП «Лангепаснефтегаз» НК «ЛУКойл»
Технологии изоляции водопритока в скважинах
33
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Компоновка подземного оборудования для изоляции водопритока через
негерметичность эксплуатационной колонны при эксплуатации скважины с ШГН
2ПРОК-УОИВ-1-122-46-Т100-КЗ-2
34
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Технологии изоляции водопритока в скважинах
942 ‚ƒ1
318 ƒ8
206
218
28
6568
6355
1102
1122
565
~tgd†dpŽklqj
Cjgjcq-qbqvsqj
‘qlqkqgklqj
‘qlqkqgklqj
Cjg. wcŽjgklqj
4
5
6
7
8
‡{aBa
763 ‚ƒ2
‚ƒ1
5289
48
388
5
‚ƒ1
~tgd†dpŽklqj
wcŽjgklqj
2
4
40
3
‹~
‹~
‹~
‹~
…B~
‹~
‹~
…B~
6
xlknp
e/u
cde.
e/u
cde.
e/u
e/u
cde.
lqsk.
7
|stj
204
150
223
327
18
77
36
23
9
i 3/kmb
1
3
1
1
0
0
0
0
10
b/kmb
zq gsjucjst|
lmkb npdkb Cnqk kqkbqQr
Qs
1535
klg
3
2
qbqvsqj
1
i-j
1
n/n
h
99
98
99
99
99
99
99
99
12
%
qeg.
udbd
15
17.07.09 †.
2.06.09 †.
25.05.09 †.
26.03.09 †.
10.09 †.
‹~-125 14.09.09 †.
‹~-125
‹~-125 4.09.09 †.
‹~-80 18.07.09 †.
14
lqskjcgd’t|
18
b/kmb
20
%
qeg.
147
151
135
109
4
g
3
3
5
3
3
98
98
96
97
18
ej}uj“kbgtt
k id| nq dg†mkb g cdeqbj
k kjsb|ec| - nŽj}qijbc
17
i 3/kmb
qkpj gsjucjst|
Qr
Qs
sdkqkd }dnmkld
btn
56
21
42
112
133
-
115
-
22
gsjucjst|
kmbql k sdv.
abcde.
229
1261,7
2,6
42
161,9
327,7
345
-
156,1
-
25
nq klg.(L)
4,1
2
3,9
2,9
2,6
-
1,4
-
23
b/kmb
xyyjlb +
wu. xy.
zqn. uqe.(b)
ˆjdpt}d’t| ncq†cdi” qn” bsq-ncqi” •pjss” Œ cdeqb
nq 2Œ ndljcs” i lqinqsqgldi up| t}qp|’tt gquqnctbqld sd klgdrtsdŒ { " ‘ds†jndksjybj†d}"
sd 1.12.2009 †.
ˆa-‰a3-122
‹-124 (89Œ~73)
jcjgqustl (73Œ~89)
jcjgqustl (89Œ~73)
‹-124 (~102Œ~89)
ˆa-‰ƒŠ{-122
‡B-118/58
ˆa-‰a3-122
‹-124 (89Œ~73)
jcjgqustl (73Œ~89)
jcjgqustl (89Œ~73)
‹-124 (~102Œ~89)
ˆa-‰ƒŠ{-122
‡B-118/58
ˆa-‰a3-122
‹-124 (89Œ~73)
‹-124 (~102Œ~89)
ˆa-‰ƒŠ{-122
‡B-118/58
ˆa-‰a3-122
‹-124 (89Œ~73)
‹-124 (~102Œ~89)
ˆa-‰ƒŠ{-122
‡B-118/58
ˆa-‰a3-122
‹-124 (89Œ~73)
‹-124 (~102Œ~89)
ˆa-‰ƒŠ{-122
‡B-118/58
ˆa-‰a3-122
jcjgqustl (~89Œ73)
‹-124 (89Œ~73)
‹-124 (~102Œ~89)
jcjgqustl (~89Œ73)
ˆa-‰ƒŠ{-122
‡B-118/58
ˆa-‰a2-112
‹-118 (89Œ~73)
‹-118 (~102Œ~89)
ˆa-‰ƒŠ{-114
‡B-118/58
ˆa-‰a3-122
‹-124 (89Œ~73)
‹-124 (~102Œ~89)
ˆa-‰ƒŠ{-122
‡B-118/58
27
qeqcmu.
{tn
29044
29116
27450
26353
29337
29042
30191
26340
29954
29962
26352
29133
29034
29117
26332
29957
29967
26351
29134
26349
25557
27639
27055
27056
24476
26346
27640
27055
27633
25900
26348
27401
25515
24675
25899
25904
24677
25895
25972
25903
28
~€ " dljc"
qeqcmu.
fdg.h
nctijvdstj
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
35
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Структура обозначения пакерных компоновок ООО НПФ «Пакер»
х
ПРОК
-х
-х
-х
-х
-Тх
-х
-х
Количество пакеров (1, 2, 3…)
Пакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»
Назначение*
Количество узлов аварийного разъединения, шт.
Максимальный наружный диаметр компоновки, мм**
Проходной канал, мм***
Температурное исполнение компоновки, °С (100,150)
Коррозионное исполнение компоновки****
Комплектация***** (1, 2, 3...)
* НАЗНАЧЕНИЕ:
ППДИВ – поддержание пластового давления с одновременной изоляцией
вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК);
СИАГ
– селективная изоляция вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная с гидравлическим разъединением от
колонны НКТ;
СИАМ
– селективная изоляция вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная с механическим разъединением от колонны НКТ;
УОИВ
– для уменьшения обводнености добываемой жидкости с изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности ЭК;
** МАКСИМАЛЬНЫЙ НАРУЖНЫЙ ДИАМЕТР КОМПОНОВКИ – для ступенчатых эксплуатационных колонн.Значения для верха и низа компоновки
указываются через дробь (верх/низ).
*** ПРОХОДНОЙ КАНАЛ – разные проходные каналы в верхней и нижней
частях компоновки указываются через дробь (верх/низ).
**** КОРРОЗИОННОЕ ИСПОЛНЕНИЕ КОМПОНОВКИ:
К1 – углекислого газа до 10%;
К2 – углекислого газа более 10%;
К3 – соляной кислоты до 20%;
К4 – углекислого газа и сероводорода каждого до 10%;
К5 – углекислого газа и сероводорода каждого более 10%.
на правах рекламы
***** По требованию заказчика компоновки могут поставляться в комплектациях, отличных от представленных в каталоге, с присвоением нового номера комплектации.
36
Технологии изоляции водопритока в скважинах
Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский
Адреса сервисных центров и представительств
ООО НПФ «Пакер»
Заместитель руководителя
службы сервиса
в г. Октябрьском
Шерстобитов
Алексей Анатольевич
Заместитель директора
по сервису в ЗападноСибирском регионе
Максимов
Сергей Константинович
Руководитель службы
сервисного обслуживания в
г. Нягань
Багаев
Александр Степанович
Руководитель службы
сервисного обслуживания в
г. Муравленко
Большаков
Александр Николаевич
Руководитель службы
сервисного обслуживания в
г. Саратов
Валитов
Искандер Ильдарович
Руководитель службы
сервисного обслуживания в
г. Нефтеюганск и г. Сургут
Матвеев
Павел Васильевич
Руководитель службы
сервисного обслуживания в
г. Новый Уренгой
Киевский
на правах рекламы
Виктор Викторович
г. Октябрьский:
ул. Северная, д. 7
тел.: (34767) 6-75-65
факс: (34767) 6-75-15
E-mail: [email protected]
www.npf-paker.ru
г. Нижневартовск:
ул. Авиаторов, 13
Тел. (3466) 63-31-64
моб. 8-902-858-30-49
E-mail: [email protected]
г. Нягань:
44-й км. трассы Нягань–Ханты-Мансийск
Тел. (34672) 9-65-91
Моб. 8-904-884-19-81
E-mail: [email protected]
г. Муравленко:
Промзона, панель 5
Моб. 8-904-88-47-084
E-mail: [email protected]
г. Саратов:
ул. Гвардейская, д. 9Б
Моб. 8-927-277-26-83
E-mail: [email protected]
г. Сургут:
ул. Домостроителей, д. 13
Тел. моб. 8-904-884-17-45
E-mail: [email protected]
Пуровский район, Уренгойское газоконденсатное месторождение, БАЗА УИРС
Тел. (3494) 24-11-17
Моб. 8-904-884-97-45
E-mail: [email protected]
Технологии изоляции водопритока в скважинах
37
Специалисты фирмы:
Директор
Научно-производственной
фирмы «ПАКЕР»
Нагуманов Марат Мирсатович
(34767) 6-63-64
8-927-23-75-470
По вопросам технических характеристик
и технологии применения
Зам. директора по новой технике и
технологиям
Аминев Марат Хуснуллович
(34767) 5-02-00
8-927-34-55-156
Руководитель службы разработки
новой техники и технологий
Федорченко Александр Сергеевич
(34767) 5-25-14
8-937-31-15-688
По вопросам проката, ремонта, инженерного
сопровождения и опытно-промышленных работ
Руководитель службы сервиса
Трифонов Вадим Владимирович
(34767) 6-63-64;
8-937-31-65-541
По вопросам развития сбыта и сервиса
Зам. директора по развитию
сервиса и сбыта
Балянов Сергей Владиславович
(34767) 6-63-64; 6-71-91
8-937-313-97-63
Зам. директора по производственному
обслуживанию
Габдуллин Баязит Фазитович
(34767) 5-19-00
8-927-239-93-43
По вопросам закупки оборудования
Руководитель службы сбыта
Хусаинов Альберт Раилевич
(34767) 5-22-78, 6-71-91
8-927-23-38-394
Руководитель службы маркетинга
Сагиров Максим Хамитович
(34767) 5-03-05
8-927-33-43-494
на правах рекламы
По вопросам предложений и замечаний
на правах рекламы
Научно-производственная
фирма «ПАКЕР»
452606, Российская Федерация,
Республика Башкортостан,
г. Октябрьский, ул. Северная, д. 7.
Телефоны: (34767) 6-71-91,
6-63-64 (приемная),
факс: (34767) 6-75-15
E-mail: [email protected]
www.npf-paker.ru