Презентация нефте и водоразбухающих пакеров FREECAP

Наливные и разбухающие пакеры
Презентация
®
FREECAP
2013 год
©2013 TAM International, Inc.
©2013 TAM International, Inc.
Технологические решения
Бурение и
заканчивание
скважин
Внутрискважинные
работы
Нетрадиционные
запасы
Оптимизация
коллекторов
Буровые работы
Перекрытие выноса
воды и газа
Малопроницаемые
пласты
Испытания скважин
Разобщение
пластов
Установка пробок/
повторные
заканчивания
Тяжелая нефть
Системы
селективного
заканчивания
Хвостовики
Ремонт скважин
Геотермальные
скважины
Фильтры/
устройства
управления
притоком
Изоляция газа и
воды
Глушение и
консервация/
вывод
из эксплуатации
Добыча угольного
метана
Интенсификация
притока
2
©2013 TAM International, Inc.
©2013 TAM International, Inc.
Принцип действия разбухающего пакера в стволе
 Разбухание, возникшее при
контакте с нефтью, водой или
водонефтяной эмульсией
Экструзионный
зазор
Давление разбухания
Противодействующая
сила трения
 Резина: эластомер + co-полимер
 3 типа:
— Корпусной
— Рукавный на резьбовых
фиксаторах
— Рукавный на защелках
Нагрузка от перепада
давления
День 1
День x
День y
4
©2013 TAM International, Inc.
День z
Принцип разбухания
Пакер FREECAP: полимер + эластичный материал
 Адсорбция: разбухание под воздействием нефти — нефть
попадает в структуру резины
 Абсорбция: разбухание под воздействием воды —
суперабсорбирующий полимер вступает в реакцию с водой и
разбухает
 Осмос (конкурентные продукты): разбухание под воздействием воды
(в продукции компании ТАМ не применяется)
На скорость разбухания влияют температура, состав флюидов
и рецептура эластомера.
5
©2013 TAM International, Inc.
Типы эластомеров ТАМ
FSC-124 — мин. рабочая температура 68°F (20°C)
Разбухают в воде при низкой температуре
FSC-06 — макс. рабочая температура 375 °F (191 °C)
Разбухают в стандартной нефти
FSC-11 — макс. рабочая температура 375 °F (191 °C)
Разбухают в воде, медленно разбухают в нефти
Эластомеры
компании
проверены
в 6лабораториях
в реальных
жидкостях при
рабочих
температурах
FSC-14 — макс. рабочая температура 150 °F (65 °C)
Разбухают при низкой температуре
в тяжелой нефти
FSC-30 — макс. рабочая температура 375 °F (191 °C)
Разбухают в воде, не разбухают в нефти
FSC-34 — макс. рабочая температура 375 °F (191 °C)
Разбухают в стандартной смеси нефти и воды
FSC-56 — макс. рабочая температура 110 °F (43 °C)
Быстро разбухают при низкой температуре
в тяжелой нефти
FSC-66 — макс. рабочая температура 575 °F (302 °C)
Разбухают в воде при высокой температуре
и в водяном паре
FSC-72 — макс. рабочая температура 575 °F (302 °C)
Разбухают в нефти при высокой температуре
©2013 TAM International, Inc.
Номинальные дифференциальные давления
Максимальные дифференциальные давления,
исходя из идеального профиля ствола скважины и 100% центровки
0.3 м =
68.5 атм
0.3 м =
68.5 атм
1 м = 205.5 атм
1 м = 205.5 атм
FREECAP II —
рукавные
1.5 м =
342.5 атм
3м=
460 атм
4.5 м = 582 атм
6 м = 685 атм
FREECAP I — корпусные

Эластомер намотан на обсадную колонну и приклеен к ней

С каждого конца установлены антиэкструзионные кольца
7
©2013 TAM International, Inc.
Наливные и разбухающие пакеры
Теоретические основы и лабораторные
испытания пакеров FREECAP
©2013 TAM International, Inc.
©2013 TAM International, Inc.
8
Воздействие жидкости, вызывающей разбухание —
жидкие углеводороды
Эластомеры, разбухающие в нефти, для разбухания должны быть помещены в раствор
на углеводородной основе:
— РУО, сырая нефть, дизельное топливо, пластовая нефть, синтетический РУО,
конденсат
— При замене жидкости разбухания с нефти на воду, пакер останется в разбухшем
состоянии
— Скорость разбухания можно предсказать при отсутствии проб жидкости,
используя разбивку по номерам углеродов с С4 по С14 из термобарического
анализа
Скорость
разбухания
12 % легких
фракций
БЫСТРО
7,5 % легких
фракций
СРЕДНЕ
2 % легких
фракций
МЕДЛЕННО
Время
9
©2013 TAM International, Inc.
Влияние состава жидкости (растворы на водной основе) на
скорость разбухания
Эластомер TAM использует механизм абсорбции для взаимодействия с молекулами
воды
Суперабсорбирующий полимер в составе эластомера вступает в реакцию с водой и
разбухает
Солевые растворы для сложных систем заканчивания (бромиды и форматы)
являются ингибиторами процесса разбухания
Пресная вода
Расширение (%)
2 % NaCl, CaCl
5 % NaCl, CaCl, KCl
10 % NaCl, CaCl
Влияние солености
0
5
10
15
Общее время в сутках при температуре 180 °F (82 °C)
10
©2013 TAM International, Inc.
Параметры разбухания в результате абсорбции —
жидкости на водной основе
150 °C
(302 °F)
Высокая
температура
OK
Очень
легко
Трудно
Легко
50—60 °C
(122—140 °F)
Низкая
температура
20 °C
(70 °F)
30 %
25 % 20 %
Высокая соленость
7,5 %
0%
Низкая соленость
11
©2013 TAM International, Inc.
Важность центровки пакера в стволе
Испытательная установка —
114.3 мм × 137.2 мм FREECAP®
Полное смещение в обсадной колонне
ВД 157.1 мм
Расширение в буровом растворе на УВ
основе Paratherm при 180 °F (82 °C) —
После 7 недель — БЕЗ контакта
При применении Центраторов = 1 неделя
до контакта
12
©2013 TAM International, Inc.
Испытания пакеров на производственном комплексе ТАМ
Все разбухающие пакеры FREECAP сертифицируются для применения
в промысловых условиях на основании следующих критериев:
— Испытания профиля разбухания FREECAP (в концентрических и
эксцентрических условиях)
— Испытания FREECAP дифференциальным давлением
— Свабирование и испытание на эрозию
— Испытания разбухающего эластомера:
• испытание на совместимость с жидкостями (т. е. устойчивость к химическому
воздействию/способность разбухать в выбранной жидкости);
• расчетный срок службы эластомера (испытание при повышенной
температуре);
• испытание на прочность сцепления эластомера и эластомера со сталью
(повышенная температура и погружение в жидкость);
• коэффициент разбухания эластомера (испытания в различных буровых
растворах/скважинных флюидах и при различном процентном содержании
пластовой воды (обводненности));
• испытания свойств эластомера (удлинение, сдвиг, твердость до и после
разбухания).
13
©2013 TAM International, Inc.
Наливные и разбухающие пакеры
Пакеры FREECAP: обеспечение качества
цементирования скважин
©2013 TAM International, Inc.
©2013 TAM International, Inc.
14
Изоляция при помощи сетчатых фильтров
Обсадная колонна 177.8
мм, ВД 157 мм
Разбухающий пакер
FREECAP
Сетчатые фильтры
88.9 мм
Задача: Оператору в Западной Африке
требовалось
изолировать
имеющийся
водоносный горизонт, а затем выполнить
перфорацию новой водоносной зоны и
спустить в скважину сетчатые фильтры
на колонне НКТ. Оператору было
необходимо
изолировать
затрубное
пространство между обсадной колонной и
колонной НКТ во избежание выноса песка
из скважины.
Новая водоносная зона
Мостовая пробка
Решение: Установить пакер FREECAP
88.9 мм с длиной элемента 1.5 м и НД
резины 139.7 мм над фильтрами для
обеспечения герметичности. В этом случае
использовался водореактивный эластомер
FSC-11.
Существующий
водоносный горизонт
15
©2013 TAM International, Inc.
Частичная схема конструкции скважины
 Для обеспечения целостности скважины
в долгосрочной перспективе пакеры CAP и
FREECAP возможно использовать как отдельно, так
и совместно.
Затрубные пакеры
ИЛИ
пакеры FREECAP
Муфта с отверстиями
 Пакеры устанавливаются на критических глубинах
для защиты от загрязнения пресной воды или
утечек из кондуктора (SCVF).
 Такая установка выполнялась на всех конструкциях
скважин без значительного увеличения степени
сложности.
 Для уменьшения миграции приповерхностного газа
применяется пакер CAP в комбинации с муфтой с
циркуляционными отверстиями.
16
©2013 TAM International, Inc.
Долгосрочная герметизация головки
хвостовика
Подвеска хвостовика и
пакер головки
хвостовика
Обсадная колонна 95/8 дюйма (244.7 мм)
Пакер FREECAP
головки хвостовика
7 дюймов (177,8 мм)
Хвостовик типа HC
Задача: Оператору, работающему в глубоководной
части Мексиканского залива, требовался
дополнительный пакер головки хвостовика,
обеспечивающий длительную герметизацию,
на случай отказа пакера, устанавливаемого
под давлением. Скважина пробурена на глубину
воды 4300 футов (1311 м), пакер установлен
на глубине 28 500 футов (8687 м).
Решение: Установить нефтереактивные пакеры
FREECAP с длиной элементов 3 м НД 206,38 мм в
буровом растворе на синтетической УВ-основе
непосредственно под подвеской хвостовика.
В данном случае время разбухания не является
определяющим фактором.
Результат: Экономическое обоснование
для длительной герметизации головки хвостовика
составлено исходя из затрат на капитальный
ремонт скважины в случае отказа основного пакера
головки хвостовика и утечки. Выполнено или
планируется заканчивание 8 скважин-кандидатов.
17
©2013 TAM International, Inc.
Изолирующий хвостовик
Задачи заказчика
Существенное увеличение водонефтяного
фактора
Необходимость изоляции срединного
интервала горизонтального участка ствола
скважины
Экономичное решение, не ограничивающее
добычу сверху и снизу
Решение TAM
 Четыре разбухающих в воде пакера
FREECAP в сочетании с двумя секциями
изолирующих хвостовиков
 Скважина была заглушена на период 5
дней
 Первой компоновкой был изолирован 90футовый (27 м) участок водоносного
горизонта
 Второй компоновкой был изолирован 103футовый (31 м) водоносный горизонт
Достигнутый экономический эффект
 Обводненность добывающей скважины
снизилась на 50 %
 Стоимость замены горизонтального ствола
превышает 3 млн долл. США
 Увеличение дебита и снижение обводненности
эквивалентны дополнительной добыче
на сумму 1,5 млн долл. США
 Общий экономический эффект: 4,5 млн долл. США
18
©2013 TAM International, Inc.
Наливные и разбухающие пакеры
Пакеры FREECAP — Применение в различных
пластовых условиях
©2013 TAM International, Inc.
©2013 TAM International, Inc.
19
FREECAP — Отвод притока
20
©2013 TAM International, Inc.
PosiFrac™ — система многоступенчатого гидроразрыва
Спускаемая за один рейс система заканчивания,
включающая:
—
—
—
—
разбухающие пакеры FREECAP;
клапаны для гидроразрыва, активируемые шаром;
центраторы;
пакер головки хвостовика.
21
©2013 TAM International, Inc.
Наливные и разбухающие пакеры
FREECAP - Порядок работы
©2013 TAM International, Inc.
©2013 TAM International, Inc.
22
Мероприятия перед началом работ
 Оценить профиль скважины и интенсивность искривлений ствола
скважины.
 Оценить имеющиеся данные кавернометрии для выбора места
установки пакера.
 Убедиться в том, что жидкости, используемые для
прогнозирования типоразмера пакера FREECAP, действительно
присутствуют в скважине (в противном случае по возможности
перед спуском в скважину переделать таблицу размеров).
Рассчитать максимально допустимую скорость циркуляции
для поддержания скорости на пакере FREECAP I на уровне ниже
25 фут/с (7,62 м/с).
 Установить жесткий центратор обсадной колонны над пакерным
элементом и под ним.
 Провести визуальный осмотр обсадных труб перед их спуском
в скважину и убедиться в надлежащей подгонке длины
под требуемую глубину местоположения элемента.
23
©2013 TAM International, Inc.
Хранение водореактивных пакеров FREECAP
ЗАПРЕЩАЕТСЯ снимать специальное защитное покрытие, кроме как
непосредственно перед спуском в скважину.
Если защитное покрытие необходимо снять для осмотра пакера, оно обязательно
должно быть установлено обратно.
24
©2013 TAM International, Inc.
Порядок спуска в скважину
 Установить пакер FREECAP в обсадную колонну с учетом длины
колонны и нормативного крутящего момента для резьб обсадных
труб.
 Спустить обсадную колонну в скважину в соответствии
с требованиями. Минимизировать вращение обсадной колонны,
скорость циркуляции и усилия, прикладываемые к пакеру FREECAP,
особенно через выходные окна, вырезанные в обсадной колонне, и
участки максимальной интенсивности кривизны ствола скважины.
 На период разбухания эластомера скважину рекомендуется закрыть.
25
©2013 TAM International, Inc.
Наливные и разбухающие пакеры
Благодарим за внимание!
www.tamintl.com
©2013 TAM International, Inc.
©2013 TAM International, Inc.