Загрузил Риза Насырьянов

DISERTACIYa TEHNIKA I TEHNOLOGIYa ZAKANChIVANIYa I OSVOENIYa NEFTEDOBYVAYuShcIH SKVAZhIN S RAZOBShcENIEM GORIZONTALЬNOGO STVOLA NA SEGMENTYpdf c 1169151101160132

Реклама
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………….5
1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ
РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН…………………..13
1.1 Разобщение пластов ГС тампонирующими растворами………………………14
1.2 Разобщение пластов ГС цементируемыми хвостовиками……………………..15
1.3 Разобщение пластов ГС надувными пакерами………………………………….17
1.4 Разобщение пластов ГС набухающими пакерами………………………………18
Выводы к главе 1……………………………………………………………………..24
2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАЗОБЩИТЕЛЯ И ЕГО
СОСТАВНЫХ УЗЛОВ……………………………………………………………….25
2.1
Параметры профильных труб разобщителя………………………………….26
2.2
Методика расчета уплотнительных элементов разобщителя……………….32
2.2.1 Расчет высоковязкого (распределяемого) уплотнителя……………………..32
2.2.2 Расчет резинового уплотнителя………………………………………………34
2.2.3 Расчет нефте- водонабухающего уплотнителя………………………………35
2.3
Разработка посадочного устройства исключающего концевое сужение
при его развальцовывании…………………………………………………………..35
2.3.1 Устранение концевого сужения трубы при ее расширении
роликовым развальцевателем……………………………………………………….36
2.3.2 Устранение концевого сужения при прикатке цилиндрической
трубы к стенкам скважины с натягом ………………………………………………36
2.3.3 Устранение концевого сужения при свободном
расширении цилиндрической трубы………………………………………………...38
2.3.4 Экспериментальные работы по подбору геометрии концевого
участка трубы с целью устранения концевого сужения…………………………...39
2.3.5 Уточнение величины степени расширения посадочного
патрубка развальцевателем…………………………………………………………..43
2.3.6 Разработка и испытание конструкции посадочного устройства
3
разобщителя…………………………………………………………………………..45
2.4
Разработка легкоразбуриваемого башмака…………………………………..48
2.5
Разработка устройства для отворота и разрушения
легкоразбуриваемого башмака-клапана…………………………………………….49
Выводы к главе 2……………………………………………………………………..51
3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ РАЗВАЛЬЦЕВАТЕЛЯ,
ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЕГО РАБОТЫ……………………………….52
3.1 Исследование работы развальцевателей………………………………………...52
3.2 Разработка конструкции развальцевателя РДР-134…………………………….59
3.3 Исследование работы развальцевателя РДР, определение
оптимальных параметров…………………………………………………………....61
3.4 Промысловые испытания развальцевателя……………………………………..66
Выводы к главе 3……………………………………………………………………...67
4 РАЗРАБОТКА ПАКЕРА ПГС И ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ
ЕГО РАБОТЫ………………………………………………………………………...68
4.1 Разработка пакера ПГС……………………………………………………….......68
4.2 Исследование параметров работы пакера ПГС…………………………………69
4.3 Промысловые испытания пакера ПГС………………………………………......71
Выводы к главе 4……………………………………………………………………...72
5 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОГО
РАЗОБЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ
НА СЕГМЕНТЫ ……………………………………………………………………..73
5.1
Разработка технологии селективного разобщения горизонтального
ствола механическими клапанами «шторками» для управляемой
эксплуатации (УЭГС)…………………………………………………………………73
5.2
Разработка технологии селективного разобщения ГС на отдельные
участки для управляемого отбора флюидов из них и отключения
интервалов водопритока, в процессе эксплуатации скважины…………………….88
Выводы к главе 5……………………………………………………………………...99
4
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ…………………………………………………………….101
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК………………………………………………103
ПРИЛОЖЕНИЕ А Акт установки оборудования для управляемой
эксплуатации на скважине № 37898г Залежи 301-303……………………………114
ПРИЛОЖЕНИЕ Б Акт проведения дополнительных промысловых
исследований технологии и оборудования для подготовки ГС
к управляемой с поверхности эксплуатации на скважине № 41502Г
Залежи № 12…………………………………………………………………………121
ПРИЛОЖЕНИЕ В Расчет экономического эффекта от применения
мероприятия «Технология управляемой с поверхности эксплуатации
горизонтальной скважины, разделенной на два участка»………………………..127
5
ВВЕДЕНИЕ
Актуальность темы
На месторождениях Республики Татарстан в эксплуатации находится более
500 скважин с горизонтальным окончанием (СГО) с одним (более 450 ГС) и
несколькими (более 80 МЗГС) забоями. Опыт эксплуатации СГО показал
эффективность применения горизонтальной технологии. Текущий дебит нефти
ГС и МЗГС соответственно в 2,4 и 2,8 раза выше дебита вертикальных скважин
при увеличении затрат на их строительство на 20–30 %. Существующий
зарубежный и отечественный опыт исследований таких скважин показал, что
характер притока флюида по длине горизонтального ствола ГС неоднороден и в
первую очередь зависит от фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) отдельных
участков. Невозможность создания разных депрессий на такие участки ГС при
эксплуатации скважин приводит к неравномерной и неполной выработке запасов
нефти. Увеличение депрессии на весь горизонтальный ствол может вызвать
преждевременное обводнение через наиболее проницаемый участок. Поэтому
участки ствола скважины с ухудшенными ФЕС остаются не вовлеченными в
разработку [1].
При заканчивании этих скважин имеют место следующие специфические
особенности:
- литологическая неоднородность нефтяной залежи - наличие участков с
различными фильтрационно-емкостными свойствами;
- неоднородность вскрываемого интервала по насыщению – появление
водонасыщенных интервалов в нефтяной оторочке пласта;
- фактические отклонения горизонтального ствола от проектного профиля с
приближением или попаданием в зоны ВНК.
Так же, при обводнении горизонтальных скважин в процессе эксплуатации
необходимо надежно изолировать водопроявляющие интервалы.
6
Кроме того, при бурении горизонтальных стволов нередко возникают
осложнения, связанные с поглощением промывочной жидкости, водопроявления,
осыпания и обвалообразования неустойчивых горных пород. Неизолированные
интервалы осложнений могут стать причиной серьезных аварий, связанные с
прихватом и оставлением бурильных компоновок.
В этих условиях разработка конструкции горизонтальной скважины
повышающей
эффективность
освоения
путем
селективного
разобщения
горизонтального ствола на отдельные сегменты для управляемого отбора
флюидов из них и отключения интервалов водопритока, в процессе эксплуатации
скважины, является актуальной задачей.
Степень разработанности темы
За рубежом для разобщения открытого ствола ГС на отдельные секции в
основном применяют набухающие пакеры.
Набухающие пакеры имеют ряд существенных недостатков:
- затрудненный спуск компоновки из-за несоответствия наружного
диаметра пакера диаметру скважины по условиям проходимости. Это особенно
актуально для горизонтальных скважин и скважин с участками с интенсивным
набором кривизны.
- при минерализации пластовой воды 25 и более г/л набухание пакера
затруднено или происходит за большой период времени.
- компоновка является неизвлекаемой, и отказ любого из технических узлов,
входящих в состав компоновки, приводит к возникновению аварийной ситуации в
скважине.
В России для разобщения ГС на отдельные зоны, В.И. Ванифатьевым и др.
(ОАО НПО «Буровая техника) был разработан комплекс КРР (комплекс
регулируемого
разобщения),
разобщающим
элементом которого
является
надувной пакер ПДМ. Для реализации герметизирующей способности пакера
значение контактного давления, создаваемое уплотнительным рукавом о стенку
скважины имеет принципиальное значение. Создаваемое при пакеровке скважины
7
начальное контактное давление может затем в различной степени уменьшаться
что приводит к гидродинамическому взаимодействию с возникновением
межпластовых перетоков.
Разработкой технологий крепления скважин для изоляции зон осложнений
расширяемыми профильными трубами, а так же исследованиями при их
применении занимались Абдрахманов Г.С., Вильданов Н.Н., Зайнуллин А.Г.,
Мелинг К.В., Мухаметшин А.А., Хамитьянов Н.Х., Юсупов И.Г.
В институте ТатНИПИнефть проведены успешные работы по изоляции зон
водопритоков в горизонтальных скважинах с применением стандартного
оборудования локального крепления скважин (ОЛКС) [2]. Однако в трудах
вышеперечисленных
ученых
не
рассматривались
вопросы
технологии
селективного разобщения ГС на сегменты. С учетом этого, перспективным
направлением исследований является, разработка технологии и оборудования для
надежного разобщения ГС на сегменты с применением расширяемых трубных
систем для повышения ее продуктивности и снижения обводненности.
Цель диссертационной работы
Исследование и разработка техники и технологии селективного разобщения
горизонтального ствола скважины, вскрывшей неоднородные участки нефтяного
пласта
на
сегменты,
для
увеличения
ее
продуктивности
и
снижения
обводненности.
Основные задачи исследований
1.
Анализ существующих технологий и технических средств повышения
эффективности освоения скважин разобщением горизонтальных окончаний на
сегменты, выбор направления исследований.
2.
Разработка
техники
и
технологии
селективного
разобщения
горизонтальных скважин на сегменты с применением разобщителей из
расширяемых профильных труб с уплотнительными элементами.
8
3.
Теоретические и лабораторные исследования процесса расширения
разобщителя регулируемым роликовым развальцевателем, обоснование его
оптимальных параметров для надежного разобщения ствола скважины.
4.
Разработка
и
апробирование
технологии
заканчивания
горизонтальных скважин установкой хвостовика с клапанами регулирования
притока для управляемого освоения и эксплуатации каждого сегмента.
Научная новизна
1.
Предложена методика интеллектуального заканчивания скважин с
горизонтальным окончанием в неоднородном продуктивном пласте, включающая
выявление по длине горизонтального ствола зон с различными коллекторскими
свойствами с последующим разобщением этих зон установкой между ними
герметизирующих
устройств,
выполненных
в
виде
расширяемых
до
цилиндрической формы профильных металлических труб с упругими и
высоковязкими пластичными герметизирующими элементами на наружной
поверхности, механическое прижатие их развальцевателем к окружающей породе
с обеспечением заданного контактного давления с породой и установку внутри
этих труб пакеров с управляемыми проходными клапанами.
2.
Установлена зависимость между параметрами деформации концевого
участка расширяемого металлического цилиндрического патрубка разобщителя,
параметрами герметизирующих труб разобщителя и конечным диаметром
развальцевателя при прижатии разобщителя к стенкам открытого ствола
скважины.
3.
Установлена зависимость между геометрическими параметрами
роликов развальцевателя, давлением силовой жидкости в его гидрокамере и
осевым усилием при раздаче герметизирующих труб разобщителя в процессе его
установки в стволе скважины.
4.
Выявлена зависимость усилия возникающего при прохождении
пакера с самоуплотняющимся герметизирующим элементом в процессе его
9
установки во внутреннем канале разобщителя, а так же рабочего давления на
каждый пакер при эксплуатации от внутреннего диаметра разобщителя.
5.
Промысловыми исследованиями установлены зависимости между
динамикой изменения забойных давлений по участкам ГС при их освоении после
разобщения по предложенной методике, дебитом и обводненностью продукции, а
также накопленной добычей нефти из скважины.
Теоретическая и практическая значимость работы
1.
Разработана
снабжённых
упругими
методика
и
проектирования
высоковязкими
разобщающих
пластичными
труб,
уплотнительными
элементами для установки разобщителя в скважине с расчетной деформацией
уплотнительных элементов в зависимости от
диаметра ствола скважины и
конечного диаметра развальцевателя.
2.
Разработана конструкция раздвижного роликового развальцевателя
для реализации технологии установки разобщителя в открытом стволе скважин и
методика его расчета в зависимости от параметров расширяемых гофрированных
труб.
3.
Разработан пакер с гидродинамической стабилизацией (ПГС), и
технология для одновременной установки в скважине компоновки с несколькими
пакерами без дополнительных операций на пакеровку. Установлены зависимости
допускаемого перепада давления на пакер и усилия его проталкивания от
внутреннего диаметра разобщителя.
4.
Разработана и апробирована в промысловых условиях технология
селективного разобщения горизонтального ствола нефтяной скважины на
сегменты, основанная на расширении разобщающих труб необходимой длины и
последующей
установкой
в
них
пакеров
с
управляемыми
клапанами
регулирования притока.
5.
На
заводе
ООО
«Перекрыватель»
освоено
промышленное
производство расширяемых в поперечном сечении продольно гофрированных
10
разобщителей для селективного разобщения горизонтального ствола скважин на
сегменты.
6.
Разработанная технология заканчивания и освоения нефтяных
скважин с горизонтальным окончанием и разобщением горизонтального ствола
скважины на сегменты доведена до промышленного применения и реализована в
семи скважинах ПАО «Татнефть».
7.
Для практического применения разработанной технологии составлены
«Инструкция по применению техники и технологии разобщения интервалов
пласта с различными коллекторскими свойствами
в горизонтальном стволе
скважин диаметром 155,6мм» (РД 153-39.0-691-10), «Инструкция по технологии
выработки высоконеоднородных и заводняемых коллекторов с применением
оборудования управляемого фильтра» (РД 153-39.0-830-13), «Инструкция по
эксплуатации скважины с горизонтальным стволом, разделенным на участки» (РД
153-39.0-914-15).
8.
Новизна технических решений, созданных при выполнении работы
подтверждена семью патентами на изобретения.
9.
Технико-экономическая
эффективность
от
внедрения
данной
технологии обусловлена снижением обводненности продукции и увеличением
дебита нефти. Экономический эффект применения разработанной технологии
интеллектуального заканчивания на скважине 41502г составляет 7,6 млн руб в
год.
Методы решения поставленных задач
Поставленные задачи решались путем аналитических и экспериментальных
исследований в лабораторных и промысловых условиях, анализа и обобщения
результатов
экспериментальных
работ,
и
практического
внедрения
в
скважин
с
производство разработанной технологии и технических средств.
Основные защищаемые положения
1.
Технология
горизонтальным
интеллектуального
окончанием
в
заканчивания
неоднородном
продуктивном
пласте,
с
11
последующим разобщением этих зон расширяемыми до цилиндрической формы
профильными
металлическими
трубами
с
упругими
и
высоковязкими
пластичными герметизирующими элементами на наружной поверхности, и
установку внутри этих труб пакеров с управляемыми проходными клапанами.
2.
Конструкция разобщителя пласта для заканчивания скважин с
горизонтальным окончанием в неоднородном продуктивном пласте, механически
прижатого к стенкам открытого ствола скважины.
3.
Оптимальная
конструкция
развальцевателя
для
установки
разобщителя пласта в открытом стволе скважины.
4.
Зависимость усилия возникающего при прохождении пакера с
самоуплотняющимся герметизирующим элементом в процессе его установки во
внутреннем канале разобщителя, а так же рабочего давления на каждый пакер при
эксплуатации от внутреннего диаметра разобщителя.
5.
Зависимости между динамикой изменения забойных давлений по
участкам ГС при их освоении после разобщения по предложенной методике,
дебитом и обводненностью продукции, а также накопленной добычей нефти из
скважины, установленные промысловыми исследованиями.
Степень достоверности результатов
Результаты теоретических исследований подтверждены результатами
лабораторных испытаний и практического применения и не противоречат
общепризнанным тенденциям.
Апробация работы
Основные положения работы докладывались: на молодежной научнопрактической конференции ПАО «Татнефть» посвященной 50-летию института
ТатНИПИнефть (г. Бугульма 22-23 сентября 2006 г.), на научно-технической
ярмарке идей и предложений группы компаний «Татнефть», посвященной 60летию ПАО «Татнефть» (г. Альметьевск 2010 г.), на 2-й всероссийской научнотехнической конференции «Проектирование и эксплуатация нефтегазового
оборудования: проблемы и решения» (г.Уфа УГНТУ 29 октября 2010 г.), на 25-й
12
молодежной научно-практической конференции института «ТатНИПИнефть»
(г.Бугульма 16 мая 2014 г.), на семинаре молодых специалистов в управляющей
компании "Татбурнефть" (г. Альметьевск 4 июня 2014 г.).
Публикации
Основные положения диссертации отражены в 12 опубликованных работах,
в том числе в семи патентах на изобретения, пяти статьях, три из которых
опубликованы в изданиях, рекомендуемых ВАК РФ.
В
рассматриваемых
исследованиях
автору
принадлежат
участие
в
постановке задач, их решение, анализ и обобщение полученных результатов, а
также участие в организации внедрения технологии в промысловых условиях.
Структура и объем диссертации
Диссертация
состоит из введения, пяти
глав, основных
выводов,
библиографического списка использованной литературы, включающего 72
наименования. Работа изложена на 135 страницах машинописного текста,
содержит 49 рисунков и 4 таблицы.
Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю д.т.н.,
профессору Г.С. Абдрахманову, начальнику отдела бурения Ф.Ф. Ахмадишину,
заведующему лабораторией расширяемых труб Н.Х. Хамитьянову, старшему
научному сотруднику К.А. Ратанову, старшему научному сотруднику В.П.
Филиппову, научному сотруднику А.В. Киршину, инженеру первой категории
С.Л. Багнюку, а также сотрудникам лаборатории техники и технологии
расширяемых труб института «ТатНИПИнефть» за помощь, оказанную при
проведении исследований.
13
1 АНАЛИЗ СОВРЕМЕННЫХ МЕТОДОВ И ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ ДЛЯ
РАЗОБЩЕНИЯ ПЛАСТОВ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ СКВАЖИН
История развития бурения ГС в Татарстане начинается в 1976г. когда была
пробурена первая ГС на тавельском месторождении на отложения турнейского
яруса. Строительство первых ГС велось теми же техническими средствами, что и
использовались при обычном наклонно направленном бурении. Вследствие
отсутствия инструмента и навигационных систем малого диаметра большинство
ГС бурились 216-мм долотом, с последующим креплением ствола колонной
диаметром 168 мм до забоя [3]. В качестве промывочной жидкости чаще всего
применялся глинистый раствор плотностью 1120…1250 кг/м3. В целом,
эффективность ГС оставалась невысокой.
С приобретением ОАО «Татнефть» более совершенного навигационного и
бурового оборудования было положено начало качественно новому этапу
развития горизонтальных технологий. Конструкция скважины включает в себя
324 мм направление, 245 мм кондуктор, спускаемый на глубину 250-300 м и 168
мм обсадную колонну, спускаемую до кровли продуктивного пласта. Скважины
на карбонатные коллекторы заканчиваются как правило, открытым забоем или
спуском 114 мм
неустойчивого
фильтра без цементирования. Предварительное перекрытие
разреза
эксплуатационной
колонной
позволило
проводить
вскрытие пластов на легких буровых растворах, что не только обеспечивает
максимальную сохранность коллекторов, но и значительно повышает техникоэкономические показатели строительства ГС [4].
Коллекторы состоят из нескольких пластов или пропластков. Возникает
необходимость контроля и регулирования выработки запасов из этих пластов или
пропластков, дренируемых скважинами с горизонтальным окончанием, иначе
происходит неравномерная выработка пластов, обводнение высокопроницаемых
пропластков, что в целом нарушает процесс разработки объекта. Регулировать
выработку запасов можно выбрав на этапе проектирования оптимальных длин
14
стволов в каждом пласте для обеспечения равномерного дренирования пластов.
Однако данный способ не позволяет управлять добычей продукции из каждого
ствола на протяжении длительной эксплуатации, в частности при обводнении
высокопроницаемых пластов [5].
В настоящее время для разобщения пластов в ГС применяется несколько
способов:
- тампонирующими растворами;
- цементируемыми хвостовиками;
- различными видами пакеров.
1.1 Разобщение пластов ГС тампонирующими растворами
В публикациях результатов промысловых работ как в зарубежной
литературе, так в отечественных источниках в области водоизоляционных работ
тампонирующими растворами в ГС есть только сведения о химических методах
изоляции обводнившихся зон и предотвращения прорыва вод в залежах нефти с
подошвенной водой [6].
Закачка известных быстротвердеющих реагентов (полимерных композиций,
смол, цемента) по традиционным технологиям может привести к существенным
осложнениям
и нежелательным последствиям. В результате растекания
изоляционного
состава
затвердеванием,
приводит
по
к
горизонтальному
ликвидации
стволу
горизонтальной
с
последующим
скважины,
т.к.
невозможно избежать остатка изоляционного состава непосредственно в
горизонтальном стволе, который затвердевает и при его разбуривании долото
отклонится от оси и ГС будет потерян [7].
Закачка жидких тампонирующих материалов (вязкие нефти, нефтемазутные
смеси и т.д.) также не решают проблему, поскольку экранирующий состав при
депрессии под воздействием напора пластовых или закачиваемых вод в течении
короткого времени выдавливается обратно в ГС.
15
Кроме того, при применении для водоизоляционных работ тампонажных
материалов
в
продуктивной
части
скважины
происходит
загрязнение
продуктивного пласта. Загрязнение пластов - процесс который снижает
способность течения в зоне насыщенной нефтью или газом. Загрязнение пластов
является источником значительного снижения продуктивности во многих
нефтяных и газовых пластах. Горизонтальные скважины намного более
чувствительны к загрязнению чем вертикальные в тех же условиях по следующим
причинам:
- ствол горизонтальной скважины имеет более продолжительное время
контакта с буровым раствором по сравнению с вертикальной скважиной;
- в вертикальных скважинах поверхностное проникновение твердой фазы
преодолевается перфорацией;
- в горизонтальном стволе невозможно достичь равномернаой депрессии
из-за большой протяженности ствола в зоне пласта;
- методы химического стимулирования пласта в горизонтальной скважине
не эффективны из –за разных ФЭС участков ГС;
1.2 Разобщение пластов ГС цементируемыми хвостовиками
Качество цементирования обсадных колонн и хвостовиков оценивается
показателями
сплошности
цементного
кольца,
однородной
плотностью
цементного камня и высотой подъема цементного раствора. Нарушения
сплошности цементного кольца за эксплуатационной колонной и недоподъем
цемента до расчётной высоты снижают прочность и долговечность крепи из-за
коррозии обсадных труб.
Кроме того, в цементном растворе, находящийся в канале с углом наклона
30-60° происходит оседание твердой фазы на нижнюю стенку канала –
седиминтационный процесс. Процесс происходит как при статическом состоянии
суспензии, так и при ее ламинарном течении [8]. Неоднородная плотность
цементного камня по высоте снижает его прочность и коррозионную стойкость.
16
Однако эти показатели не связаны с качеством разобщения продуктивной
толщи после вторичного вскрытия нефтенасыщенных пластов производством
перфорационных работ [9]. Связано это с тем, что прострелочные работы создают
высокие
механические
нагрузки,
не
соответствующие
прочностным
характеристикам обсадных труб и, тем более, цементного камня [10, 11]. Поэтому
во многих случаях в зоне фильтра обсадные трубы подвергаются деформациям и
механическому нарушению, и при этом, цементное кольцо за обсадной колонной
разрушено. Одновременно с разрушением цементного кольца в зоне фильтра и на
значительном расстоянии от этой зоны происходит нарушение герметичности
контакта цементного кольца с поверхностью стенок скважины и обсадных труб,
распространяющееся на десятки метров от фильтра скважины. Таким образом,
происходит образование гидравлических каналов между проницаемыми породами
продуктивной
толщи,
которые
при
наличии
перепада
давления
между
разнонапорными пластами приводят к возникновению межпластовых перетоков
еще до освоения и ввода скважин в эксплуатацию. Эти гидравлические каналы в
цементном кольце подвергаются интенсивному промыванию как при освоении
скважин, так и в процессе ее эксплуатации, а так же при периодическом
производстве стимулирующих обработок ПЗП [12, 13, 14]. На поздней стадии
разработки месторождений вследствие изменения текущего пластового давления
и формирования промытых зон этот процесс значительно интенсифицируется.
Кроме того, при цементировании обсадных колонн и хвостовиков в
продуктивной части скважины происходит загрязнение продуктивного пласта,
что, как было отмечено выше, является источником снижения продуктивности ГС
[15].
По этим причинам большинство горизонтальных скважин в интервале
продуктивного пласта не цементируется и не перфорируется, а заканчиваются
открытым стволом или фильтром, так как проникновение бурового раствора
является главной причиной снижения продуктивности горизонтальных скважин.
17
1.3 Разобщение пластов ГС надувными пакерами
Разделение с помощью заколонных надувных проходных пакеров на
несколько разобщенных друг от друга зон в интервале продуктивного пласта ГС с
возможностью многократного регулирования сообщения этих зон с полостью
эксплуатационной колонны без цементирования было реализовано комплексом
КРР (комплекс регулируемого разобщения).
Комплекс КРР-146 предназначен для разобщения горизонтального участка
скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных
пакеров, заполняемых твердеющими полимерными
материалами. Между
пакерами размещены механически управляемые – открываемые и закрываемые
колонные фильтры. Проведение операций пакеровки скважины и регулирования
колонных фильтров и клапанов осуществляется с помощью внутриколонного
управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие
гидравлическими и механическими операциями [16].
Значение контактного давления, создаваемое уплотнительным рукавом на
стенку
скважины,
для
герметизирующей
способности
пакера
имеет
принципиальное значение. Как показали стендовые и промысловые исследования
при изоляции водоносных пластов в добывающих скважинах Западной Сибири
контактное давление должно быть не менее 4 МПа. Создаваемое при пакеровке
скважины начальное контактное давление затем уменьшается по трем основным
причинам:
- из-за возвратных перемещений подвижных элементов клапанного узла
проходного пакера (возвратные перемещения обусловливают переток некоторой
порции рабочей жидкости из полости рукава в клапанный узел);
- из-за ползучести стенки скважины в зоне уплотнительного рукава,
(пластическая деформация стенки скважины, из-за гидратации глинистой породы
в процессе бурения, вызывает приращение диаметра скважины в месте раздутого
рукава);
18
- из-за деформаций обжимных обойм (развальцовки их концевых зон,
обращенных к середине рукава) при выдерживании уплотнительным кольцом
значительного перепада давления происходит приращение объема полости
раздутого рукава, в следствии чего, снижается контактное давление [17].
Кроме того, недостатком так же является значительное уменьшение
проходного сечения а так же то, что комплекс является неизвлекаемым, и отказ
любого из технических узлов, входящих в состав комплекса, приводит к
возникновению аварийной ситуации в скважине.
1.4 Разобщение пластов ГС набухающими пакерами
Первые попытки применения набухающих пакеров были предприняты еще
более 50 лет назад в США. В 1960 г. группой инженеров-нефтяников из
Калифорнии был получен патент на пакер, использующий в качестве составной
части набухающую резину. Однако данная технология в тот период не получила
должного развития. В дальнейшем, были единичные попытки ее развития и
применения для разобщения пластов при строительстве скважин.
В 2000 г. технология применения набухающих эластомеров на современном
уровне была разработана исследовательским подразделением компании Shell.
Одновременно с этим технологию начала развивать норвежская компания
Easywell, впоследствии приобретенная американской компанией Halliburton.
Затем к развитию технологии подключились американские компании TAM
International, Baker Oil Tools и другие [18].
В настоящее время в нашей стране и за рубежом активно развивается
технология разобщения пластов и изоляции межпластовых перетоков и другие
виды работ при креплении скважин с применением набухающих пакеров, в
которых
уплотнительный
элемент
выполнен
из
эластомера,
способного
увеличиваться в объеме при контакте с определенными жидкостями (водой или
нефтью) [19, 20, 21].
19
Существенными достоинствами таких пакеров являются отсутствие в их
конструкции
подвижных
частей
и
необратимая
изоляция
пластов
при
строительстве скважин. Во многих областях применения набухающие пакеры
могут служить более безопасным и простым средством разобщения пластов, чем
цементирование и перфорирование. Набухающие пакеры, так же применяют для:
разобщения пластов, раздельной добычи из нескольких горизонтов, гидроразрыва
пласта.
Описание
принципа
действия
набухающего
пакера:
При воздействии на набухающий пакер скважинных флюидов происходит его
набухание, вследствие чего герметизируется затрубное пространство в открытых
или обсаженных стволах. Отсутствие подвижных частей в конструкции позволяет
производить установку без спускаемых инструментов, предназначенных для
приведения конструкции в действие, и исключает возможность отказа.
Составы резины из которых изготавливаются набухающие пакеры
реагируют на скважинные флюиды, буровой раствор, жидкости для заканчивания
скважин и способны увеличиваться в объеме до 3раз относительно объема,
занимаемого при спуске в скважину. Время расширения и допустимые перепады
давления
зависят
от
температуры
флюида,
вызывающего
расширение
разбухающего паркера, времени и длины уплотнения пакера. Использование
набухающих пакеров в необсаженной скважине позволяет изолировать ГС от
возможного проникновения воды.
Набухающие пакеры достигают высоких значений перепада давления,
пропорционально площади контакта со стенкой обсадной колонны или ствола
скважины. Длина элемента является ключевым параметром для площади
контакта. При значительном дифференциальном давлении
более короткие
модели обладают более низким потенциалом для поддержания этого давления.
При перекрытии кольцевого пространства скважины набухающий пакер
взаимодействует со стенкой скважины и флюидом, от которого пакер набухает –
это более непредсказуемые составляющие, чем сам пакер.
20
Первое
применение
водонефтенабухающего
пакера
в
составе
эксплуатационной колонны было на скважине 283 Яуркинского месторождения
ООО «Татнефть – Самара». В период 01.07 – 09.07.2010 г. в скважину был
произведен спуск пакера. Ниже глубины 772 м обсадную колонну спустить не
удалось из – за посадки пакера. После извлечения компоновки, при визуальном
осмотре на предохранительных кольцах пакера были видны царапины и задиры.
Водонабухающий элемент пакера расширился до диаметра 210 мм, при этом
нефтенабухающий элемент не расширился [22].
При спуске хвостовика с пакерами ТАМ в скв. 11226 произошло
заклинивание хвостовика. Компоновку хвостовика недоспустили 109м (рис.1).
Рисунок 1- Спуск компоновки с пакерами ТАМ на скв. 11226
Одно из направлений программы ОПР ОАО «Татнефть» в 2012-2013 гг в
бурении и ремонте скважин - ограничение добычи воды из ранее пробуренного
фонда ГС путем применения гибкой трубы с геофизическим кабелем для поиска
интервалов
обводнителей
горизонтального
ствола,
эффективных
методов
изоляции с применением набухающих пакеров. Технология испытана при ремонте
14 скважин. Результаты ОПР: диапазон приростов дебита нефти составил от 0 до
21
19,2 т/сут. Успешность технологии составляет 57%. Еще одно направление
программы ОПР – технология разделения горизонтального ствола на секции с
применением пакеров ТАМ. Технология испытана при строительстве 2 скважин и
при ремонте 1 скважины. Результаты ОПР: Диапазон дебитов нефти из новых
двух скважин составил от 8,2 до 9,3 т/сут, прирост дебита нефти 1 скважины
после ремонта составил 1,8 т/сут. Успешность ОПР составила 64%.
При проведении промысловых испытаний технологий на залежах 302-303
для разделения ГС на отдельные сегменты были применены следующие
устройства:
- обсадной хвостовик с водонабухающими пакерами ТАМ;,
- обсадной хвостовик с водонабухающими пакерами КВАРТ.
На залежах 302-303 после бурения и капитального ремонта скважин
внедрено 9 пакеров «ТАМ» на 5 скважинах, 14 пакеров «КВАРТ» на 4 скважинах
[23]. В анализ введены данные по работе скважин в период опытной
эксплуатации. Схемы установки оборудования указаны на рисунках 2, 3.
Рисунок 2 - Горизонтальный ствол, разделенный на сегменты пакерами TAM
Рисунок 3 - Горизонтальный ствол, разделенный на сегменты пакерами КВАРТ
22
Для анализа скважины разделены на две группы по видам применяемых
технологий, в том числе:
- с пакерами TAM;
- с пакерами КВАРТ.
Результаты работы скважин приведены на рисунках4-6.
Рисунок 4 - Динамика обводненности скважин с пакерами ТАМ
Определена
средняя
величина
обводненности
в
период
опытной
эксплуатации скважин с пакерами TAM, из графика видно, что в среднем начало
роста обводнения происходит через 3-4 месяца эксплуатации, а через 12 месяцев
эксплуатации обводненность составляет более 60% (рис. 4).
Рисунок 5 - Динамика обводненности скважин с пакерами КВАРТ
23
Средняя величина обводненности скважин с пакерами КВАРТ, из которой
видно, что уровень обводненности в начале опытной эксплуатации составляет
более 60% с дальнейшим ростом до 80% и более. Исключение составляет
скважина 35387г, которая работает с дебитами Qж=5,1м3/сут, Qн=3,15 т/сут,
обводненность продукции 34,6% (рис. 5). Динамика обводненности скважин на
которых был проведен КРС с применением пакеров ТАМ и КВАРТ на
рисунке 6.
Рисунок 6 - Динамика обводненности скважин до и после КРС с применением
пакеров ТАМ и КВАРТ
Обводненность продукции скважин на которых был проведен КРС с
применением пакеров ТАМ и КВАРТ практически не изменилась (рис. 6).
Для селективного разобщения ГС компоновки с набухающими пакерами
имеют ряд существенных недостатков:
- не обеспечивают надежного разобщения ГС на длительное время;
- затрудненный спуск компоновки из-за несоответствия наружного
диаметра пакера диаметру ГС по условию проходимости. Например, для
скважины диаметром 215,9 мм предназначен пакер диаметром 206,5 мм. Это
особенно актуально для горизонтальных, наклонных скважин и скважин с
24
участками с интенсивным набором кривизны. При этом, если требуется разделить
ГС на 3 и более участка, соответственно количество пакеров увеличивается, что
усугубляет этот недостаток. Кроме того, небольшой кольцевой зазор между
пакером и стенкой скважины повышает гидродинамическое давление до величин,
вызывающих несанкционированный гидравлический разрыв пластов, что может
привести к новым осложнениям – поглощениям промывочной жидкости;
- при минерализации 25 и более г/л разбухание водонабухающего пакера
сильно затруднено [24, 25];
- компоновка является неизвлекаемой, и отказ любого из технических узлов,
входящих в состав компоновки, приводит к возникновению аварийной ситуации в
скважине.
Выводы к главе 1
1.
Перечисленные
выше
способы
разобщения
пластов
ГС
при
значительных временных, материальных и трудовых затратах, часто не
обеспечивают надежного разобщения, или ухудшают условия дальнейшей
эксплуатации скважины.
2.
Наиболее перспективным и экономически целесообразным способом
селективного
разобщения
пластов
ГС
является
способ
разобщения,
расширяемыми трубами любой необходимой длины, оснащенных специально
подобранными герметизирующими элементами, с последующей установкой в них
пакеров в компоновке с управляемыми фильтрами.
Разработке
конструкции
горизонтальной
скважины
повышающей
эффективность освоения путем селективного разобщения горизонтального ствола
на отдельные сегменты для управляемого отбора флюидов из них и отключения
интервалов водопритока, в процессе эксплуатации скважины, и исследованию
основных параметров применяемого при этом оборудования посвящена данная
работа.
25
2 ВЫБОР И ОБОСНОВАНИЕ КОНСТРУКЦИИ РАЗОБЩИТЕЛЯ И ЕГО
СОСТАВНЫХ УЗЛОВ
Технологическая схема установки разобщителя в ГС осуществляется
следующим образом.
По результатам геофизических исследований разобщитель необходимой
длины на бурильных трубах спускают в необходимый интервал ГС. Создают
перепад гидравлического давления через колонну бурильных труб. При этом
профильные трубы разобщителя, оснащенные герметизирующими элементами,
выправляются и предварительно прижимаются к стенке скважины. Натяжением
колонны бурильных труб с посадочным переводником и одновременным
созданием
гидравлического
давления
внутри
разобщителя,
расширяют
посадочный патрубок, освобождают бурильные трубы и поднимают из скважины.
Следующим
спуском
в
компоновке
с
забойным
двигателем
спускают
регулируемый развальцеватель для прижатия уплотнительных элементов к
стенкам скважины. По достижении верхнего торца разобщителя создают
гидравлическое давление, под действием которого забойный двигатель вращает
развальцеватель. При этом, за счет перепада давления в гидрокамере
развальцевателя его ролики занимают рабочее положение. Подачей вниз
производят развальцовывание разобщителя по всей длине, при этом, одни
уплотнительные элементы деформируясь прижимаются к стенкам скважины,
другие деформируются, распределяются в каверны и трещины ствола ГС.
Институтом
«ТатНИПИнефть»
разработаны
профильные
трубы,
преимуществом которых являются: малые усилия выправления труб внутренним
давлением, надежное закрепление их как в открытом стволе, так и в колоннах.
Устройство, состоящее из профильных труб может быть любых необходимых
длиновых размеров.
26
2.1 Параметры профильных труб разобщителя
В зависимости от условий эксплуатации ГС применяют ряд конструкций
разобщителей, которые принципиально отличаются по способу установки и
устойчивости на прорыв.
Выбор основных диаметральных размеров профильных труб ранее
неоднократно описан. На основании исследований
разработана программа
расчета, которая позволяет проектировать профили для любого типоразмера
открытого ствола или колонн [26].
Двухлучевые профильные трубы с уплотнительными элементами (рисунок
7) предназначены для крепления и разобщения ГС в составе разобщителя пласта.
Рисунок 7 – двухлучевая профильная труба с уплотнительными элементами
Для беспрепятственного спуска в скважину двухлучевые профильные трубы
изготовлены с описанным диаметром на 5-7 % меньше диаметра скважины. Для
герметизации
заколонного
пространства
профильные
трубы
оснащены
герметизирующими элементами. При расширении в скважине во время установки
избыточным давлением 15 МПа, профильные трубы с уплотнительными
элементами прижимаются к стенке скважины. При установке разобщителя
происходит надежная их фиксация в скважине. За счет последующего сжатия
герметизирующих элементов профильных труб роликовым развальцевателем
происходит герметизация заколонного пространства.
27
Стендовые испытания модели проводили в здании испытательного стенда
института «ТатНИПИнефть». Заполнили модель разобщителя РП-144У водой и
соединили ее через медную трубку с электронасосом НД 2.5 100/400 К14А. При
помощи электронасоса, в загерметизированную по концам профильную трубу,
нагнетали жидкость до получения фиксированного давления. При фиксированных
уровнях
давления
производились
измерения
геометрических
размеров
профильной трубы (рисунок 8).
Результаты измерений изменяющихся параметров профильной трубы при
выправлении ее внутренним давлением приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Результаты измерений
Фиксированный
Условный
уровень
диаметр,
давления,
Dy,
МПа
мм
0
Ширина
Ширина
Диагональ профиля,
профиля по профиля по
выступам,
впадинам,
А,
b,
мм
мм
127
96
2
138
4
мм
D
D1
27
130
131
103
60
145
143
140
120
116
151
150
6
140
126
128
149
148
8
139
130
133
148
147
10
140
130
136
147
148
12
141
-
138
147
147
14
143
-
140
146
146
16
143,5
-
141,5
145
146
18
145
-
141,5
146
146
28
Рисунок 8 – Контролируемые геометрические размеры профиля
На основе экспериментальных данных, приведенных в таблице 1, получены
зависимости параметров профильной трубы от давления (см. рисунки 9 - 11).
Рисунок 9 – Зависимость ширины профиля по впадинам от давления
29
Рисунок 10 – Зависимость условного диаметра от давления
Рисунок 11 – Зависимость диагоналей профиля от давления
30
Ниже приведены рисунки 12,13 модели до и после ее выправления
внутренним давлением жидкости (18 МПа).
Рисунок 12 – Вид профиля до выправления
Рисунок 13 – Вид профиля после выправления
31
Для определения параметров установленного разобщителя были проведены
испытания моделей на герметичность с помощью опрессовки их избыточным
давлением до разгерметизации через уплотнительные элементы. Опрессовке
подвергались натурные образцы профильных труб с нанесенным на них
уплотнительными элементами (рис. 14). Профильные трубы с герметизирующими
элементами устанавливались в патрубке обсадной колонны, имитирующем ствол
скважины, выправлялись внутренним давлением и дожимались с помощью
регулируемого роликового развальцевателя.
1– профильная труба; 2 – герметик; 3 – фланец напорный; 4 – заглушка;
5 – штуцер напорный; 6 – пробка; 8 – штуцер
Рисунок 14 – Модель для испытаний на гидропрорыв
При испытании моделей на гидропрорыв, установлено, что при давлении
8,5 МПа смятие происходит на участках неплотного прилегания их к модели
скважины, т.е. как правило, в тех местах, где были впадины профильных труб,
при этом, в местах уплотнительных элементов нарушения герметичности не
происходит. Причем, чем больше оставался зазор между обсадной колонной и
моделью перекрывателя, тем меньшее внешнее давление она выдерживает. Кроме
того, не развальцованная профильная труба на смятие выдерживает давление на
35-40%
меньше
развальцевателем.
чем
труба
откалиброванная
до
круглого
состояния
32
Для
повышения
давления
смятия
необходимо
профильные
трубы,
предварительно выправленные давлением, далее расширять развальцевателем,
придавая им круглую форму и при этом, плотно прижимая их к стенке скважины,
исключая зазор между развальцованной трубой и стенкой скважины. Кроме того,
при операции вальцевания происходит упрочнение стенки трубы за счет
образования наклепа, и образования поперечной волны, что так же влияет на
повышение наружного сминающего давления [27]. Таким образом, при
проектировании профильных труб для разобщителя необходимо что бы диаметр
заготовки был на 1,5-2% меньше диаметра скважины. При этом, после
расширения труб давлением, их страгивание при осевой нагрузке до 15 тонн
(выше не проверяли) не происходит за счет плотного прижатия уплотнительных
элементов, расположенных по всей длине профильной трубы.
Профильная труба по всей поверхности оснащена уплотнительными
элементами двух типов: резиновыми, и высоковязкими. Кроме того, сверху и
снизу профильных труб могут быть установлены водо –нефтенабухающие
расширяемые уплотнительные элементы [28].
2.2 Методика расчета уплотнительных элементов разобщителя
2.2.1 Расчет высоковязкого (распределяемого) уплотнителя
В основе расчета высоковязкого распределяемого уплотнителя, например,
резинобитумных мастик - принцип определения длины распределения исходного
объема текучего несжимаемого уплотнителя, в процессе расширения трубы с
уплотнителем, гидравлическим давлением, с последующим дожатием в стенку
скважины диапазонным развальцевателем.
Для расчета распределенного уплотнителя необходимо рассчитать наружный
диаметр металлического патрубка после расширения из условия равенства
объемов металлического патрубка до деформации и после деформации:
33
2
Dн.р = (D - D
н
2
2
)D
вн
р
(1)
Dн –наружный диаметр недеформированного патрубка;
Dвн - внутренний диаметр недеформированного патрубка;
Dр –диаметр развальцевателя;
Dн.р – расчетный наружный диаметр расширенного патрубка.
Величина Dн.р нужна для определения ΔDраспр.
Исходный объем нанесенного на расширяемые трубы несжимаемого уплотнителя
равен: П(ΔD2исх /4)Lисх
(2)
Конечный объем распределенного несжимаемого уплотнителя равен:
П(ΔD2распр /4)Lраспр
(3)
Из условия не сжимаемости уплотнителя и, как следствие, равенства объемов
исходного и конечного распределенного:
П(ΔD2исх /4)Lисх= П(ΔD2распр/4)Lраспр
(4)
Где:
ΔDисх – разность наружного и внутреннего диаметра исходного уплотнителя;
Lисх – длина исходного уплотнителя;
ΔDраспр
–
разность
наружного
и
внутреннего
диаметров
конечного
распределенного уплотнителя;
Lраспр – длина конечного распределенного уплотнителя.
Lраспр= ΔD2исх · Lисх / ΔD2распр
(5)
Таким образом, при известных диаметрах и длине исходного высоковязкого
уплотнителя и диаметра скважины определяем длину распределения этого
уплотнителя в скважине в процессе расширения трубы с дожатием
диапазонным
развальцевателем.
При
расчетах,
диаметр
диапазонного
развальцевателя выбирается минимальным в диапазоне, для компенсации объема
шероховатостей
компоновок.
стенок
скважин
и
гарантированного
прохождения
34
2.2.2 Расчет резинового уплотнителя
Принцип расчета резинового уплотнителя заключается в способности
резины деформироваться до 40% (для достижения необходимой степени
герметизации на 20-40%) совместно с расширяемыми трубами [29].
Для расчета степени деформации уплотнителя необходимо по формуле (1)
рассчитать наружный диаметр металлического патрубка после расширения из
условия равенства объемов металлического патрубка до деформации и после
деформации.
Исходный объем резинового уплотнителя равен:
П(D2н. исх-D2вн. исх) /4)Lисх
(6)
Конечный объем деформированного резинового уплотнителя равен:
П(D2н. сж-D2н.р /4)Lсж
Dн.сж =
(D
2
н.исх
-D
(7)
2
вн. исх
)/K D
2
(8)
н.р
Где:
K – коэффициент деформации резины. При деформации резины 20%, K=1,2;
Dн.р – расчетный наружный диаметр расширенного патрубка;
Dн. исх –наружный исходный диаметр резинового уплотнителя;
Dвн..исх –внутренний исходный диаметр резинового уплотнителя;
Dн.
сж
– расчетный наружный деформированный на 20% диаметр резинового
уплотнителя равный уплотняемому диаметру скважины.
Таким образом можно посчитать наружный диаметр резинового
уплотнителя деформированного от 20% в скважине в процессе расширения
трубы с уплотнителем гидравлическим давлением, с последующим дожатием
диапазонным
развальцевателем.
При
расчетах,
диаметр
диапазонного
развальцевателя выбирается минимальным в диапазоне, для компенсации
кавернозности стенок скважин, при этом обеспечивается гарантированное
прохождение компоновок.
35
2.2.3 Расчет нефте- водонабухающего уплотнителя
Принцип
расчета
уплотнителя
из
нефте-водонабухающей
резины
выполняется аналогичным образом как для резинового уплотнителя по формуле
(8), только гарантированная деформация должна быть от 5% (K=1,05) с
последующим
дожатием
диапазонным
развальцевателем
и
достижения
оптимальной степени герметизации вследствие набухания самого уплотнителя.
При
расчетах,
диаметр
диапазонного
развальцевателя
выбирается
минимальным в диапазоне, для компенсации объема кавернозности
стенок
скважин и гарантированного прохождения компоновок.
2.3 Разработка посадочного устройства исключающего концевое сужение
при его развальцовывании
Классический подход к креплению скважин расширяемыми трубами, при
котором цилиндрические участки развальцовывали диаметром равным диаметру
применяемой компоновки, в настоящее время создает массу проблем. Нередко
при пропускании компоновки через расширяемые трубы происходили посадки
инструмента на верхнем торце, а при подъеме инструмента происходили затяжки
в нижнем конце расширяемых труб. Это особенно актуально при применении
расширяемых труб в наклонно направленных и горизонтальных скважинах, а так
же при применении отклоняющих компоновок,
при которых инструмент,
расположенный не соосно стенкам скважины, «ползет» по стенке скважины и
взаимодействует с торцем расширяемой колонны, что может привести к
повреждению расширяемой колонны, повреждению инструмента или его
заклиниванию. Новый подход, примененный при разработке разобщителя, при
котором плотно прикатывают концевые участки и обеспечивают заходную
«воронку» - исключает подобные негативные моменты, связанные с применением
расширяемых систем.
36
2.3.1 Устранение концевого сужения трубы при ее расширении роликовым
развальцевателем
Концевое сужение возникает как при расширении патрубка пуансоном так и
развальцевателем. Причина образования концевого сужения заключается в
недостаточной жесткости концевого участка патрубка для удержания его в
деформированном состоянии из-за воздействия участка следующего за концевым,
на концевой участок. При этом возникающие напряжения растяжения в наружном
слое наружной поверхности и напряжения сжатия в наружном слое внутренней
поверхности концевого участка стремятся согнуть замкнутую торцовую кромку
внутрь.
Автором решено устранение концевого сужения двумя способами,
применение
которых
совместно
дает
образованием
заходной
«воронки»
необходимого диаметра для гарантированного прохождением компоновок.
1.
Прикатывание концевого участка с расчетным натягом к стенке
скважины или обсадной колонны. При этом за счет того, что описанный диаметр
развальцевателя выбирается больше разности внутреннего диаметра скважины и
толщины двух стенок, расширение производится с локальным утонением стенки
трубы в зоне деформации, что приводит к удлинению стенки и в конечном итоге к
увеличению периметра и плотному прижатию концевого участка к стенке
скважины.
2.
Применение специальной конфигурации концевого участка трубы
исключает концевое сужение и более того, обеспечивает расширение (воронку)
для захода скважинного инструмента.
2.3.2 Устранение концевого сужения при прикатке цилиндрической трубы к
стенкам скважины с натягом
Чем большую долю в напряженном состоянии занимают сжимающие
напряжения, тем выше пластичность металла и больше его способность к
деформации под давлением. Для создания условия возникновения сжимающих
37
напряжений при расширении концевого участка металлического патрубка
необходимо
чтобы
при
его
расширении
роликовым
развальцевателем
происходило плотное (с натягом) его прикатывание к стенкам скважины с
уменьшением толщины стенки и при этом, увеличивается периметр концевого
участка за счет вытяжения металла в зоне деформации. При расширении патрубка
деформация состоит из суммы упругой и пластической деформаций. При
деформации обоих типов объем металла практически не изменяется. Из равенства
не деформированного объема и деформированного следует:
Vнедеф = Vдеф
SнедефL = SдефL
П(D2недеф /4)L=П(D2деф /4)L (рис.2)
(9)
Рисунок 15- Развальцовка с натягом
П(D2н /4)L - П(D2вн /4)L =П(D2скв /4)L - П(D2р /4)L
(10)
Где:
D
Dр =
2
2
2
-D D
скв
н
вн +4%
При L – const, и натяге 4%
Dн –наружный диаметр недеформированного патрубка;
Dвн - внутренний диаметр недеформированного патрубка;
(11)
38
Dскв – диаметр скважины в месте расширения патрубка;
Dр – расчетный диаметр развальцевателя.
Таким
образом,
необходимо
развальцовывать
концевой
участок
с
расчетным натягом к стенке скважины (до 4%) (рис. 15). При этом, за счет того,
что
описанный
диаметр
развальцевателя
выбирается
больше
разности
внутреннего диаметра скважины и толщины двух стенок концевого участка,
развальцовывание производится с локальным утонением стенки концевого
участка в зоне деформации (раскатка стенки между роликом и стенкой трубы),
что приводит к удлинению стенки и в конечном итоге к увеличению периметра и
плотному прижатию концевого участка к стенке скважины.
2.3.3 Устранение концевого сужения при свободном расширении
цилиндрической трубы
При расширении патрубка в свободном состоянии, т.е. без обеспечения
натяга, применение инструмента с вальцующими элементами с удлиненными
калибрующими участками или применение дополнительных калибрующих
элементов достаточной длины позволяет минимизировать концевое сужение. При
расширении инструментом с удлиненными калибрующими участками происходит
поддержание изнутри торцовой кромки
от загиба внутрь верхней частью
калибрующих элементов, при этом нижняя часть воздействуя на трубу
продолжает ее расширять. Длина калибрующей части вальцующих или
калибрующих элементов для устранения концевого сужения выбирается из
соотношения:
L ≥ 0,12D
Где D – диаметр трубы до деформации.
Условие проверено для труб с толщиной стенки S = 0,03+0,012 D.
Минимизация концевого сужения при расширении в свободном состоянии
так же зависит от количества вальцующих или калибрующих элементов в
развальцевателе. Чем больше вальцующих или калибрующих элементов в
39
сечении развальцевателя тем меньше величина концевого сужения после
развальцовки за счет увеличения очагов деформации и сокращения неконтактной
деформации.
2.3.4 Экспериментальные работы по подбору геометрии концевого участка
трубы с целью устранения концевого сужения
Для устранения концевого сужения были проведены испытания по
расширению
развальцевателем
концевых
участков
моделей
с
разной
конфигурацией концевых участков. Стендовые испытания проводили с целью
подбора конструкции верхней части посадочного устройства профильного
перекрывателя, исключающей концевое сужение после вальцевания.
Стендовые испытания проводились на испытательном стенде института
«ТатНИПИнефть».
В
«ООО»
ЭМЦ
изготовили
модели для
АИ27.00.102 - АИ27.00.106 (рис. 16).
Рисунок 16- Модели концевых участков
испытаний
40
Модели поочередно оснащали посадочным переводником, заглушкой и
дозировочным насосом создавали давление в модели до полного выхода
посадочного переводника из патрубка (рис. 17). Давление выхода посадочного
переводника из патрубков составило 12±5 МПа.
Наружный и внутренний диаметры патрубков замеренные после выхода
посадочного переводника занесены в таблицу 2.
Рисунок 17-Модель посадочного устройства
На устье скважины закрепили подставку для патрубков, после чего в
подставку поочередно закрепляли патрубки и производили развальцовывание
роликовым развальцевателем РДР – 110/134, диаметром по роликам 133,5мм.
Патрубки после развальцовывания изображены на рисунке 18. Наружный и
41
внутренний диаметры патрубков замеренные после развальцовывания занесены в
таблицу 2.
Рисунок 18 - Модели концевых участков после развальцовывания
42
Таблица2
№
Диаметр
после Диаметр
Шифр
расширения
после
Особенности моделей после
модели
посадочным
развальцовки
развальцовки
переводником
роликовым
развальцевателем.
диаметром
развальцевате
122,5мм; мм
лем
роликовым
диаметром
133,5мм; мм
1 АИ27.00.103
Наруж
Внутре
Нару
Внутр
ный
нний
жный енний
D
d
D
138,7
122,3
146,2 133,2
d
Диаметр вершины меньше
max диаметра.
Недостаточное расширение
вершины патрубка.
2 АИ27.00.104
138,7
122,5
146,4 133,4
Диаметр вершины меньше
max диаметра.
Недостаточное расширение
вершины патрубка.
3 АИ27.00.106
141
122,2
157,4 133,5
Образование трещин ниже
пазов длиной (3-5мм),
влияющих на прочность
торцевого участка.
4 АИ27.00.105
138
121,2
148+2
133,8
Диаметр по вершине между
пазами 148мм, в области
пазов 150,5мм.
43
Из испытанных патрубков верхней части посадочной головки разобщителя
пласта РП -144У, конструкция АИ27.00.105 наиболее предпочтительна, т.к. при
вальцевании роликовым развальцевателем РДР-110/134 (описанным диаметром
133,5мм), обеспечивает направляющую воронку верхнего концевого участка
диаметром более 148мм.
Суммарная ширина пазов:
∑S
= (dразв. / dв. пат. до разв. х100-100) х (dразв.х 3,14 / 100)
(12)
dразв. – диаметр развальцевателя
dв. пат. до разв. – диаметр внутренний патрубка до развальцовки
Ширина паза: S = dразв. / 100 х7,5
(13)
Количество пазов: n = ∑S / S
(14)
По предложенной методике можно определить количество и ширину пазов
концевого
участка
для
обеспечения
концевого
расширения
при
развальцовывании.
Таким образом, для гарантированного исключения концевого сужения
необходимо:
1.
осуществлять
прикатывание
концевого
участка
трубы
к
стенкам
скважины с натягом, приводящим к удлинению периметра и за счет этого к
плотному прижатию концевого участка к стенкам скважины.
2.
применять инструмент с удлиненными калибрующими элементами и по
возможности с максимальным их количеством в сечении.
3.
концевой
участок
трубы
изготавливать
специальной
формы,
для
минимизации концевого сужения и обеспечения концевого расширения (воронки)
для захода скважинного инструмента.
2.3.5 Уточнение величины степени расширения посадочного патрубка
развальцевателем
При пластической деформации зерна металла удлиняются, вытягиваются.
Изменяется структура и механические свойства. Структура приобретает
44
полосчатый волокнистый вид, при этом возникает анизотропия механических
свойств. Сопротивление ударным нагрузкам, относительное удлинение вдоль
волокон выше чем поперек. В процессе расширения патрубка так же происходит
наклеп, т.е. изменяются механические свойства металла: твердость и временное
сопротивление растяжению возрастают, а относительное удлинение уменьшается.
Чем больше величина деформации тем больше происходит упрочнение и
уменьшается ресурс относительного удлинения.
Для расчета и разработки расширяемых элементов таких как посадочное
устройство, патрубок башмака, резьбовые соединения необходимо учитывать
ресурс пластичности при расширении, исключающий разрушение этих элементов.
Нами введено понятие: удлинение до разрыва. Очевидно, что удлинение до
разрыва будет зависеть от относительного удлинения после разрыва (табличная
величина), но будет меньше на коэффициент запаса ресурса пластичности при
расширении, так как относительное удлинение после разрыва происходит без
обработки образца давлением и следовательно без уменьшения ресурса
пластичности.
Удлинение до разрыва равно:
δр =δ х Kр
(15)
Где:
δ – относительное удлинение после разрыва.
Kр - коэффициент запаса ресурса пластичности при расширении, равен = 0,8
Полученная
величина
характеризует
гарантированную
величину
расширения трубы до разрыва (в процентах). Так же учитывает допуски диаметра
и толщины стенки, снятие грата с утонением стенки и прочие допускаемые
дефекты труб.
45
2.3.6 Разработка и испытание конструкции посадочного устройства
разобщителя
В технологии расширяемых труб посадочное устройство является одним из
важных
конструктивных
решений
при
создании
надежной
конструкции
соединения перекрывателя с колонной бурильных труб.
Для установки расширяемой колонны за одну СПО в вертикальных и
наклонно
направленных
скважинах
разработано
специальное
посадочное
устройство с последующим развальцовыванием роторной компоновкой. (рис. 19).
Посадочное устройство 1 наверху оснащено внутренней резьбой для соединения с
роликовым развальцевателем и колонной бурильных труб, снизу - внутренней
резьбой для соединения с одношарошечным развальцевателем 2 и специальной
наружной правой ходовой резьбой 3- для соединения с патрубком 4 расширяемой
колонны. Устройство в сборе размещают в патрубке, который соединяют с
расширяемой колонной на сварке по цилиндру [30].
Рисунок 19 – Посадочное устройство для установки
расширяемой колонны за 1 СПО с развальцевателем РШ
Развальцеватель РШ имеет ряд существенных недостатков, описанных
выше, поэтому вместо развальцевателя РШ в посадочном устройстве необходимо
46
применять роликовый развальцеватель. При этом, конструкция посадочного
устройства остается аналогичной.
Для установки расширяемых колонн в ГС
резьбовые посадочные устройства имеют существенные недостатки:
- затруднительно выбрать вес инструмента, чтобы установить низ бурильной
колонны
соосно
расширяемым
трубам,
в
противном
случае
возможно
заклинивание резьбы, что приведет к заклиниванию бурильной колонны с
расширяемыми трубами в скважине;
- неравномерное, с подклинками, вращение бурильной колонны в ГС затрудняет
процесс отворота посадочного переводника от верхнего конца расширяемой
колонны.
Так как применение роторных компоновок в ГС ограничено, а компоновка для
спуска расширяемой колонны совместно с развальцевателем и забойным
двигателем пока не разработана, применяют технологию установки разобщителя
за 2 СПО.
При установке расширяемой колонны за 2 СПО, например, с последующим
развальцовыванием развальцевателем с приводом ВЗД применяют посадочное
устройство состоящее из переводника снабженного расширением в нижней части
с
уплотнительной
манжетой
и
усаженного
патрубка,
соединенного
с
переводником (рис.20). Разъединение переводника от патрубка происходит за
счет создания осевого усилия от гидравлического давления в полости
расширяемых труб. Расширяющий угол переводника выбран 15˚ для устранения
концевого сужения патрубка после разъединения переводника от патрубка.
Рисунок 20 – Посадочное устройство
47
Конструкция посадочного устройства, а так же верхнего и нижнего конца
разобщителя представлена на рисунке 21. Устройство верхнего конца 1 и нижнего
конца 2 расширяемых в скважине труб разобщителя состоит из патрубков 3 и 4,
жестко соединенных, например сваркой, с верхним и нижним концами труб, с
концевыми внутренними фасками 5 и 6 (рис. 21) [31].
Рисунок 21- Концевые участки РП-144У
Концевые участки 7 и 8 выполнены утолщенными, для жесткого соединения
со стенками скважины
после расширения. Фаски 5 и 6 выполнены длиной,
48
равной длине утолщения 9. Крайняя фаска 5 выполнена под углом,
превосходящим в четыре раза угол уклона расширяющего инструмента.
Внутренняя фаска 6 выполнена под углом, в два раза больше угла уклона
расширяющего инструмента. Выполнены надрезы шириной, равной двум
толщинам стенки патрубков 3 или 4.
К расширяемым трубам приваривают патрубки 3 и 4, к верхнему 1 и
нижнему 2
концам
труб. Верхний
патрубок 3
оснащают посадочным
переводником, а нижний – башмаком. Бурильные трубы свинчивают с
посадочным переводником и разобщитель в сборе спускают в необходимый
интервал ГС. Создавая перепад давления через колонну бурильных труб
раздувают разобщитель. Натяжением колонны бурильных труб с посадочным
устройством его отсоединяют от патрубка разобщителя. Дальнейшее расширение
профильных
участков
труб
и
цилиндрических
концов
производят
развальцевателем. Вращением с одновременным созданием осевой нагрузки и
промывки производят расширение патрубков, калибрование труб, разбуривание
башмака. Утолщенные концевые участки раскатываются между расширяемым
инструментом и стенкой скважины, удлиняются в периметре и внедряются в
стенки скважины.
Данная конструкция концевых участков разобщителя обеспечивает свободное
прохождение компоновок в горизонтальных скважинах.
2.4 Разработка легкоразбуриваемого башмака
Башмак-клапан является одним из основных устройств в конструкции
расширяемых колонн, и предназначен для заполнения расширяемой и бурильной
колонны при спуске в скважину и их герметизации при расширении
гидравлическим
давлением.
Башмак-клапан
изготавливают
из
легко
разбуриваемого материала – полиамида (рис. 22) [32]. Для надежного соединения
башмака – клапана с разобщителем применили трапецеидальную коническую
резьбу, так как цилиндрическая резьба не выдерживала необходимого давления,
49
происходило страгивание цилиндрической резьбы. Кроме того, башмак – клапан
необходимо
крепить
к
разобщителю
с
определенным
предотвращения
его
моментом
отворачивания
для
при
разбуривании.
Стендовыми и промысловыми испытаниями
установлено, что давление, которое выдерживает
на страгивание башмак-клапан из полиамида на
50%
превышает,
давление
расширения
профильных труб [33]. Шар башмака-клапана
выполнен
Рисунок 22 - Башмак-клапан
так
же
из
легкоразбуриваемого
материала, что и башмак и для обеспечения
герметичности разобщителя при расширении его давлением снаружи обрезинен в
пресс-форме. Данный башмак исключает дополнительную спускоподъемную
операцию для его разрушения.
2.5 Разработка устройства для отворота и разрушения легкоразбуриваемого
башмака-клапана
Для
операции
разбуривания
башмака-клапана
разобщителя
пласта,
установленного в ГС разработано специальное устройство, так как применяемые в
бурении фрезеры имеют существенные недостатки:
- высокая вероятность повреждения расширяемых труб при работе
фрезером внутри разобщителя;
- возможность возникновения аварийной ситуации при спуске фрезера в
разобщитель в ГС, так как режущие элементы, расположенные на периферии
устройства, могут повредить торец расширяемой колонны.
Устройство для отворота и разрушения башмака-клапана разобщителя (рис.
23) состоит из корпуса 1 с промывочным каналом 2, каналами 3 для удаления
стружки и шлама, режущими элементами 4, размещенными радиально
относительно оси вращения устройства [34].
50
Корпус снабжен кольцевым расширением 5 с фаской 6 со стороны оправки
3 и продольными выборками 7.
В скважину в интервал установки на колонне бурильных труб спускают
разобщитель из профильных или цилиндрических труб с башмаком, в которых
создают избыточное гидравлическое давление, прижимая их к стенкам скважины.
Далее
устройство
спускают
на
колонне
бурильных труб в скважину до интервала
установки
разобщителя.
По
достижении
верхнего торца вращают колонну бурильных
труб с развальцевателем и плотно прижимают
к
стенкам
скважины
профильные
Рисунок 23 - Фреза
поверхностью корпуса
или
по
всей
длине
цилиндрические
трубы.
Наличие переходной фаски 6 между наружной
и кольцевым расширением 5 позволяет устройству
свободно скользить по стенкам скважины и входить внутрь разобщителя, не
повреждая его.
При разбуривании башмака происходит внедрение режущих элементов 4 в
материал башмака. По мере разрушения башмака образующийся шлам выносится
промывочной жидкостью по каналам 3, пазам, продольным выборкам 7 корпуса и
удаляется из скважины, не препятствуя работе устройства. Далее начинает
работать расширение 5 с фаской 6, разбуривая остатки башмака с помощью
элементов 8.
Устройство позволяет свободно перемещаться компоновке по стенке ГС и
входить внутрь расширяемой колонны, а также снизить нагрузки при разрушении
башмака,
проходя
его
последовательно
обеими
ступенями,
а
наличие
промывочных каналов и пазов по всему телу устройства обеспечивают вынос
стружки и шлама, что исключает заклинивание устройства и поломки режущих
элементов.
51
Выводы к главе 2
1.
Для качественного разобщения горизонтального ствола на отдельные
сегменты в институте «ТатНИПИнефть» разработана конструкция расширяемого
разобщителя пласта, оснащенного специально подобранными и рассчитанными
по количеству и
объему герметизирующими
элементами, которые при
расширении разобщителя изолируют затрубное пространство, за счет их
перераспределения по длине и диаметру ствола скважины.
2.
Разработана
методика
проектирования
уплотнительных
элементов
разобщителя.
3.
Установлена
зависимость
между
параметрами
деформации
герметизирующих труб разобщителя и конечным диаметром развальцевателя при
прижатии разобщителя к стенкам открытого ствола скважины. При испытании
моделей на гидропрорыв, установлено, что
при давлении 8,5 МПа смятие
происходит на участках неплотного прилегания их к модели скважины, т.е. как
правило, в тех местах, где были впадины профильных труб, при этом, в местах
уплотнительных элементов нарушения герметичности не происходит.
4.
Разработано посадочное устройство со специальной формой торцевой
поверхности, обеспечивающее образование раструбов при их развальцовывании,
как следствие, исключающее посадки и заклинивание при спуске компоновок.
Установлена зависимость между параметрами деформации концевого участка
расширяемого металлического циллиндрического патрубка разобщителя и
конечным диаметром развальцевателя.
5.
Разработан
башмак-клапан
из
легкоразбуриваемого
материала,
позволяющий удалять его без дополнительной спуско-подъемной операции
бурового инструмента, специальной фрезой для работы в разобщителе,
установленном в ГС.
6.
Технология и технические средства для разобщения горизонтального
ствола на отдельные участки успешно прошли промысловые испытания в
горизонтальном стволе скважины диаметром 144 мм.
52
3 РАЗРАБОТКА КОНСТРУКЦИИ РАЗВАЛЬЦЕВАТЕЛЯ,
ИССЛЕДОВАНИЯ ПАРАМЕТРОВ ЕГО РАБОТЫ
Инструментом,
используемым
для
расширения
труб
является
развальцеватель. Он предназначен для развальцовывания цилиндрических
участков, резьбовых соединений профильных труб и плотного прижатия
уплотнительных элементов профильных труб к стенкам скважины.
При развальцовывании расширяемых систем развальцеватель работает в
сложных
условиях.
На
участках
перехода
от
профильного
сечения
в
цилиндрическое труба имеет суженные участки с изменяющимся периметром,
при развальцовывании возникают значительные ударные нагрузки и вибрация.
Резьбовые соединения имеют толщину больше, чем тело трубы, и при этом, их
степень расширения до 25%. Значительно способствуют его износу абразивные
частицы промывочной жидкости, попадая между внутренней поверхностью трубы
и рабочими элементами развальцевателя. Также иногда возникают ситуации,
когда в стволе скважины, в интервале установки расширяемых труб, по тем или
иным причинам, остаются участки с меньшим периметром, чем периметр
профильных
труб.
Таким
образом,
при
раздаче
расширяемых
систем
развальцеватели работают в условиях воздействия на них значительных удельных
нагрузок и абразивной среды.
3.1 Исследование работы развальцевателей
Развальцеватели шарошечные (РШ)
Первые
развальцеватели
типа
РШ
(рис.
24)
(развальцеватель
одношарошечный) были изготовлены на базе одношарошечных долот с
различной формой поверхности шарошки [35, 36, 37].
53
Рисунок 24- Развальцеватель РШ
Недостатками одношарошечных развальцевателей являются:
1. Высокие осевые нагрузки до 200 кН и крутящие моменты до 15 кНм
(РШ196-РШ216) при развальцовывании. Возможно развальцовывание только
ротором с УБТ, при этом, жесткость компоновки создает проблемы при
развальцовывании в скважинах с большими углами искривления и в ГС;
2. Частичное снятие (фрезерование) металла со стенок профильных труб
при развальцовывании их цилиндрических участков и резьбовых соединений (рис
25);
3. Интенсивный износ шарошки развальцевателя и, как следствие,
недостаточный ресурс.
4. Ограниченная возможность применения, так как диаметр после
развальцовки
равен
или
меньше
диаметра шарошки и не может быть больше диаметра скважины, как следствие,
возникают посадки пропускаемых через перекрыватель бурильных компоновок.
5. Невозможно выполнить установку профильного перекрывателя за 1
спуско-подъемную операцию (СПО).
54
Рисунок 25- Патрубок, развальцованный РШ-145,5 и стружка после развальцовки
Роликовые развальцеватели типа РР
Наиболее
перспективным
направлением
в
области
создания
развальцевателей является разработка роликовых развальцевателей [38], так как
силы трения, и как следствие, осевые нагрузки и крутящие моменты при их
применении
минимальны.
Конструкции
роликовых
развальцевателей,
разработанные в институте «ТатНИПИнефть», применяются для установки
профильных перекрывателей за одну спуско-подъемную операцию [39, 40].
Однако
первые
конструкции
роликовых
развальцевателей
(типа
РР),
разработанные в институте «ТатНИПИнефть», имели существенные недостатки:
1.
ограниченая возможность применения, так как диаметр окружности,
описываемый вокруг роликов, которые не регулируются по выходу в рабочее и
транспортное положение, не может быть больше диаметра скважины;
2.
возможно заклинивание роликов на осях, так как оси не имеют
термостойкого твердосплавного покрытия. При развальцовывании из-за высоких
удельных
нагрузок
в
сопряжении
ось-ролик
происходит
расплавление
поверхностного слоя металла оси и затекание его в зазор между осью и роликом.
55
Кроме того, происходит ускоренный износ осей и роликов (не более 50
метров вальцевания профильного перекрывателя), так как сопряжение ось-ролик
негерметизировано и выполнено без подачи смазки в поверхности трения, а оси и
ролики изготовлены из стали без упрочнения поверхностей твердым сплавом, как
следствие, происходило уменьшение рабочего диаметра развальцевателя, что
приводило
к
необходимости
дополнительных
СПО
для
повторного
развальцовывания.
Раздвижные роликовые развальцеватели типа РРР
Анализ выполненных исследований, направленных на совершенствование
развальцевателей с целью расширения технологических возможностей и
повышения износостойкости их рабочих элементов, позволил создать раздвижной
роликовый развальцеватель РРР-218 (рис. 26) [41]. Развальцеватель РРР-218
содержит корпус с центральным каналом [42]. В средней части корпуса
выполнены углубления, в которых размещены оси с установленными на них
коническими роликами. При этом верхние концы осей разъемно и с зазорами
закреплены с помощью втулки, а нижние концы осей в шарнирах, установленных
в опорах так, что оси с роликами можно отклонять от корпуса, извлекать из
шарниров и заменять на новые. В центральном канале корпуса размещен
гидравлический кольцевой поршень, подпружиненный в осевом направлении
пружиной и имеющий толкатели. Толкатели взаимодействуют с верхними
концами осей. Корпус имеет сменные плашки в виде выпуклых сегментных
пластин, изготовленных из износостойкого материала [43].
Оси роликов армированы твердым сплавом. В качестве наплавочного
твердого сплава использован стеллит – твердый сплав на основе кобальта марки
3В14КБ
[44].
Свойствами
стеллитов
является
высокая
жаростойкость,
износостойкость, сопротивляемостью коррозии. Ролик, изготовлен из долотной
стали, упрочненной цементированием до 60 HRC. По наружной поверхности
ролик может быть упрочнен твердосплавными таблетками [45]. В центральном
56
канале оси выполнена полость для смазки, в
которой установлен компенсатор для подачи
смазки через боковые отверстия оси в зазор
между осью и роликом [46].
В
качестве
смазки
применен
смазочный материал, содержащий графит,
способный
выдерживать
высокие
температуры и давления. Уплотнительные
элементы
кольца
-
круглого
сечения
изготовлены из резины марки HSNBR,
выдерживающей
температур
действие
и обладающей
высоких
повышенной
износостойкостью. Корпус изготовлен из
высокопрочной
40ХН2МА
Основными
роликового
легированной
или
стали
38ХН3МФА
достоинствами
[47].
раздвижного
развальцевателя
РРР-218
являются:
-
возможность
работы
в
наклонно
направленных и горизонтальных скважинах,
благодаря оптимальной осевой нагрузке и
Рисунок 26-Развальцеватель РРР-218
-
обеспечивает
свободное
крутящему моменту при развальцовке
(рис. 27);
прохождение
бурильного
инструмента
через
профильный перекрыватель при последующем бурении;
- развальцеватель имеет транспортный и рабочий диаметры, что позволяет
применять профильный перекрыватель внутренним диаметром больше диаметра
ствола скважины;
57
- возможность установки профильного перекрывателя за 1 СПО, в том числе через
ранее установленный профильный перекрыватель;
- повышение работоспособности устройства (рис 28).
Рисунок 27 - Зависимость механической скорости и крутящего момента от осевой
нагрузки на развальцеватель при вальцевании цилиндрических участков профильного
перекрывателя. Число оборотов 60-65 об/мин.
Профильный перекрыватель спускают в предварительно расширенный
интервал скважины и расширяют созданием внутреннего гидравлического
давления до прижатия к стенке скважины. Устройство на колонне бурильных
труб спускают в скважину до верхнего конца профильного перекрывателя.
Колонну труб начинают вращать при одновременном создании осевой нагрузки и
промывки. Кольцевой поршень под действием перепада давления, сжимая
пружину, перемещается вниз, при этом толкатели выводят ролики в рабочее
положение. При развальцовывании цилиндрические и недовыправленные участки
труб выправляются до плотного прижатия их к стенкам скважины.
58
Рисунок 28 - Зависимость потери описанного диаметра развальцевателей
от длины вальцевания профильного перекрывателя
Испытания развальцевателя осуществлялись в скв. 28952 ВосточноЛениногорской площади (Татарстан), в скв. 1392 Кенервайского месторождения
(Удмуртия). Перекрыватели из комплекта ОЛКС-216-РС были установлены за
одну СПО.
С применением данного развальцевателя в скв. 3214«Д» Абдрахмановской
площади было проведено крепление водоносных горизонтов оборудованием
ОЛКС-216РС за одну СПО. Наработка развальцевателя составила более 250 м.
Однако
для
разобщения
пластов
в
горизонтальных
скважинах
развальцеватель типа РРР имеет существенные недостатки:
- нерегулируемый выход роликов в рабочем положении не позволяет
осуществлять диапазонное развальцовывание;
- наличие пар трения «ось - ролик» ограничивает работу с оборотами выше
60 об/мин, как следствие, невозможность применения в компоновке с ВЗД в ГС.
При
развальцовывании
происходит
деформационное
упрочнение
внутреннего поверхностного слоя расширяемой трубы. При расширении моделей
развальцевателями с различными углами конусности роликов, развальцеватели с
большими углами конусности роликов создают большее давление на трубу (при
59
равной
степени
следовательно
расширения),
сокращают
следовательно
ресурс
больше
пластичности
ее
упрочняют
расширяемых
и
труб.
Развальцеватели с меньшими углами конусности роликов способствуют
расширению трубы
на большую величину
без разрушения по сравнению с
развальцевателями с большими углами роликов.
3.2 Разработка конструкции развальцевателя РДР-134
Для плотного прижатия разобщителя пласта к стенкам ГС с применением
ВЗД разработан регулируемый диапазонный развальцевателя (РДР).
Расширение внутреннего диаметра профильных труб и их цилиндрических
участков
необходимо
осуществлять
за
один
или
несколько
проходов
развальцевателем с выбранным усилием развальцовки и изменяемым вылетом
вальцующих
элементов
за
счет
изменения
давления
в
гидрокамере
развальцевателя, позволяющим плотно и герметично прижать профильные трубы
с герметизирующими элементами и их цилиндрические участки к стенкам
скважины и получить необходимый внутренний диаметр [48].
Для реализации этого подхода было создано новое расширяющее
устройство РДР-134 (рис. 29) [49]. Устройство РДР для расширения труб в
скважине состоит из корпуса 1 с центральным каналом 2 углублениями на
наружной поверхности, в которых размещены ролики 3 с возможностью
радиального перемещения. Гидравлический кольцевой поршень 4 вставлен в
центральный канал корпуса с возможностью продольного перемещения вниз и
подпружинен вверх пружиной. Поршень состоит из нижней упорной втулки,
опирающейся на пружину, и верхнего конусного вала. Поверхность вала
выполнена из двух участков. Нижний участок выполнен с возможностью
взаимодействия с расширяющей поверхностью роликов. Верхний конусный
участок
вала выполнен с большим углом и взаимодействует с калибрующей
поверхностью ролика.
60
Рисунок 29 - Развальцеватель РДР
Для создания перепада давления внутри вала установлена сменная насадка.
Для исключения проскальзывания при вращении роликов относительно вала они
выполнены таким образом, что центральные оси роликов, центральная ось
конусного вала, образующие роликов, образующие конусного вала сходятся в
одной точке [50].
В скважину в интервал установки на колонне труб спускают разобщитель
пласта. Создают избыточное давление, предварительно прижимая к стенкам
61
скважины. Устройство соединяют со скважинным оборудованием и спускают на
колонне труб в скважину до интервала установки разобщителя. По достижении
устройством разобщителя его вращают ротором или забойным двигателем. Под
действием перепада давления на насадке конусный вал, сжимая пружину,
перемещается вниз и взаимодействуя конусной поверхностью с
роликами
выводит их в рабочее положение. Ролики, вращаясь в углублениях корпуса,
опираясь на вал, расширяют по всей длине предварительно выправленные
давлением трубы разобщителя.
По окончании развальцовывания подачу жидкости прекращают, при этом
конусный вал под воздействием пружины поднимается вверх, в транспортное
положение, что обеспечивает свободный выход устройства из развальцованной
трубы.
Преимущества развальцевателя РДР обусловлены его иной конструкцией по
сравнению с развальцевателями скольжения (РР, РРР), имеющими конструкцию,
при которой ролики, взаимодействуют с несущими, не вращающимися осями.
3.3 Исследование работы развальцевателя РДР, определение оптимальных
параметров
При
работе
развальцеватель
расширяет
трубы,
снабжённые
герметизирующими элементами, до стенки скважины с расчетной деформацией.
При этом осевое усилие не должно возрастать в суженых участках ствола
скважины, за счет уменьшения рабочего размера развальцевателя выдавливанием
роликами центрального ролика. Для этого определен теоретически и проверен
стендовыми и промысловыми испытаниями оптимальный угол конусности
роликов, угол их установки в развальцевателе, и величина давления жидкости в
гидрокамере развальцевателя. Экспериментально установлено, что оптимальный
угол конусности развальцевателя находится в диапазоне 11-12 градусов. При
этом, внутренний угол наклона поверхности ролика составляет 5 градусов (рис
30).
62
Рисунок 30 – Зависимость выталкивающего осевого усилия вала
от внутреннего угла наклона поверхности ролика.
Расчет осевого усилия от роликов на вал развальцевателя
Экспериментально установлено, что оптимальное осевое усилие на
развальцеватель составляет 30-50 кН.
При этом:
Р0ос =5000 – осевое усилие на развальцеватель, кгс
α = 11,0 –внешний угол наклона конусной части ролика по отношению к оси
развальцевателя, град.
α1 = 5,0 – внутренний угол наклона конусной части ролика по отношению к оси
вальцевателя, град.
fтр = 0,15 - коэффициент трения (скольжения) ролика о вальцуемую трубу
f1тр = 0,02 - коэффициент трения (скольжения) ролика об упорный вал
Nуп(Р0ос) = Р0ос/5
Nуп(Р0ос) = 1000 – осевое усилие на один ролик со стороны корпуса
развальцевателя, кгс
63
(16)
А(f1тр, α, α1) – коэффициент учитывающий трение (скольжения) ролика об
упорный вал от внутреннего угла наклона конусной части ролика и внешнего
угла наклона конусной части ролика по отношению к оси развальцевателя.
А(0,02;11; 5) = 4,05
Nгидр(Р0ос, f1тр, α, α1) – необходимое осевое усилие на упорный вал от
гидравлического давления жидкости (в расчете на один ролик), кгс
(17)
Nгидр(5000; 0,02; 11,0; 5,0) = 234
N0гидр(Р0ос, f1тр, α, α1) = Nгидр(Р0ос, f1тр, α, α1) ·5 – необходимое суммарное осевое
усилие на упорный вал от гидравлического давления жидкости от 5-ти роликов,
кгс
N0гидр(5000; 0,02; 11,0; 5,0) = 1172
(18)
N1(5000; 0,02; 11,0; 5,0) = 3487 – нормальное (к поверхности ролика) контактное
усилие со стороны вала на поверхность ролика, кгс
F1тр(Р0ос, f1тр, α, α1) = f1тр· N1(Р0ос, f1тр, α, α1)
F1тр(Р0ос, f1тр, α, α1) – осевая сила трения ролика об упорный вал, направленная
вдоль поверхности ролика, кгс
64
F1тр (5000; 0,02; 11,0; 5,0) = 69,7
(19)
N (5000; 0,02; 11,0; 5,0) = 3652 – нормальное (к поверхности ролика) контактное
усилие со стороны вальцуемой трубы на поверхность ролика, кгс
Fтр(Р0ос, f1тр, α, α1) = fтр· N(Р0ос, f1тр, α, α1) – осевая сила трения ролика о стальную
трубу, направленная вдоль поверхности ролика, кгс
Fтр (5000; 0,02; 11,0; 5,0) = 548
Выталкивающее усилие на вал составляет 6,5-12 кН (рис 31).
Рисунок 31 – Зависимость выталкивающего осевого усилия вала
от осевого усилия на развальцеватель
Расчет гидравлического усилия от перепада давления в гидравлической насадке
на вал развальцевателя
ρ = 1100 – удельный вес бурового раствора, кгс/м3
dнс = 12 - эквивалентный диаметр насадки, мм
с = 0,95 – коэффициент насадки
Δрд(Q, dнс) – потеря давления на насадке, МПа [51]
65
(20)
Δрд(0,024; 20) = 4,4
Dв = 75 – диаметр упорного вала, мм
dв(dнс) = dнс
Fв (dнс) - площадь гидравлического давления жидкости на вал, см2
(21)
N – усилие на вал, тнс
(22)
N(0,016; 12) = 6,5
Для уравновешивания выталкивающего усилия необходимый расход
жидкости для создания нагрузки на вал развальцевателя составляет 0,005-0,008
м3/сек (5 – 8 л/сек) (рис 32 ).
Рисунок 32 - Зависимость усилия гидравлического давления на вал
развальцевателя от расхода жидкости.
66
3.4 Промысловые испытания развальцевателя
Промысловые испытания развальцевателя РДР-146 проводились при
установке оборудования ОЛКС для изоляции зон поглощений и управляемой
эксплуатации ГС [52, 53]. Развальцеватель РДР-110/134 испытали при установке
разобщителя пласта РП-144У на скв. 41502г Бавлинского месторождения с целью
разобщения горизонтальной части ствола скважины на отдельные участки с
различными
коллекторскими
свойствами.
По
результатам
геофизических
материалов окончательного каротажа и акустического профилемера определили
интервал установки – 1496-1513 м. Спустили в скважину разобщитель на глубину
1496 м. Произвели отбивку и привязку репера по глубине геофизическим методом
(малогабаритный ГК-ЛМ). Цементировочным агрегатом создали давление 15,0
МПа, выдержали 3 мин и снизили до нуля. Натяжением бурильной колонны
120 кН (12 т) с последующим повышением давления до 11,0 МПа в бурильных
трубах отсоединили посадочную головку от разобщителя пласта и подняли из
скважины. Собрали и спустили в скважину развальцеватель РДР-110/134 с
фрезой. Развальцовывание РП-144У выполнили при нагрузке до 7 тс. Затем
развальцовывание произвели при осевой нагрузке до 10 тс со скоростью 6-8 м/час
до башмака. Удаление башмака произвели при нагрузке 12 тс в течение 45-50
мин. После подъема компоновки произвели инструментальный контроль
элементов оборудования. Диаметр развальцевателя – 132-132,5 мм (износ 1 мм на
диаметр). Общее время развальцовывания составило 6 час.
Разобщитель позволил надёжно разделить горизонтальный ствол скважины
на два сегмента с раличными коллекторскими свойствами, установить в нем пакер
ПРО-ЯМОГЗ(М)-122 с электрическими клапанами, управляемыми с поверхности.
В процессе эксплуатации скважины 41502г подтверждена надежность разобщения
горизонтального ствола разобщителем.
В развальцевателе РДР исключен абразивный и теплового износ от трения
скольжения, значительно снижен момент вращения развальцевателя за счет
отсутствия пар трения скольжения ось-ролик. Так как развальцеватель имеет
67
транспортное и рабочее положение, за счет создания перепада давления
исключено заклинивание его в стволе скважины. Развальцеватель РДР позволяет
работать при повышенных оборотах с применением в компоновке с забойным
двигателем, при этом, в диапазонном режиме с увеличением или уменьшением
выхода роликов за счет изменения перепада давления.
Выводы к главе 3
1.
Разработана конструкция развальцевателя, которая обеспечивает:
- расширение разобщителя за один или несколько проходов с выбранным
усилием развальцовки и изменяемым вылетом вальцующих элементов за счет
изменения давления в гидрокамере развальцевателя, позволяющим плотно и
герметично прижать профильные трубы с герметизирующими элементами и их
цилиндрические участки к стенкам скважины для надежного разобщения ГС на
сегменты;
- необходимый внутренний диаметр, и ресурс работы за счет возможности
изменения диаметра развальцевателя в необходимом диапазоне.
2.
Установлена зависимость между геометрическими параметрами
роликов развальцевателя, давлением силовой жидкости в его гидрокамере и
осевым усилием при раздаче герметизирующих труб разобщителя в процессе его
установки в стволе скважины.
68
4 РАЗРАБОТКА ПАКЕРА ПГС И ИССЛЕДОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ ЕГО
РАБОТЫ
4.1 Разработка пакера ПГС
При разработке конструкции пакера ПГС был проведен анализ известных
конструкций пакеров, составление, согласование и утверждение технического
задания на конструкторскую работу.
Пакеры различных конструкций применяются при бурении и испытании
скважин, а так же при добыче нефти для разобщения внутритрубного
пространства обсаженной скважины при проведении технологических операций.
Известные пакеры, имеют существенный недостаток – это сложность
конструкции, в частности, наличие подвижных деталей, которые в скважинных
условиях в основном не работают из – за отложений в них шлама, песка и т.п., что
снижает их работоспособность и надежность запакеровки.
Цель разработки – повышение работоспособности пакера, расширение
технологических возможностей и упрощение конструкции для установки в
разобщителях пласта, хвостовиках и обсадных колоннах диаметром 146 мм с
толщиной стенки 7,0-8,5 мм, применяемых в ОАО «Татнефть» (рис. 33). Пакер
ПГС состоит из уплотнительного элемента 1, гаек 2, ниппеля 3, ниппеля
проходного 4, патрубка 5 [54].
Рисунок 33 – Пакер ПГС
69
Пакер работает следующим образом. За счет перепада давления в полости
пакера, происходит его прижатие к стенкам хвостовика. При этом, тот же перепад
давления действует на уплотнительный элемент с самоуплотняющейся манжетой,
которая прижата к внутренним стенкам хвостовика за счет внутреннего давления
в пакере. Чем выше давление, тем сильнее прижата самоуплотняющая манжета
пакера, тем больший перепад давления держит пакер.
4.2 Исследование параметров работы пакера ПГС
Стендовые испытания пакера ПГС провели на испытательном стенде
института «ТатНИПИнефть». Испытания провели с использованием насоса
дозировочного НД 2,5 100/400К14А.
Испытания проводились согласно программе и методике стендовых
испытаний АБ84.00.000ПМ [55]. Согласно схеме (рис 34) соединили опытный
образец пакера с моделью скважины.
Рисунок 34 – Модель для испытаний пакера ПГС
Дозировочным насосом НД 2,5 100/400К14А создали избыточное давление
18 МПа и выдержали 10 минут. Опытный образец пакера ПГС-134 герметичен
при давлении 18 МПа.
Чем больше внутренний диаметр хвостовика, и выше давление действующее
на пакер, тем значительнее деформация уплотнительного элемента, которая
приводит к затеканию резинового элемента в зазор между нижней гайкой и
70
внутренней стенкой хвостовика, что может привести к разрыву уплотнительного
элемента. Зависимость допустимого давления действующего на пакер от
внутреннего диаметра хвостовика, где установлен пакер приведена на рисунке 35.
Конструкция
пакера
позволяет
компоновать
из
него
двухпакерное
оборудование. Меняя расположение пакеров на колонне труб в соответствии с
направлением действия перепада давления, можно собрать любую компоновку с
клапанами регулирования притока для установки в разобщителях с целью
селективного разобщения ГС.
Уплотнительный элемент пакера изготовлен из масло-нефтестойкой
резиновой смеси марки 38-26 в прессформе совместно с гайками 2. Для этого
были разработаны чертежи и изготовлена прессформа.
Рисунок 35 - Зависимость допускаемого рабочего давления на пакер
от внутреннего диаметра хвостовика
По
результатам
стендовых
испытаний,
оптимальная
твердость
уплотнительного элемента 70+5 единиц по Шору. Режим вулканизации пакера в
муфельной печи: температура 140+3 °, время вулканизации 1 час 40 мин.
Наибольший диаметр раструбной части уплотнительного элемента должен быть
на 1-4 мм больше внутреннего диаметра хвостовика или разобщителя, в который
устанавливается пакер. При установке компоновок в горизонтальных скважинах с
несколькими пакерами большое значение имеет усилие проталкивания этих
компоновок.
Стендовыми
испытаниями
установлена
зависимость
усилия
71
проталкивания пакера ПГС-134 от внутреннего диаметра хвостовика, в который
устанавливается пакер (рис 36).
Рисунок 36- Зависимость усилия проталкивания пакера от внутреннего
диаметра хвостовика.
4.3 Промысловые испытания пакера ПГС
Промысловые испытания пакера ПГС проведены на скважине № 655
Степноозерского
месторождения.
Скважина
обсажена
эксплуатационной
колонной диаметром 146 мм. Скважина была перфорирована в интервалах: 997,61001,6 м, 1008,4 – 1010,4 м (Верейский горизонт), 1014-1042 м (Башкирский ярус).
В процессе эксплуатации скважины обводненность добываемой продукции
достигла 98%. Руководством ЗАО «Татнефтеотдача» было принято решение
перфорировать Бобриковский горизонт в интервалах: 1285-1288 м, 1290 – 1300 м,
1305 – 1326 м [56]. После установки пакера над этими интервалами, пустить
скважину в эксплуатацию. Стенки эксплуатационной колонны в интервале 0 –
1270 м очистили гидромеханическим скребком. Собрали компоновку: воронка,
три трубы НКТ 73 мм, центратор, пакер ПГС, центратор, запорное устройство.
Компоновку на НКТ спустили в скважину и установили на глубине 1060 м. В
начале спуска пакера в скважину (до 20 НКТ) жидкость из скважины
переливалась через НКТ. В этот период скорость спуска была маленькой и
колебалась в пределах 6 – 30 м/мин. После спуска 20 НКТ перелив жидкости
прекратился, и спуск пакера до интервала установки прошел без осложнений. В
72
скважину спустили плунжерный насос и запустили в эксплуатацию. В течении
этого периода из скважины добывалась безводная нефть, что подтверждает
надежность работы пакера.
Наиболее перспективной является технология установки в ГС нескольких
экспандируемых разобщителей с пакерами ПГС и клапанами регулирующими
приток из разных сегментов.
Рисунок 37 – Схема технологии управляемой эксплуатации скважин с
пакерами ПГС
Выводы к главе 4
Выявлена зависимость усилия возникающего при прохождении пакера с
самоуплотняющимся герметизирующим элементом в процессе его установки во
внутреннем канале разобщителя, а так же рабочего давления на каждый пакер при
эксплуатации от внутреннего диаметра разобщителя.
Преимуществами пакера ПГС являются:
- установка компоновки с несколькими пакерами одновременно без
дополнительных
операций
на
пакеровку
(создание
давления,
разгрузка,
натяжение, поворот колонны и т.д);
- отсутствие подвижных деталей.
Стендовые и промысловые испытания показали надежность разобщения
заколонного пространства пакером ПГС до 20МПа.
73
5 РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ СЕЛЕКТИВНОГО РАЗОБЩЕНИЯ
ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ НА СЕГМЕНТЫ
Одним из направлений развития нефтедобычи в ОАО «Татнефть» является
применение
новых
технологий
для
выработки
высоконеоднородных
и
заводняемых коллекторов с использованием горизонтальных скважин. Известные
технологии заканчивания горизонтальных скважин в неоднородном пласте не
обеспечивают равномерной работы всего горизонтального ствола, что приводит к
недостаточной эффективности его использования.
5.1 Разработка технологии селективного разобщения горизонтального
ствола механическими клапанами «шторками» для управляемой
эксплуатации (УЭГС)
В институте ТатНИПИнефть разработаны технология и техника для
разобщения интервалов пласта с различными коллекторскими свойствами в ГС
диаметром 155,6 мм [57]. Эти разработки позволяют селективно воздействовать
на объект эксплуатации, раздельно проводить ОПЗ, отбор нефти и при
необходимости отключать обводненные участки ствола скважины. Основной
задачей технологии УЭГС является избирательность обработки в горизонтальном
стволе интервалов различной проницаемости, создание локальной дипрессии что
позволяет
вводить
в
активную
разработку
малопродуктивные
участки
продуктивного пласта тем самым повысить нефтеотдачу.
После спуска на кровлю продуктивного пласта (с заходом на 1,5 - 2 м в
продуктивный пласт) и цементирования обсадной колонны диаметром 178 мм
выполняют бурение горизонтального ствола скважины долотом диаметром 155,6
мм до проектной глубины. По окончанию бурения проводят геофизические
исследования в объеме окончательного каротажа. Определение диаметра ствола в
горизонтальном участке скважины производится акустическим профилемером
(тип прибора - Горизонт - 90 – ПП). По результатам проведённых геофизических
74
исследований геологическая служба заказчика выделяет интервалы и границы
участков с различными коллекторскими свойствами пласта и совместно с
институтом «ТатНИПИнефть» определяют место установки оборудования
локального крепления скважин (ОЛКС-156/144) и элементов оборудования для
управляемой эксплуатации горизонтальной скважины. Весь горизонтальный
ствол разделяют на интервалы с высокой и низкой проницаемостью с помощью
установки разобщителя пласта длиной 18-20 м с пакерующими элементами [58].
Для качественного разобщения горизонтального ствола на отдельные
участки в институте «ТатНИПИнефть» разработана конструкция расширяемого
разобщителя пласта, оснащенного специально подобранными и рассчитанными
по количеству и
расширении
объему герметизирующими
разобщителя
изолируют
элементами, которые при
затрубное
пространство,
включая
кавернозные участки за счет их перераспределения по длине и диаметру ствола
скважины.
Расширение труб и плотное прижатие уплотнительных элементов к стенкам
скважины производится развальцевателем, с изменяющимся в определенном
диапазоне, выходом роликов в рабочем положении.
После установки разобщителей спускают оборудование с пакерами с
проходным
каналом,
которые
устанавливают
внутри
разобщителя
и
в
эксплуатационной колонне, что позволяет герметично разделить продуктивный
пласт на отдельные участки. Между пакерами размещают фильтр с механическим
клапаном («шторка») [59]. «Шторки» конструктивно выполнены управляемыми,
с возможностью механического открытия и
закрытия для
селективной
эксплуатации, изоляции отдельных интервалов горизонтального ствола скважины
или селективного воздействия на отдельные участки эксплуатационного объекта.
Фильтр изготовлен из обсадной трубы ОТТМ – 114х7,4 Д ГОСТ 632-80.
Фильтр имеет перфорационные отверстия (количество и диаметр отверстий
определяет заказчик) и центраторы расположенные на наружной поверхности
обсадной трубы (рис 38).
75
Рисунок 38 - Устройство для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин
Шторка расположена внутри фильтра и состоит из: патрубка упорного 5,
муфты 6, патрубка фиксирующего 8, патрубка 9. Центрация шторки относительно
фильтра осуществляется при помощи центраторов 4 , выполненных на наружной
поверхности шторки. Шторка одним концом телескопически соединена с
фиксирующем
патрубком
и
имеет
возможность
ограниченного
осевого
перемещения. Фиксация шторки в положениях «открыто» и «закрыто»
происходит при помощи двух стопорных колец 7, расположенных на наружной
поверхности фиксирующего патрубка 8.
На внутренней части шторки 2 выполнены цилиндрические выборки
«карманы». «Карман» имеет с одной стороны фаску, с другой стороны упор,
предназначенный для взаимодействия с инструментом управляющим.
Перемещая шторку из положения «закрыто» цилиндрическая втулка
шторки выходит из внутренней цилиндрической части муфты упорной 3 и
открывает проходной канал сообщения наружной кольцевой полости шторки и
фильтра. Закрытие канала выполняется в обратной последовательности.
Для открытия или закрытия клапанов применяют специальное захватное
устройство которое спускают в скважину на НКТ, гибкой трубе или полых
штангах [60]. Инструмент управляющий согласно рисунку 39 состоит из: обоймы
верхней - 1, корпуса - 2, вкладыша - 3, поршней - 4, пружины - 5, обоймы нижней
- 6 , упора нижнего - 7, упора верхнего - 8, стопора - 9, кольца уплотнительного –
10.
76
Закачкой жидкости во внутриколонное пространство при расходе
0,003
м3/с (3 л/с) поршни управляющего инструмента выдвинутся в рабочее положение
за счет перепада давления 5,0 МПа в его насадке. Натяжением колонны труб
переместить инструмент управляющий с выдвинутыми поршнями в карман для
открытия (закрытия) шторки, затем переместив шторку, открыть (закрыть)
проходной канал муфты упорной 3 (рисунок 2).
Понизить давление до 0 МПа в инструменте управляющем, компоновку
поднять на дневную поверхность.
Рисунок 39 - Инструмент управляющий
В нижней части оборудования установлен башмак для обеспечения:
- проходимости оборудования по стволу скважины;
- непрерывного самозаполнения спускаемого оборудования;
- прямой промывки в призабойной зоне перед установкой оборудования;
- герметичного перекрытия канала после его закрытия.
Для данной технологии разработаны два варианта башмаков: башмак и
башмак-клапан [61, 62].
Башмак и башмак-клапан монтируется в нижней части хвостовика.
Конструкции башмаков представлены на рисунках 40 и 41.
77
В первом варианте перекрытие внутреннего проходного канала башмака
осуществляется механически посредством упора штыря 6 рисунок 3 о забой.
Башмак состоит из стального толстостенного корпуса 1, направляющей 2,
конуса упорного 4, штыря 6, шайбы 7, подпружиненные пружиной 5,
ограничителя 3, колец уплотнительных 8, 9.
В процессе спуска самозаполнение внутреннего пространства оборудования
осуществляется через каналы промывочные выполненные в корпусе 1,
направляющей 2, ограничителя 3. При упоре о забой скважины штырь 6
перемещаясь, сжимает пружину 5 внутри корпуса 1 и перекрывает центральный
канал в ограничителе 3. При извлечении хвостовика из скважины пружина 5
перемещает штырь 6, открывая центральный канал ограничителя 3.
Рисунок 40 – Башмак
Во втором варианте перекрытие внутреннего проходного канала башмакаклапана рисунок 4 осуществляется гидравлически, путём создания перепада
давления жидкости на диск 4.
78
Башмак-клапан состоит из стального корпуса 1, направляющей 2, толкателя
3, диска 4, пружин 5 и 8, втулки 6, фиксатора 7 подпружиненного пружиной 8.
В процессе спуска самозаполнение внутреннего пространства оборудования
осуществляется через каналы промывочные, выполненные в
корпусе 1 и направляющей 2.
При расходе промывочной жидкости свыше 6 л/с диск 4 с толкателем 3 от
перепада давления перемещается, перекрывая внутренний канал корпуса 1. При
дальнейшем перемещении толкателя 3, фиксатор 7 стопорится в кольцевой
проточке толкателя 3, удерживая его в закрытом положении.
1- корпус, 2- направляющая, 3- толкатель, 4- диск,
5, 8- пружина, 6- втулка, 7- фиксатор
Рисунок 41 - Башмак – клапан
79
С целью исследования, обработки реагентами или добычи продукции
пласта из одной зоны или одновременно из нескольких зон «шторки»,
размещенные напротив них, переводят в положение «открыто», а остальные – в
положение «закрыто» по описанному способу. После открытия соответствующей
«шторки» в данную зону через фильтр закачивают необходимые для обработки
пласта реагенты.
Данная
технология
дает
возможность
проведения
избирательной
эксплуатации неоднородного продуктивного объекта, ОПЗ в открытом стволе
интервалов
различной
проницаемости
для
повышения
продуктивности
слабопроницаемых участков [63]. В результате увеличивается добыча нефти,
исключаются аварийные ситуации, связанные с неуправляемыми перетоками
флюида из одной зоны в другую, и повышается надежность управления
эксплуатацией скважины.
Преимуществами технологии УЭГС являются:
– возможность управления «шторками», открывающими фильтры, с
помощью гибкой трубы, НКТ или полых штанг в любой последовательности, что
обеспечивает ОПЗ и депрессию на отдельные участки ГС, отключение
обводнившегося интервала;
–
надежность разобщения пласта на отдельные участки
за счет
использования разобщителя длиной 16-18 м.
Первые промысловые испытания успешно проведены в добывающей скв.
4395г на Бавлинском месторождении НГДУ «Бавлынефть» ОАО «Татнефть» (рис.
42).
Скважина 4395г пробурена в отложениях турнейского яруса Бавлинского
месторождения. Объектом эксплуатации в разрезе рассматриваемого участка
являются карбонатные породы кизеловского горизонта турнейского яруса
нижнего карбона. По окружающим вертикальным скважинам эффективные
нефтенасыщенные толщины составляют 7-10 м. Основные запасы нефти
сосредоточены в верхней половине разреза горизонта.
80
Рисунок 42 - Добывающая скв. 4395г НГДУ «Бавлынефть»
1 - эксплуатационная колонна диаметром 178 мм; 2 - открытый ствол
диаметром 155,6 мм; 3 - разобщитель; 4 - пакер ПРО-Ш-М-С-136; 5 - пакер ПРОЯВЖГ-С; 6 - центратор ПЦ-156; 7 - устройство ИПТ-136; 8 - фильтр с клапаном; 9
- трубы обсадные 114х7,4; 10 – башмак
Породы, слагающие нижний пласт, характеризуются более высокими ФЕС:
пористостью 9,5-11,9 %, нефтенасыщенностью 47,9-74,2 %. Раздел между
пластами представлен уплотненными известняками толщиной 1 м по вертикали.
Траектория горизонтального ствола в основном (75 %) проходит по нижнему
проницаемому прослою. Эксплуатационная колонна 178 мм спущена до глубины
1586 м с перекрытием кровли на 2 м по вертикали.
Бурение горизонтального ствола скважины из-под эксплуатационной
колонны до глубины 1962 м осуществлено долотом диаметром 156 мм.
Проведены ГИС с использованием комплекса АМК «Горизонт». По результатам
ГИС определен уплотненный интервал пород для установки разобщителя (16341650) с целью разделения горизонтального ствола скважины на два участка с
различными коллекторскими свойствами.
В скважину спустили оборудование с технологической оснасткой,
приведенной на рисунке 42. Создавая необходимые осевые нагрузки выполнили
закрытие башмака-клапана и запакеровку пакеров упором компоновки на забой. В
процессе освоения скважины проведены ОПЗ с применением кислоты и вызов
81
притока свабированием из верхнего и нижнего участков горизонтального ствола
раздельно. После выполнения опытно-промышленных работ скважина введена в
эксплуатацию с обеими открытыми «шторками».
При освоении после дополнительной кислотной обработки нижнего участка
дебит нефти составил 6 т/сут. Скважина находится в эксплуатации при открытом
положении «шторок».Технологический эффект от поинтервальной кислотной
обработки ствола скважины - увеличение дебита в 1,47 раза.
В институте «ТатНИПИнефть» разработаны технология и техника
разобщения интервалов пласта с различными коллекторскими свойствами в
горизонтальном стволе скважин диаметром 144 мм [64].
После цементирования обсадной колонны диаметром 168 мм, спущенной до
кровли продуктивного пласта, выполняют бурение горизонтального ствола
скважины долотом диаметром 143,9 мм до проектной глубины. Для обеспечения
свободного спуска РП-144У ствол скважины калибруют с использованием
гидравлического забойного двигателя со скоростью не более 30 м/ч следующей
компоновкой: долото диаметром 143,9 мм, калибратор диаметром не менее 142
мм ГЗД и бурильные трубы. По окончанию бурения проводят ГИС в объеме
окончательного
каротажа и
акустического
каверномера.
По результатам
проведённых ГИС геологическая служба заказчика выделяет интервалы и
границы участков с различными коллекторскими свойствами пласта и совместно
с институтом «ТатНИПИнефть» определяют место установки разобщителей
пласта РП-144У и элементов оборудования для управляемой эксплуатации
горизонтальной скважины. На устье скважины выполняют сборку РП – 144У
(длину определяют по результатам ГИС). Сборку посадочного устройства в сборе,
уплотнителя к верхней трубе, а так же башмака, уплотнителя к нижней трубе
осуществляет завод-изготовитель. Сборку, разобщителя производят на устье
скважины с применением цепных хомутов и элеваторов. Профильные трубы
соединяют по профильному сечению методом электродуговой сварки встык.
Собирают компоновку: РП-144У, две бурильные трубы, репер бурильные трубы.
82
Собранную компоновку на бурильных трубах спускают в интервал для
разобщения дальнего и среднего участков горизонтального ствола скважины.
Выполняют отбивку репера и его привязку по глубине геофизическими методами
(малогабаритный
Цементировочным
ГК,
локатор
агрегатом
муфт).
создают
Производят
в
РП-144У
установку
давление
РП-144У.
8,0
МПа.
Останавливают насос снижают давление до нуля. Разгружают инструмент на 100
кН (10 тс). Повторно поднимают давление 15,0 МПа, выдерживают не менее трех
минут, а затем снижают до нуля. Созданием натяжения инструмента до 100 кН
(10 т) с одновременным повышением давления до 12,0 МПа в бурильных трубах
отсоединяют посадочную головку от РП-144У и осуществляют подъём
инструмента.
инструмента
переводник
Развальцовывание
включающей:
РП-144У
фреза
Н-86/76, забойный
Ф-110,
осуществляют
компоновкой
развальцеватель
РДР-110/134,
двигатель ДР–106, переводник П-102/88,
бурильные трубы, УБТ -120 – 50 м остальное бурильные трубы. Развальцеватель
спускают до «головы» РП-144У, по достижении развальцевателем посадочного
устройства разобщителя создают перепад давления 8 МПа через колонну
бурильных труб закачкой жидкости, при этом, за счет перепада давления на
насадке центральный ролик развальцевателя, перемещаясь вниз, выводит ролики
в рабочее положение. Далее, созданием осевой нагрузки 15-30 кН производят
развальцовывание разобщителя по всей длине со скоростью проходки 10-15м/ч.
Развальцовывание РП-144У производят до отворота башмака и полного выхода
развальцевателя из РП-144У. Далее производят установку РП-144У для
разобщения ближнего и среднего участков горизонтального ствола скважины.
На устье скважины собирают хвостовик, как показано на рисунке 43.
Сборку хвостовика производят в следующей последовательности (снизу-верх):
башмак-клапан, муфта М114ОТТМ, обсадные трубы, устройство для управляемой
эксплуатации горизонтальных скважин Ø 144 мм УУЭГС (шторка в открытом
положении), обсадные трубы, переводник П-89НКТ/114ОТТМ, пакер ПРО-Ш-МС-122, переводник Н89НКТхМ114ОТТМ, обсадные трубы, УУЭГС (шторка в
83
закрытом положении), обсадные трубы, переводник П-89НКТ/114ОТТМ, пакер
ПРО-Ш-М-С-122, переводник П-114ОТТМ/89НКТ, обсадные трубы, УУЭГС
(шторка
в
закрытом
положении),
обсадные
трубы,
переводник
П-
114ОТТМ/89НКТ, колонный пакер ПРО-ЯВЖТ-С-140, ИПГ-145-55-500-Т100-КЗ.
Сборку компоновки обсадных труб производят с таким расчетом, чтобы
проходные механические пакера ПРО-Ш-М-С-122 находились в интервалах
установленных разобщителей пластов РП-144У, а колонный пакер ПРО-ЯВЖТ-С140 устанавливать выше башмака обсадной колонны на 60-70 м. Хвостовик на
бурильных трубах ТБПН 89х9,4 спускают в скважину. Глубину спуска хвостовика
контролируют по данным измерения обсадной колонны и бурильных труб. Для
установки пакеров ПРО-Ш-М-С-122 в заданных интервалах колонну труб
разгружают для пакеровки. При превышении заданной нагрузки штифты
срезаются и происходит пакеровка: уплотнительные элементы увеличиваются до
внутреннего диаметра установленных разобщителей пластов РП-144У и
герметизируют подпакерную зону от надпакерной. При разгрузке колонны труб
пакер ПРО-ЯВЖТ-С-140 опирается на нежерасположенный пакер ПРО-Ш-М-С122 и при определённой осевой нагрузке и в соответствии с количеством
установленных срезных винтов происходит срезание винтов и перевод пакера в
рабочее состояние. При дальнейшей разгрузке колонны труб штока пакера с
уплотнительными элементами перемещаются вниз относительно корпуса и
переводника. Уплотнительные элементы, увеличиваясь до внутреннего диаметра
эксплуатационной колонны, герметизируют подпакерную зону. Затем, при
дальнейшем движении штоков вниз и определённом значении сжимающей
нагрузке, создаваемой весом бурильных труб, произойдёт срабатывание
механизма регулятора нагрузки и заякоривание механического якоря. После
посадки пакера в скважине на заданной глубине и проведения необходимых
технологических операций, проводят разъединение колонны бурильных труб от
пакера. Для чего в колонну бурильных труб бросают шар диаметром 57,15 мм. В
колонне бурильных труб повышают давление, достаточное для среза винтов.
84
Давление необходимое для расцепления инструмента регулируется количеством
установленных винтов.
Для
открытия
шторок
собирают
и
спускают
в
скважину
ключ
гидравлический скважинный показанный на рисунке 5, на гибкой трубе при
помощи колтюбинговой установки или полых штангах диаметром 42х3,5 мм
длиной равной длине горизонтального участка скважины, остальное НКТ 73х5,5.
Точным
измерением
спускаемого
оборудования
ключ
гидравлический
скважинный (рис. 39) устанавливают в интервал расположения фильтра с
устройством
для
управляемой
эксплуатации
горизонтальных
скважин.
Цементировочным агрегатом ЦА-320 создают циркуляцию технологической
жидкости с производительностью насоса 0,003 м3/с (3 л/с). За счет перепада
давления 5,0 Мпа поршни установленные, во вкладышах ключа гидравлического
скважинного, выдвинутся в рабочее положение. Плавной подачей инструмента
вниз ключ гидравлический скважинный перемещается в зону для открытия
шторки.
Далее
за
счет
выдвинутых
поршней ключа гидравлического скважинного упирающихся в уступ кармана,
перемещают шторку до фиксации стопорным кольцом в кольцевой проточке
(рисунок 38). Повышение нагрузки будет свидетельствовать об открытии
проходного канала. Осевая нагрузка при перемещении шторки не должна
превышать 40 кН (4 тс). По окончании перемещения шторки прекращают подачу
промывочной жидкости в скважину. При необходимости открытия (закрытия)
следующих шторок инструмент приподнимают, спускают в интервал в
зависимости от расположения фильтра с устройством для управляемой
эксплуатации горизонтальных скважин или плавно осуществляют подъём.
Данная технология и технические средства успешно применены в
скв. 37786г залежи 302-303 (рис. 43), в которой башкирский ярус характеризуется
наличием значительных трещин, неоднородностью коллектора, и как следствие,
быстрой обводняемостью. В скв. 37786г технология управляемой эксплуатации
85
применена для продления периода ее безводной эксплуатации путем отсечения
обводненых участков [65].
Рисунок 43 -Конструкция хвостовика для управляемой эксплуатации
горизонтальной скв. 37786г
Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спущена на кровлю
башкирского яруса на глубину 988 м. Горизонтальный ствол длиной 210 м
пробурен долотом диаметром 142,8 мм. По материалам ГИС, горизонтальный
ствол разделен на три участка установкой двух разобщителей РП-144У в
интервалах 1035-1056,8 м и 1096-1116 м. Для управления в процессе
эксплуатации отдельными участками горизонтального ствола в скважину спущен
хвостовик 114 мм с тремя фильтрами со «шторками», которые установлены в
интервалах 1121,8-1131,8 м, 1061,1-1071 м, 1007,1-1017,1 м. На хвостовике также
спущены проходные механические пакеры ПРО-Ш-М-С-122, расположенные
внутри разобщителей, и установлен колонный пакер ПРО-ЯВЖТ-С-140 в колонне
диаметром 168 мм в интервале 1007,1-1017,1 м. Скважина введена в
эксплуатацию в декабре 2012 г. с открытой «шторкой» дальнего участка с
дебитом нефти 17,6 т/сут при обводненности 10 %. «Шторки» ближнего и
среднего участков находились в положении «закрыто».
86
Построено
еще
три
скважины
аналогичной
конструкции:
37898г
технологии
УЭГС
(приложение А), 37905г, 35601г, 38328г.
Результаты
эксплуатации
ГС
с
применением
представлены в таблице 3.
Таблица 3
Усредненные
графики
обводненности
ГС
на
залежах
302-303
Ромашкинского месторождения, разделенных на секции с применением пакеров
КВАРТ, ТАМ и технологии УЭГС изображены на рисунке 44.
100
Обв. %
90
80
70
60
ТАМ
50
КВАРТ
УЭГС
40
30
20
10
Мес.
0
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33
Рисунок 44 - Динамика обводненности скважин с применением пакеров ТАМ,
КВАРТ и оборудования УЭГС
87
Из рисунка 44 видно, что обводненность скважин с УЭГС на протяжении 17
месяцев эксплуатации ниже обводненности скважин с пакерами ТАМ и КВАРТ,
что обусловлено большей длиной разобщения пласта, которая составляет 18
метров по сравнению с пакерами ТАМ (4 м) и КВАРТ (1 м) и механическим
прикатыванием его к стенкам скважины, в процессе установки, что позволяет
надежно разобщить отдельные сегменты ГС друг от друга, в отличие от пакеров
ТАМ и КВАРТ, которым необходимо дополнительное время для набухания до
расчетных диаметров.
Опытно-промышленные испытания разработанной технологии показали:
– возможность продления срока эксплуатации скважины и предотвращения
притока воды;
– возможность увеличения длины горизонтальной части ствола скважины и
числа автономных участков с целью повышения эффективности выработки
запасов нефти;
– возможность применения оборудования для одновременно-раздельной
добычи из отдельных участков горизонтального ствола;
– возможность отсечения отдельных участков ствола скважины при
преждевременном обводнении без проведения КРС;
- возможность извлечения хвостовика из скважины для восстановления или
замены оборудования (скв. 37786г).
Использование технологии во вводимых из бурения скважинах позволит в
процессе их эксплуатации проводить геологические мероприятия по повышению
добычи
нефти
использования
без
проведения
технологии
КРС.
Годовой
управляемой
экономический
эксплуатации
эффект
скважины
с
горизонтальным окончанием с применением скважинного управляемого фильтра
составил 920 тыс. руб.
88
5.2 Разработка технологии селективного разобщения ГС на отдельные
участки для управляемого отбора флюидов из них и отключения интервалов
водопритока, в процессе эксплуатации скважины
В институте ТатНИПИнефть разработана технология для управляемой с
поверхности выработки запасов, дренируемых горизонтальной скважиной,
которая предназначена для достижения эффективной эксплуатации интервалов
пласта с различными коллекторскими свойствами и оптимальной реализации их
добывных возможностей. Разработанный способ управляемой с поверхности
эксплуатации горизонтальных скважин с интервалами пластов различной
проницаемости в горизонтальной части скважины позволяет селективно
воздействовать на объект эксплуатации раздельно и при необходимости
отключать обводненные участки ствола скважины не прерывая процесса
эксплуатации [66].
Технология и оборудование по подготовке горизонтальной скважины к
управляемой с поверхности эксплуатации включает выполнение следующих
мероприятий:
- комплекс ГИС для определения границ зон пласта с различными
коллекторскими свойствами;
- подготовительные работы перед спуском оборудования в скважину;
- спуск и установку оборудования в скважине;
- управление клапанами с поверхности, не прерывая процесса эксплуатации.
Базовым
элементом
оборудования
является
разобщитель
пласта
РП-144У, который устанавливается в стволе ГС, и используется в дальнейшем для
установки в нем пакеров. Установку разобщителя пласта РП-144У осуществляют
так же как и для технологии УЭГС с механическими клапанами.
После установки разобщителей производят сборку, спуск и установку
компоновки (снизу вверх): башмак, переводник – центратор ПЦ-126, пакер ПРОЯДЖ-0-122-59-250-Т100-К3, переводник – центратор ПЦ-126, переводник
89
безопасный ПБ73-93-700-Т200-КЗ, НКТ-73, разъединитель РКУ-140-59-350-Т100К3, СБТ.
Произвести отсоединение бурильных труб при помощи разъединителя РКУ140 путем сброса в колонну НКТ-89 шара и созданием давления в НКТ в
соответствии с руководством по эксплуатации (рисунок 45). Поднять НКТ-89с
корпусом РКУ-140-59-350-Т100-К3.
Рисунок 45 - Схема установки пакера ПРО-ЯДЖ-0-122-59-250-Т100-К3
На втором этапе установки произвести сборку и спуск технологической
оснастки согласно рисунку 46.
90
Рисунок 46 - Схема установки пакера ПРО-ЯДЖ-0-122-59-250-Т100-К3
и оборудования управляемой эксплуатации
На извлеченную часть РКУ 140-59-350-Т100-К3
навинтить
клапан
скважинный электроуправляемый КСЭ-144-2 (спаренный). Для заполнения
внутритрубного и затрубного пространства в процессе спуска, оба клапана
91
должны находиться в положении «открыто», к верхней части клапана
скважинного электроуправляемого КСЭ-144-2 присоединить пакер ПРО-ЯВЖТС-142-59-350-Т100-К3, предварительно пропустив внутри проходного канала
кабель связи в армированной оболочке. На пакер ПРО-ЯВЖТ-С-142-59-350-Т100К3 навинтить устройство герметичного перехода кабеля УГПК.
К устройству герметичного перевода присоединить кабель с кабельным
наконечником по которому происходит питание электрических клапанов, а также
передача данных на поверхность. При спуске кабель проходит по внешней
поверхности колонны НКТ 89х6,5, а в местах перехода муфтовых соединений
крепится протекторами. Соединить РКУ разгрузкой веса колонны НКТ.
Осуществить установку пакера ПРО-ЯВЖТ-С-142-59-350-Т100-К3 согласно
руководству по эксплуатации. Произвести обвязку устья скважины и выполнить
монтаж станка – качалки согласно рисунку 47.
Эксплуатация скважины выполняется в трех режимах.
Первый режим. Вывод скважины на эксплуатацию двух участков ствола ГС
одновременно. Эксплуатируются участки при открытых электроклапанах.
Второй режим. Вывод скважины на эксплуатацию ближнего участка ствола
ГС. Эксплуатируется ближний участок при открытом верхнем электроклапане и
закрытом нижнем.
Третий режим. Вывод скважины на режим эксплуатации дальнего участка
ствола
ГС.
Эксплуатируется
дальний
участок
при
закрытом
верхнем
электроклапане и открытом нижнем.
На рисунке 47 изображены конструкции электрических клапанов и
представлена
схема
оснащения
скважины
расширяемым
профильным
разобщителем и клапанами регулирования притока, позволяющими разобщить
горизонтальный ствол на два участка и осуществлять управляемый отбор
жидкости.
Входные отверстия нижнего клапана сообщены через внутритрубное
пространство, с участком горизонтального ствола скважины ниже установленного
92
пакера. Входные отверстия верхнего клапана сообщены через затрубное
пространство с участком горизонтального ствола скважины выше пакера.
Модульная система постоянного мониторинга СПМ.АС управления
горизонтальной скважиной состоит из двух эл. клапанов регулирования притока
жидкостей (верхнего и нижнего), двух модулей измерения давления и
температуры (верхних и нижних), наземного регистратора, блока питания,
кабельной линии связи и утилиты управления, установленной на переносной
компьютер.
Кабельная линия обеспечивает связь между погружной частью системы и
наземным регистратором, размещенным в шкафу автоматизации на устье
скважины.
В работе с погружной частью системы реализована сетевая адресация с
присвоением порядкового номера эл. клапанам и модулям измерения давления и
температуры, начиная с единицы, снизу вверх:
- эл. клапан регулирования притока (нижний) имеет сетевой адрес – 1;
- модуль измерения давления и температуры (нижний) имеет сетевой
адрес – 2;
- эл. клапан регулирования притока (верхний) имеет сетевой адрес – 3;
- модуль измерения давления и температуры (верхний) имеет сетевой
адрес – 4.
Для
регулирования
открытия/закрытия
электроклапанов
находящийся за компьютером с установленным программным
оператор,
обеспечением
подает команду на открытие или закрытие электроклапана. Команда кодируется и
передается на исполнительный механизм электроклапанов.
Промысловые испытания разработанной технологии показали:
- надежность работы электроклапанов при управлении с поверхности
притоками нефти:
- возможность увеличения длины горизонтальной части ствола скважины с
целью повышения эффективности выработки запасов нефти;
93
- возможность установки разобщителей пластов в процессе строительства
скважины с целью создания площадок для установки в них пакеров, входящих в
комплект
оборудования
для
управляемой
эксплуатации
скважин
с
горизонтальным окончанием;
-
возможность
производить
отбор
жидкости
из
разных
участков
горизонтальной скважины и отключить высокообводненный интервал, не
прерывая добычу нефти;
- возможность осуществлять постоянный мониторинг призабойной зоны
каждого участка.
Промысловые испытания технологии осуществлены на скважине 41502 Г
НГДУ «Джалильнефть» с горизонтальным окончанием. Скважина вскрыла
бобриковско-радаевские отложения залежи 12 Ромашкинского месторождения. В
этой скважине впервые в ПАО «Татнефть» установлено оборудование для
разделения горизонтального ствола на 2 участка с замером давления в каждом из
них и возможностью отключения «носка» и «пятки» горизонтального ствола [67].
Длина горизонтального ствола составляет 227,2 м, длина удалённого участка
(носок) – 116 м, ближайшего участка (пятка) – 94 м (рис. 47).
В состав системы управления данной скважиной входят:
- клапанный узел;
- каротажный кабель для питания и связи скважинных приборов и клапанов;
- источник питания, вырабатывающий два напряжения: 30 В – для режима
приёма данных от скважинных манометров и 40 В - для управления клапанами;
- блок коммутации, переключающий линию питания в соответствующий
режим;
-
блок регистрации
«Фотон-03», регистрирующий
телеметрическую
информацию от скважинных манометров и управляющий блоком коммутации и
связи;
- GPRS-модем, обеспечивающий удалённую связь между диспетчерским
пультом и скважинными устройствами.
94
Возможно также подсоединение компьютера для оперативных действий с
клапанами или скважинными манометрами.
Рисунок 47- Схема управляемой с поверхности системы для горизонтальной
скважины № 41502 Г, разделённой на два участка
Клапанный узел содержит два клапана и три скважинных манометра
«Фотон-К-03».
Приборы
объединены
в
сеть.
Каждый
клапан
оснащён
устройством для управления двигателем, которое получает питание по
каротажному кабелю и может получать команды от наземного внешнего
устройства и исполнять их, а также следить за перемещением штока и его
скоростью по энкодеру, контролировать ток двигателя и напряжение питания,
подаваемое на сливной блок.
Мотор-редуктор механически соединён со штоком клапана. Клапан
представляет собой передачу «винт (шток) – гайка» и шариковую пару. Шток
95
может
перемещаться в любое заданное положение от полностью открытого
положения до полностью закрытого [68].
Таким образом, в скв. 41502 Г установлено устройство для регулируемого
разобщения участков ствола с возможностью записи давления на каждом участке.
Следующим этапом работы стала апробация данного устройства и получение
достоверной информации о фильтрационных и
энергетических параметрах
участков ствола для определения оптимального режима работы скважины. Для
этого проведены гидродинамические исследования работы двух участков
одновременно, ближнего и дальнего участков горизонтального ствола по
специальной программе, не прерывая процесса добычи нефти.
Основные этапы исследований:
а) отключение одного из участков ствола, вывод другого участка ствола
скважины в режим, контроль за установившимся режимом, остановка на снятие
кривой
восстановления давления (КВД) и запись давления при помощи
глубинного манометра; б) введение в работу другого участка ствола и повторение
всех операций; в) введение в работу всего горизонтального ствола (двух участков
одновременно) и повторение всех операций.
В процессе исследований были установлены (рис.48):
- чёткая картина динамики работы двух участков одновременно;
- момент полного закрытия верхнего клапана и отключения ближнего участка;
- динамика давлений при работе дальнего участка.
Переключение клапанов и переход на добычу из разных участков
проводились
многократно
(Приложение
Б).
На
(рис.
47)
приведены
среднесуточные дебиты скважины через 9 месяцев эксплуатации скважины и
отдельных участков [69].
При работе двух участков одновременно добыча нефти составляла 12 т/сут
при
обводнённости 50 % при работе дальнего участка – 7,5 т/сут при
обводнённости 65 %.
96
Рисунок 48 – Динамика давлений в процессе исследования горизонтальной
скважины № 41502г НГДУ «Джалильнефть
После перехода на эксплуатацию ближнего участка нефти составила 21
т/сут при обводнённости 10 %. Без
применения системы управления
максимальная добыча на этой скважине составила бы 12 т/сут нефти с 50 %
обводнённостью. Применение управляемой с поверхности системы позволило
увеличить дебит по нефти почти в два раза и снизило обводнённость на 40 %. Все
переключения клапанов и смена интервалов отбора жидкости проводились без
97
остановки процесса эксплуатации скважины. Показатели работы скважины
41502г, указывают на явное преимущество такого оборудования по сравнению с
традиционным заканчиванием.
Ещё одним преимуществом является возможность научного обоснования
наиболее
достоверной
базы
сравнения
при
расчётах
экономической
эффективности данной системы на основе результатов исследования этой же
скважины, т.е. за базу сравнения принимаются данные по дебиту нефти и
проценту обводнённости при эксплуатации скважины с полностью открытыми
клапанами.
Накопленная добыча, по нефти и воде за 2,5 года эксплуатации скв. 41502г.
представлена в таблице 4.
Таблица 4
При отсутствии клапанов, т.е. по данным исследования скважины с
полностью
открытыми
клапанами,
накопленная
добыча
составила
бы:
нефти 5900 т, а воды 15100 т. Экономический эффект применения технологии на
скважине 41502г составляет 7,6 млн руб в год (приложение В).
Перспективой развития технологии управляемой эксплуатации ГС является
технология управляемой с поверхности эксплуатации с четырьмя разобщенными
участками [70, 71]. После геофизических исследований горизонтального ствола
скважины
определяют
нефтенасыщенностью
участки
ствола
с
различной
проницаемостью
и
[72]. Между участками устанавливают разобщители
пластов в виде профильных патрубков с проходными пакерами, (рис. 49) и
объединяющими патрубками [73]. В вертикальном стволе скважины друг над
другом устанавливают регулирующие устройства – нижнее и верхнее, в виде
98
электрических клапанов с датчиками давления, температуры и электрическим
кабелем.
1 – профильный патрубок; 2 – пакер проходной; 3, 4 – патрубки
объединяющие; 5, 6 – регулирующие устройства; 7 – датчик давления; 8 – датчик
температуры; 9 – электрический кабель; 10 - насос
Рисунок 49 – Схема управляемой эксплуатации горизонтальной скважины
Например, для увеличения добычи из интервалов А горизонтального ствола
скважины необходимо приоткрыть клапан верхнего регулирующего устройства.
Для этого с блока управления на устье скважины подают сигнал по кабелю на
99
данное регулирующее устройство. Электродвигатель, расположенный в корпусе
устройства, через редуктор начинает вращать в нужную сторону вал, который в
свою очередь благодаря соединению «винт–гайка» перемещает толкатель по
шлицевому соединению от шарового клапана.
Под действием перепада между пластовым и забойным давлениями клапан
отходит от седла, увеличивая его пропускное сечение. Продукция скважины из
интервалов А проходит через нижний объединяющий патрубок и попадает через
входные отверстия регулирующего устройства в стакан, далее через седло
клапана и выходные каналы поднимается по внутритрубному пространству на
вход насоса.
Подобным же образом работает нижнее регулирующее устройство. При
этом продукцию скважины из интервалов Б направляют благодаря верхнему
объединяющему патрубку в один поток через входные отверстия регулирующего
устройства и далее через клапан во внутритрубное пространство на вход насоса.
Наиболее перспективной является технология установки в ГС нескольких
экспандируемых разобщителей совместно с клапанами регулирующими приток
из разных сегментов, так как в качестве основополагающего бизнес фактора при
этом выступает уже не сокращение количества внутри скважинных операций, а
снижение капитальных инвестиций путём разработки залежи меньшим числом
скважин и увеличением нефтеотдачи за счёт лучшего понимания динамики
пластовых флюидов и управления притоками воды и нефти по всей длине
горизонтального
ствола.
Институтом
ТатНИПИнефть
уже
разработано
оборудование для управляемой эксплуатации четырёхсегментной скважины.
Выводы к главе 5
1.
Разработана технология для управляемой с поверхности выработки
запасов, дренируемых горизонтальной скважиной, которая предназначена для
достижения эффективной эксплуатации интервалов пласта с различными
100
коллекторскими
свойствами
и
оптимальной
реализации
их
добывных
возможностей.
2.
Обводненность скважин с УЭГС на протяжении 17 месяцев
эксплуатации
ниже обводненности скважин с пакерами ТАМ и КВАРТ, что
обусловлено большей длиной разобщения пласта, которая составляет 18 метров
по сравнению с пакерами ТАМ (4 м) и КВАРТ (1 м) и механическим
прикатыванием его к стенкам скважины, в процессе установки, что позволяет
надежно разобщить отдельные сегменты ГС друг от друга, в отличие от пакеров
ТАМ и КВАРТ, которым необходимо дополнительное время для набухания до
расчетных диаметров.
3.
Промысловыми исследованиями установлены зависимости между
динамикой изменения забойных давлений по участкам ГС при их освоении после
разобщения по предложенной методике, дебитом и обводненностью продукции, а
также накопленной добычей нефти из скважины.
4.
Использование
технологии
управляемой
эксплуатации
с
электроклапанами регулирования притока позволяет в процессе эксплуатации
проводить
мероприятия
по
повышению
добычи
нефти
и
снижению
обводненности без проведения КРС.
5.
Технико-экономическая
эффективность
от
внедрения
данной
технологии обусловлена снижением обводненности продукции и увеличением
дебита нефти. Экономический эффект применения технологии на скважине
41502г составляет 7,6 млн руб в год.
101
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ
1.
Впервые разработана и апробирована технология и технические
средства селективного разобщения горизонтального ствола на сегменты,
основанная
на
последующей
расширении
установкой
разобщающих
в
них
труб
пакеров
с
необходимой
управляемыми
длины
и
клапанами
регулирования притока.
2.
Разработана
и
проверена
стендовыми
и
промысловыми
исследованиями методика проектирования разобщающих труб, снабжённых
резиновыми и высоковязкими уплотнительными элементами для установки
разобщителя в скважине с расчетной деформацией уплотнительных элементов.
3.
Разработана конструкция раздвижного роликового развальцевателя
для установки разобщителя в скважине.
4.
Теоретическими
расширения
и
разобщителя
лабораторными
исследованиями
развальцевателями
обоснованы
процесса
параметры
регулируемого роликового развальцевателя и установлена величина расхода
промывочной
жидкости
при
развальцовывании
равная
-
5-8
л/сек,
обеспечивающая прижатие разобщителя к стенкам скважины с расчетной
деформацией уплотнительных элементов.
5.
Для
практического
применения
этой
технологии
составлены
«Инструкция по применению техники и технологии разобщения интервалов
пласта с различными коллекторскими свойствами
в горизонтальном стволе
скважин диаметром 155,6мм» (РД 153-39.0-691-10), «Инструкция по технологии
выработки высоконеоднородных и заводняемых коллекторов с применением
оборудования управляемого фильтра» (РД 153-39.0-830-13), «Инструкция по
эксплуатации скважины с горизонтальным стволом, разделенным на участки» (РД
153-39.0-914-15).
6.
Стендовыми
и
промысловыми
исследованиями
установлены
параметры разобщителя при деформации его резиновых и высоковязких
уплотнительных элементов.
102
7.
Разработан пакер с гидродинамической стабилизацией (ПГС), для
одновременной установки в скважине компоновки с несколькими пакерами без
дополнительных операций на пакеровку. Установлены зависимости допускаемого
перепада давления на пакер и усилия его проталкивания от внутреннего диаметра
разобщителя.
8.
Новизна технических решений, созданных при выполнении работы
подтверждена семью патентами на изобретения.
9.
На заводе ООО «Перекрыватель» освоено производство расширяемых
в поперечном сечении продольно гофрированных разобщителей и доведена до
промышленного
применения
технология
селективного
разобщения
горизонтального ствола на сегменты.
10.
Технико-экономическая
эффективность
от
внедрения
данной
технологии обусловлена снижением обводненности продукции и увеличением
дебита нефти. Экономический эффект применения технологии на скважине
41502г составляет 7,6 млн руб в год.
103
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1.
Технология
управляемой
эксплуатации
скважин
с
горизонтальным
окончанием / Р.С. Хисамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. –
С. 110-112.
2.
Изоляция зон водопритоков в наклоннонаправленных и горизонтальных
скважинах / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2003. – № 2.
–С.44-46.
3.
Яртиев,
А.Ф.
Применение
горизонтальных
скважин
на
нефтяных
месторождениях Татарстана / А.Ф. Яртиев, Р.Т. Фазлыев, Л.М. Миронова. –
М. : ВНИИОЭНГ, 2008. – 153 с.
4.
Теория и практика заканчивания скважин: в 5-ти т. Т.1 / под ред. А.И.
Булатова. – М. : Недра, 1997. – 395с.
5.
Мониторинг горизонтального ствола, селективно разделенного на два
сегмента / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Сборник научных трудов
ТатНИПИнефть: вып. 81 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – Казань:
Центр инновационных технологий, 2013. – С. 245-253.
6.
Глазова, В.М. Разработка сложнопостроенных нефтяных залежей за
рубежом / В.М. Глазова, Е.М. Григоренко. – М.: ВНИИОЭНГ, 1984. – 48 с.
– (ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело; вып. 2(74)).
7.
Новая технология изоляции интервалов водопритока в необсаженном
горизонтальном стволе / И.Г. Юсупов [и др.] // Разработка и эксплуатация
нефтяных месторождений Татарстана: сб. науч. тр. / ТатНИПинефть ОАО
«Татнефть». – Бугульма, 2000. – С. 201-214.
8.
Шаманов, С.А. Бурение и заканчивание горизонтальных скважин / С.А.
Шаманов. – М.: Недра-Бизнесцентр, 2001. - 190 c.
9.
Кадыров,
Р.Р.
Ремонтно-изоляционные
работы
в
скважинах
с
использованием полимерных материалов / Р.Р. Кадыров. – Казань: Фэн,
2007. – 423 с.
104
10.
Мамедов, А.А. Нарушения обсадных колонн при освоении и эксплуатации
скважин и способы их предотвращения / А.А. Мамедов. – М.: Недра, 1974. –
199 с.
11.
Гошовский, С.В. Совершенствование способов вскрытия нефтегазовых
пластов / С.В. Гошовский, А.М. Абдуладзе, Б.А. Клибанец. – М.:
ВНИИОЭНГ, 1983. – С.24. – (ОИ. Сер. Бурение; вып. 13 (52)).
12.
Рябоконь, С.А. Влияние качества строительства скважин на возникновение
осложнений при эксплуатации и ремонте / С.А. Рябоконь, С.В. Усов, В.И.
Дадыка. – М.: ВНИИОЭНГ, 1991. – 54 с. – (ОИ. Сер. Техника и технология
добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений).
13.
Состояние и пути совершенствования водоизоляционных работ на
месторождениях Западной Сибири / Ю.Н. Вершинин [и др.]. – М.:
ВНИИОЭНГ, 1992. – 65 с. – (ОИ. Сер. Строительство нефтяных и газовых
скважин на суше и на море).
14.
Блажевич, В.А. Проведение ремонтно-изоляционных работ в скважинах в
сложных гидродинамических условиях / В.А. Блажевич, В.А. Стрижнев. –
М.: ВНИИОЭНГ, 1981. – 55 с. – (ОИ. Сер. Нефтепромысловое дело).
15.
Басарыгин, Ю.М. Заканчивание скважин: учеб. пособие для вузов / Ю.М.
Басарыгин, А.И. Булатов, Ю.М. Проселков. – М.: Недра, 2000. – 670 с.
16.
Комплекс для регулируемого разобщения горизонтальных скважин / Н.Л.
Щавелев [и др.] // Бурение. – 2000. – № 8. – С. 13-15.
17.
Пакеры и специнструмент для разобщения пластов при креплении скважин /
Ю.З. Цирин [и др.]. – М.: ВНИИОЭНГ, 1990. – 127 с. – (ОИ. Сер.
Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море).
18.
Совершенствование технических средств для разобщения пластов и
изоляции межпластовых перетоков / В.В. Торопынин [и др.] // Бурение и
нефть. – 2009. - № 12. – С.49-51.
19.
Куренов, М.В.,
Особенности использования разбухающих пакеров для
разобщения горизонтальных участков скважин на шельфе Каспийского
105
моря / М.В. Куренов, Д.В. Елисеев // Вестник Астраханского ГТУ. – 2011. –
№ 2 (52). – С.69-72.
20.
Решения для заканчивания скважин HALLIBURTON [Электронный ресурс].
− Режим доступа:
http://www.halliburton.com/public/cps/contents/Data_Sheets/web/H/h07827r.pdf.
21.
Системы заканчивания скважин с селективным разделением пластов в
открытом стволе [Электронный ресурс].
–
Режим доступа: http://
www.weatherford.ru/info.cis@eu.weatherford.com.
22.
Катеев, Р.И. Опыт применения водонефтенабухающих заколонных пакеров
«TAM International» / Р.И. Катеев, А.Р. Исхаков, И.М. Зарипов // Сборник
научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 79 / ТатНИПИнефть ОАО
«Татнефть». – М.: ВНИИОЭНГ, 2011. – С. 213-220.
23.
Повышение эффективности разработки залежей 302-303 Ромашкинского
месторождения Отчет о НИР 15.9625.15 / отв. исп. З.А. Лощева;
ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – Бугульма, 2015. – 152 с.
24.
Применение водонабухающих пакеров для
изоляции
трещиноватых
участков горизонтальных скважин залежей 302-303 / Н.Г. Ибрагимов [и др.]
// Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С. 48-50.
25.
Заканчивание горизонтальных скважин на пилотном кусте Русского
месторождения [Электронный ресурс] / Е.А. Болычев [и др.] // Научнотехнический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». Приложение. – 2014. – № 2.
– С.3-11. – Режим доступа: http://www.rosneft.ru/attach/0/02/92/attach_22014.pdf.
26.
Мелинг, К.В Разработка техники и технологии восстановления крепи
скважин профильными перекрывателями: автореф. дис. … канд. тех. наук:
05.15.10 / К.В. Мелинг. – Бугульма, 2000. – 23 с.
27.
Пат. 2335617 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Способ изоляции
зон осложнений в скважине профильным перекрывателем / Н.Г. Ибрагимов,
Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк,
106
В.Б. Оснос; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д.
Шашина. - № 2007107584/03 ; заявл. 28.02.07 ; опубл. 10.10.08, Бюл. № 28.
28.
Разобщитель пласта для горизонтального ствола скважины / Н.Х.
Хамитьянов и [др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 81 /
ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – Казань: Центр инновационных
технологий, 2013. – С. 260-266.
29.
Новые методы защиты и герметизации эксплуатационной колонны / К.М.
Гарифов и др. – Казань: Идел-Пресс, 2001. – 96 с.
30.
Хамитьянов, Н.Х. Технология изоляции зоны осложнения колонной
расширяемых труб / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, А.С. Ягафаров //
НТЖ. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. –
2011. – № 1. – С. 19-21.
31.
Пат. 2527963 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство
верхнего конца и нижнего конца расширяемых труб, устраняющее концевое
сужение при их расширении / Ф.Ф. Ахмадишин, Н.Х. Хамитьянов, А.С.
Ягафаров, А.В. Киршин, В.Е Пронин. ; заявитель и патентообладатель
ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2013120351/03 ; заявл.18.07.13 ;
опубл. 10.09.14, Бюл. № 25.
32.
Пат. 82264 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Башмак для
установки перекрывателя в скважине / Р.Р. Ибатуллин, Н.Х. Хамитьянов,
Ф.Ф.
Ахмадишин,
А.С.
Ягафаров,
В.Е.
Пронин;
заявитель
и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2008144544/22 ;
заявл.11.11.08 ; опубл. 20.04.09, Бюл. № 11.
33.
Хамитьянов, Н.Х. Повышение качества крепления скважин расширяемыми
трубами / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров // Сборник научных трудов
ТатНИПИнефть: вып. 78 / ТатНИПИнефть
ОАО «Татнефть». – М.:
ВНИИОЭНГ, 2010. – С. 201-206.
34.
Пат. 2465433 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/00. Устройство для
отворота и разрушения башмака расширяемых колонн / Н.Х. Хамитьянов,
107
А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк, А.В. Киршин, А.В. Емельянов; заявитель и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011118260/03 ;
заявл.05.05.11 ; опубл. 27.10.12, Бюл. № 30.
35.
Пат. 81518 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб и разрушения башмака в скважине / Н.Х. Хамитьянов,
Г.С. Абдрахманов,
Н.Н. Вильданов, А.С. Ягафаров, А.В. Киршин;
заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №
2008144554/22; заявл. 11.11.2008; опубл. 20.03.2009, Бюл. № 8.
36.
Абдрахманов, Г.С. Крепление скважин экспандируемыми трубами: учеб.
пособие для вузов / Г.С. Абдрахманов. – 2-е изд., доп. – М.: ВНИИОЭНГ,
2014. – 268 с.
37.
Пат. 62150 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб / Н.Х. Хамитьянов, Н.Н. Вильданов, А.В. Киршин, А.С.
Ягафаров, С.Л. Багнюк; заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть»
им. В.Д. Шашина. - № 2006140621/22; заявл. 16.11.2006; опубл. 27.03.2007,
Бюл. № 9.
38.
Пат. 2144128 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб / Ш.Ф. Тахаутдинов, З.Ф. Гилязетдинов, И.Г. Юсупов,
Г.С.
Абдрахманов,
К.В.
Мелинг,
Н.Х.
Хамитьянов;
заявитель
и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 98111043/03;
заявл. 09.06.1998; опубл. 10.01.2000, Бюл. № 1.
39.
Пат. 46527 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб / Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, Н.Н. Вильданов,
А.С. Ягафаров, А.В. Киршин; заявитель и патентообладатель ОАО
«Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005103719/22; заявл. 11.02.2005; опубл.
10.07.2005, Бюл. № 19.
40.
Пат. 2462583 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
перекрытия зоны осложнения при бурении скважины / Р.Р. Ибатуллин, Н.Х.
Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, Г.С. Абдрахманов,
А.С. Ягафаров;
108
заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №
2011118257/03; заявл. 05.05.2011; опубл. 27.09.2012, Бюл. № 27.
41.
Пат. 2235849 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб в скважине / Н.Г. Ибрагимов, К.В. Мелинг, Г.С.
Абдрахманов,
Н.Х.
Хамитьянов,
А.С.
Ягафаров;
заявитель
и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2002120030/03 ;
заявл.22.07.02 ; опубл. 10.09.2004, Бюл. № 25.
42.
Хамитьянов, Н.Х. Совершенствование развальцевателей для радиального
расширения труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров //
Территория «Нефтегаз». – 2011. – № 2. – С. 12-13.
43.
Пат. 2259462 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, К.В.
Мелинг, Н.Н. Вильданов, В.П. Филиппов, А.С. Ягафаров; заявитель и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2004109883/03 ;
заявл.31.03.2004 ; опубл. 27.08.2005, Бюл. № 24.
44.
Виноградов, В.Н. Пути повышения долговечности работы подшипников
скольжения в опоре буровых долот / В.Н. Виноградов, А.Ф. Брагин, Е.Н.
Бородина. – М.: ВНИИОЭНГ, 1983. – 39 с. – (ОИ. Сер. Машины и
оборудование; вып. 12 (37)).
45.
Пат. 53358 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб / Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, Г.С. Абдрахманов,
Н.Н. Вильданов, А.С. Ягафаров ; заявитель и патентообладатель ОАО
«Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005139514/22 ; заявл.16.12.2005 ; опубл.
10.05.2006, Бюл. № 13.
46.
Пат. 2268986 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
развальцовки труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, Н.Н.
Вильданов, В.П. Филиппов, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель
ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2004118369/03 ; заявл.17.06.2004 ;
опубл. 27.01.2006, Бюл. № 03.
109
47.
Гольдштейн, М.И. Специальные стали / М.И. Гольдштейн, С.В. Грачев,
Ю.Г. Векслер. – М.: Металлургия, 1985. – 408 с.
48.
Пат. 2471969 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Способ крепления
необсаженной части скважины методом диапазонного расширения труб /
Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк, А.В. Киршин, В.Е. Пронин,
заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - №
2011128518/03; заявл. 08.07.2011; опубл. 10.01.2013, Бюл. № 1.
49.
Хамитьянов, Н.Х.
Устройство для развальцовки труб и разрушения
башмака в скважине / Н.Х.
Хамитьянов,
А.С. Ягафаров
// Научно-
техническая ярмарка идей и предложений группы компаний «Татнефть»,
посвящ. 60-лет. ОАО «Татнефть». Номинации : поддержание пластового
давления, машины и оборудование / ТатНИПИнефть. – Бугульма, 2010. – С.
52-55.
50.
Пат. 2459066 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
расширения труб в скважине / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров, А.В.
Киршин, С.Л. Багнюк, В.Е. Пронин; заявитель и патентообладатель ОАО
«Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011110875/03 ; заявл.22.03.2011 ; опубл.
20.08.12, Бюл. № 23.
51.
Булатов, А.И. Технология промывки скважин / А.И. Булатов, Ю.М.
Просёлков, В.И. Рябченко. – М.: Недра, 1981. – 303 с.
52.
Хамитьянов, Н.Х. Крепление скважин малого диаметра расширяемыми
трубами / Н.Х. Хамитьянов, А.С. Ягафаров // Сборник научных трудов
ТатНИПИнефть: вып. 79 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – М.:
ВНИИОЭНГ, 2011.– С. 194-198.
53.
Разработка техники и технологии изоляции зон поглощений оборудованием
ОЛКС-156 при бурении скважин малого диаметра: отчет о НИР / отв. исп.
Н.Х. Хамитьянов, Н.Н. Вильданов; ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». –
Бугульма 2010. – 132 с.
110
54.
Пат. 52911 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/12. Пакер для
перекрытия внутренней полости колонны труб / Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Г.
Загидуллин, А.С. Ягафаров, С.Л. Багнюк, А.В. Головин; заявитель и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2005138271/22 ;
заявл.08.12.2005 ; опубл. 27.04.2006, Бюл. № 12.
55.
Способ
разработки
нефтяных
месторождений
сообщаемыми
через
продуктивный пласт скважинами: отчёт о НИР за 2014 год: Гражданскоправовой договор № 2014.44207 от 12 ноября 2014 г. / рук. Ф.Ф.
Ахмадишин, Н.Х. Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов; ТатНИПИнефть. –
Бугульма, 2014. – 224 с.
56.
Разработка и организация промышленного производства двухпакерного
оборудования и заколонных пакеров для наклоннонаправленных и
горизонтальных скважин (промежуточный):
договору № 98.1127.2000
Кн. 3: отчёт о НИР по
/ Г.С. Абдрахманов, Н.Х. Хамитьянов, Р.Г.
Загидуллин; ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». – Бугульма, 1999. – 57 с.
57.
РД 153-39.0-691-10 Инструкция по применению техники и технологии
разобщения интервалов пласта с различными коллекторскими свойствами в
горизонтальном стволе скважины диаметром 155,6 мм.: вводится впервые /
В.П. Филиппов [и др.]; ТатНИПИНефть ОАО «Татнефть». – Бугульма, 2010.
– 26 с.
58.
Пат. 2495226 Российская Федерация, МПК Е 21 В 33/12. Устройство для
разобщения пластов или продуктивного пласта горизонтальной скважины
на отдельные зоны / Р.Р. Ибатуллин, Н.Х. Хамитьянов , Ф.Ф. Ахмадишин,
Р.Х. Фаткуллин, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель ОАО
«Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2012104421/03; заявл. 08.02.12; опубл.
10.10.13, Бюл. № 28.
59.
Пат. 2485290 РФ, МПК E 21 B 43/14. Способ разработки горизонтальной
скважиной пласта с зонами различной проницаемости / Н.Х. Хамитьянов,
Р.Х. Фаткуллин, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров, В.Б. Оснос; заявитель и
111
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2011154388/03;
заявл. 29.12.11; опубл. 20.06.13, Бюл. № 17.
60.
Пат. 2411341 Российская Федерация, МПК Е 21 В 29/10. Устройство для
перемещения и фиксации оборудования в скважине / Н.Х. Хамитьянов, Г.С.
Абдрахманов, Р.Х. Фаткуллин, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров; заявитель и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. – № 2009140116/03;
заявл. 29.10.09; опубл. 10.02.11, Бюл. № 4.
61.
Пат. 2463434 Российская Федерация, МПК Е 21 В 17/14, 34/12. Башмакклапан для хвостовика / Н.Х. Хамитьянов,
Р.Х. Фаткуллин, Ф.Ф.
Ахмадишин, А.В. Киршин, А.С. Ягафаров; заявитель и патентообладатель
ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2011118222/03; заявл. 05.05.2011;
опубл. 10.10.2012, Бюл. № 28
62.
Пат. 2413063 Российская Федерация, МПК Е 21 В 17/14, 34/12. Башмакклапан для хвостовика / Н.Х. Хамитьянов, Ф.Ф. Ахмадишин, Р.Х.
Фаткуллин,
А.В.
Киршин,
И.А.
Уразгильдин;
заявитель
и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2009140122/03;
заявл. 29.10.09; опубл. 27.02.11, Бюл. № 6.
63.
Технология
управляемой
эксплуатации
скважин
с
горизонтальным
окончанием / Р.С. Хисамов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2010. – № 12. –
С. 110-112.
64.
РД
153-39.0-830-13
высоконеоднородных
Инструкция
и
по
заводняемых
технологии
коллекторов
с
выработки
применением
оборудования управляемого фильтра: вводится впервые: дата введения с
27.12.2013 г. / Н.Х. Хамитьянов [и др.]; ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». –
Бугульма, 2013. – 34 с.
65.
Технология для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин / Н.Г.
Ибрагимов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2015. – № 7. – С.44-47.
66.
РД
153-39.0-914-15
Инструкция
по
эксплуатации
скважины
с
горизонтальным стволом, разделенным на участки : вводится впервые : дата
112
введения с 29.10.2015 г. / Н.Х. Хамитьянов [и др.]; ТатНИПИнефть ПАО
«Татнефть». – Бугульма, 2015. – 28 с.
67.
Управляемая
эксплуатация
секций горизонтальных скважин
/ Г.С.
Абдрахманов [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2013. – № 7.
68.
Пат. 2547190 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12, 34/06. Устройство
для регулирования потока текучей среды в скважине / Г.С. Абдрахманов,
Н.Х. Хамитьянов, С.Л. Багнюк, В.П. Филиппов, Д.Ю. Бирюков, Н.Н.
Вильданов;
заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д.
Шашина. - № 2014112855/03; заявл. 02.04.2014; опубл. 10.04.2015, Бюл. №
10.
69.
Перспективы развития метода управляемой эксплуатации скважин с
горизонтальным окончанием [Электронный ресурс] / Г.С. Абдрахманов [и
др.] // Электронный научный журнал «Нефтяная провинция». − 2015. − №
2. – Режим доступа: http://www.vkro-raen.com/#!blog/cp6k
70.
Система для регулируемой с поверхности эксплуатации многосегментных
горизонтальных скважин / Г.С. Абдрахманов [и др.] // Сборник научных
трудов ТатНИПИнефть: вып. 81 / ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». –
Казань: Центр инновационных технологий, 2013. – С. 240-245.
71.
Конструкции скважин, сообщающихся через продуктивный пласт, для
разработки нефтяных карбонатных отложений башкирского яруса / Г.С.
Абдрахманов [и др.] // Сборник научных трудов ТатНИПИнефть: вып. 83 /
ТатНИПИнефть ПАО «Татнефть». – М. : Нефтяное хозяйство, 2015. –
С.184-189.
72.
Пат. 2488686 Российская Федерация, МПК Е 21 В 43/12, 43/14. Способ
разобщения
и
управления
выработкой
запасов,
дренируемых
горизонтальной скважиной, и устройство для его осуществления / Р.С.
Хисамов, И.А. Нуриев, Г.С. Абдрахманов, В.А. Иктисанов, И.Д. Вахитов,
И.Г. Низамов, Н.Х. Хамитьянов, А.Р. Корженевский, С.Л. Багнюк, В.П.
Филиппов,
Л.М.
Миронова,
А.А.
Корженевский;
заявитель
и
113
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. - № 2012100083/03;
заявл. 10.01.2012; опубл. 27.07.2013, Бюл. № 21.
73.
Пат. 2547870 Российская федерация МПК Е21В 34/06 Устройство для
разобщения ствола скважины на отдельные участки / А.А. Ахмадишин, Н.Н.
Хамитьянов, Г.С. Абдрахманов, А.С. Ягафаров, А.В. Киршин; заявитель и
патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина - № 2014111552/03;
заявл. 25.03.2014; 10.04.2015, Бюл. № 10.
114
ПРИЛОЖЕНИЕ А
АКТ
установки оборудования для управляемой эксплуатации
на скважине № 37898г Залежи 301-303
Мы, нижеподписавшиеся: начальник ОТС и ОБС НГДУ «ЛН» Трунников Д.Е.,
начальник отдела технологического сопровождения скважин Альметьевского ПБР
Cафонов О.П., от института «ТатНИПИнефть» старший научный сотрудник Филиппов
В.П., ведущий инженер Ягафаров А.С, инженер исследователь Пронин В.Е. составили
настоящий акт по установке оборудования управляемого фильтра на скважине № 37898г
залежи 301-303
Оборудование разработано по заказ-наряду № 11.5272.12 на выполнение работ по
теме «Разработка технологии высоконеоднородных и заводняемых коллекторов с
применением оборудования управляемого фильтра».
Данные по скважине
Глубина скважины, м
Продуктивный горизонт
Конструкция скважины:
1280;
Башкирский ярус;
Диаметр, мм
Наименование колонны
Направление
Промежуточный кондуктор
Кондуктор
Эксплуатационная колонна
Открытый ствол
Интервалы установки РП-144У
Хвостовик
долота
490
393,7
295,3
215,9
144
Интервалы установки пакеров, м
ПРО-Ш-М-СТ-122
ПРО-ЯВЖТ-С-140
Высота
подъёма
колонны
цемента, м
426
0-50
0-50
323,9
0-160
0-160
244,5
0-300
0-300
168,3
0-915
0-910
915-1280
1073-1092 м, 1180-1199м
НКТ89
856,76-1280
Интервал
установки, м
- 1192,31-1194,96, 1084,76-1087,41,
– 861,71-864,36.
115
Интервалы установки УУГС, м
1247,16
990,56-1000,56, 1129,61-1139.61, 1237,16-
Порядок проведения работ
По результатам геофизических материалов окончательного каротажа и
акустического профилемера определили интервалы установки дальнего и ближнего
разобщителей пластов (РП-144У): 1180-1199м и 1073-1092м.
На устье скважины собрали РП-144У длиной 19м (рисунок 1) включающий:
башмак АИ27.00.200 поз. 2, уплотнитель АИ27.00.300 поз. 3, две пакерные трубы РП144у АИ27.00.400 поз. 4, уплотнитель АИ27.00.300 поз. 3, устройство посадочное
АИ27.00.100 поз. 1. Сварочные работы выполнили согласно РД 153-39.0 - 691 - 10.
Рис. 1
Собрали компоновку: РП-144У, переводник Н3-86хМ3-102, трубы ТБПН 89х9,927 свечей, репер (ТБПН 89х9,9-12,3м), остальное трубы ТБПН 89х9,9 и спустили в
скважину до глубины 1180 м.
Произвели отбивку репера и его привязку по глубине геофизическими методами
(малогабаритный ГК-ЛМ).
Цементировочным агрегатом создали в колонне бурильных труб давление 8,0
МПа. Остановили насос и снизили давление до нуля. Разгрузили бурильную колонну на
100 кН (10 т). Создали давление Р=17,0 МПа, при этом произошло отсоединение
посадочного переводника от РП-144У. После чего подняли посадочный переводник из
скважины.
На устье скважины собрали и спустили в скважину до головы РП-144У
(1180 м) компоновку: развальцеватель РШ-132, переводник МЗ-88хМЗ-102, бурильные
трубы ТБПН 89х9,9 27свечей, УБТ-108 (95 м) остальное бурильные трубы ТБПН 89 х
9,9. Создали циркуляцию бурового раствора и при давлении на стояке 4-5 МПа
произвели развальцовывание РП-144У. Развальцовывание выполнили при нагрузке до
10 тс до башмака РП-144У.
После подъема компоновки произвели визуальный осмотр и инструментальный
контроль развальцевателя РШ-132. Диаметр шарошки развальцевателя РШ-132
составил132 мм (износ отсутствует). Общее время развальцовывания составило 1,5 часа.
116
На устье скважины собрали РП-144У длиной 19 м согласно приведённого рисунка
1 и спустили до глубины 1073м. Работы по установке второго РП-144У провели
аналогично установке первого РП-144У.
После подъема компоновки произвели визуальный осмотр и инструментальный
контроль развальцевателя РШ-132 диаметр (износ шарошки развальцевателя составил
0,5мм, повышенный люфт в сопряжении лапа-шарошка).
Общее время развальцовывания составило 1,5 часа.
На устье скважины собрали и спустили в скважину до головы верхнего
разобщителя РП-144У (1073м) компоновку: фреза Ф-110, развальцеватель РДР-110/134,
переводник НЗ-86хНЗ-76, двигатель забойный ДР-106, бурильные трубы ТБПН 89х9,9
27 свечей, УБТ-108 (95 м) остальное бурильные трубы ТБПН 89 х 9,9.
Создали циркуляцию бурового раствора с давлением на стояке 8-10 МПа
выполнили развальцовывание РП-144У при нагрузке до 5 тс. Фрезерование башмака
произвели при Р=10-12 МПа, нагрузке 12 тс в течении одного часа.
Допустили компоновку до головы нижнего РП-144У (глубина 1180м). Создали
циркуляцию бурового раствора с давлением на стояке 8-10 МПа начали
развальцовывание. Развальцовывание РП-144У выполнили при нагрузке до 5 тс.
Фрезерование башмака произвели при Р=10-12 МПа, нагрузке 12-14 тс в течении 1,5
часа.
По окончании вальцевания и выхода развальцевателя из нижнего РП-144У
компоновку с целью шаблонирования ствола скважины допустили до забоя.
После подъема компоновки произвели визуальный осмотр и инструментальный
контроль развальцевателя. Диаметр РДР-110/134 по роликам составил 133,5мм (износ
0,5мм).
Для дополнительного прижатия нижнего РП-144У на устье скважины собрали и
спустили в скважину до головы (1180) компоновку инструмента: фреза Ф-110,
развальцеватель РДР-110/135 (с увеличенным диаметром по роликам равным 135мм),
переводник НЗ-86хНЗ-76, двигатель забойный ДР-106, бурильные трубы ТБПН 89х9 27
свечей, УБТ-108 (95 м) остальное бурильные трубы ТБПН 89 х 9,9.
Создали циркуляцию бурового раствора с давлением на стояке 8-10 МПа
повторно развальцевали нижний РП-144У. Общее время развальцовывания составило
3,5 часа.
Подняли компоновку. Диаметр развальцевателя РДР-110/135 составил 134,5 мм
(износ 0,5мм).
С целью гарантированного прохождения оборудования для управляемой
эксплуатации по горизонтальному участку ствола скважины и шаблонирования РП144У, согласно схеме, показанной на рисунке 2 собрали компоновку, состоящую из:
башмака-клапана, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, обсадной трубы
диаметром 114 мм (муфты Ø 127 мм), переводник П-НКТ89/114ОТТМ, труб НКТ89,
трубы Ø 127, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, обсадной трубы –
диаметром 114 мм (муфты Ø 127 мм), переводника П-НКТ89/ОТТМ114, труб 89НКТ,
трубы
Ø 127 мм, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, обсадной трубы – диаметром
114 мм (муфты Ø 127 мм), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114,
117
Рисунок 2- Схема компоновки шаблона-имитатора
118
труб НКТ89, трубы Ø 127 мм, переводника П-З-102/НКТ89, переводника П- З-88/ З-102,
наддолотного модуля (НДМ), переводника П- З-102/З-88.
Шаблон – имитатор на бурильных трубах ТБПН 89х9,9 спустили до забоя
(1280м). Посадок при спуске инструмента не зафиксировано. Компоновку подняли на
устье скважины.
Согласно схеме, представленной на рисунке 3, собрали хвостовик состоящий из:
направляющей, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, устройства для
управляемой эксплуатации горизонтальных скважин (УУЭГС) (шторка в открытом
положении), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114, труб НКТ89, пакера ПРО-Ш-М-С122, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, УУЭГС (шторка в закрытом
положении), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114, труб НКТ89, пакера ПРО-Ш-М-С122, труб НКТ89, переводника П-ОТТМ114/НКТ89, УУЭГС (шторка в закрытом
положении), переводника П-НКТ89/114ОТТМ114, труб НКТ89, колоннонго пакера
ПРО-ЯВЖТ-С-140,
разъединительного
устройства
ИПГ-136-55-500-Т100-КЗ,
гидродомкрата УУГ-114 с якорем ЯГ1(М), патрубка НКТ89, переводника П-З102/НКТ89, остальное бурильные трубы ТБПН 89х9,9.
Компоновку на бурильных трубах диаметром 89х9,9 мм спустили в скважину с
расстопоренным крюком талевого блока, не превышая скорость спуска 0,25 м/с и не
допуская посадок выше 20 кН. В интервале набора кривизны, на уступах, а также при
прохождении пакерами ПРО-Ш-М-С-122 разобщителей пластов РП-144У скорость
спуска ограничели до 0,1 м/с. В процессе спуска хвостовика обсадные трубы, бурильные
трубы и фильтры шаблонировались шаблонами диаметрами 97 мм и 60 мм
соответственно. Осевую нагрузку контролировали по гидравлическому индикатору веса
(ГИВ). Глубину спуска контролировали по данным замеров хвостовика и бурильной
колонны.
В колонну бурильных труб сбросили шарик (57,15мм ГОСТ 3722-81) для
отсоединения бурильной колонны от оборудования в ИПГ-136.
Разгрузкой веса бурильной колонны на 22 т произвели срезание штифтов и
посадку пакеров ПРО-Ш-М-С-122.
Повышением давления 17,0 МПа в устройстве УУГ-114 создали усилие на
пакерную компоновку срезание штифтов колонного пакера ПРО-ЯВЖТ-С-140-59-350Т100-КЗ не произошло.
Разгрузкой веса бурильной колонны на 24 тонны произвели срезание штифтов и
посадку колонного пакера ПРО-ЯВЖТ-С-140-59-350-Т100-КЗ.
Натяжением бурильной колонны на 4 тонны от собственного веса инструмента
проверили устойчивость пакера колонного. Созданием давления 5,0 МПа в затрубном
пространстве при закрытом привенторе произвели опрессовку пакера колонного.
Падения давления не отмечено.
Созданием давления в колонне бурильных труб 27,0 МПа произвели срезание
штифтов и разъединение в ИПГ-136-55-500-Т100-КЗ
бурильной колонны от хвостовика с технологической оснасткой. Выполнили подъём
бурильной колонны, якоря ЯГ1(М)С устройством УГ-114 и извлекаемой части ИПГ-136
на устье.
119
Рисунок 3 Схема компоновки оборудования для управляемой эксплуатации
120
5 Выводы
1 Оборудование для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин
(рисунок 4) установлено в горизонтальной части ствола скважины согласно
утверждённого плана.
Рисунок 4 Схема расположения компоновки оборудования для управляемой
эксплуатации.
2 Разобщители пластов РП-144У установлены в интервалах: 1073-1092 м, 11801199 м.
3 Проходные пакера ПРО-Ш-М-СТ-122 запакерованы внутри установленных РП144У в интервалах:1192,31-1194,96, 1084,76-1087,41, колонный пакер ПРО-ЯВЖТ-С-140
запакерован и зафиксирован от перемещения якорями в эксплуатационной колонне
диаметром 168 мм в интервале 861,71-864,36 м.
4 Устройства для управляемой эксплуатации горизонтальных скважин
расположены в интервалах: 990,56-1000,56 (шторка в открытом положении), 1129,611139,61 (шторка в закрытом положении), 1237,16-1247,16 м (шторка в закрытом положении).
5 Оборудование соответствует требованиям техники безопасности. Установка
оборудования управляемого фильтра осуществляется с применением стандартного
бурового оборудования силами буровой бригады.
Начальник ОТС и ОБС НГДУ «ЛН»
Д.Е. Трунников
Начальник отдела технологического
сопровождения скважин ООО «Бурения»
О.П. Сафонов
Старший научный сотрудник
института «ТатНИПИнефть»
В.П. Филиппов
Ведущий инженер
института «ТатНИПИнефть»
А.С. Ягафаров
Инженер - исследователь
института «ТатНИПИнефть»
В.Е. Пронин
121
ПРИЛОЖЕНИЕ Б
122
Рисунок 1
123
124
125
126
Рисунок 2
Рисунок 3
127
ПРИЛОЖЕНИЕ В
128
129
130
131
132
133
134
135
Скачать