Герметичность - разобщение
Cтраница 2
Анализ современного состояния работ в этой области показывает, что эксплуатационные и гидродинамические характеристики широко применяемых на практике гидродинамически несовершенных по характеру и степени вскрытия конструкций забоя остаются на низком уровне. Нарушение герметичности разобщения пластов продуктивной толщи на этапе вторичного вскрытия, освоения и эксплуатация скважин при режимах, несоответствующих техническим характеристикам крепи, производство гидроразрыва пластов ( ГРП) и методов стимуляции притока при гидромеханических нагрузках в призабойной зоне, деформирующих и разрушающих конструкцию забоя скважины, приводят к неконтролируемым и плохоуправляемым процессам фильтрации пластовых флюидов, существенно снижающим эффективность применяемых систем разработки углеводородных залежей. [16]
Оборудовав устье и проверив все соединения арматуры на плотность после освоения, скважину закрывают для измерения статического давления. Затем определяют герметичность разобщения продуктивных пластов. Если достигнуто разобщение, то приступают к исследованию скважины с целью определения продуктивной характеристики и параметров пласта и установления оптимального режима работы для каждого пласта. При раздельной эксплуатации нижний пласт эксплуатируется через фонтанные трубы, а верхний - через кольцевое пространство или по второму ряду труб. [17]
Оборудовав устье и проверив все соединения арматуры на плотность после освоения, скважину закрывают для измерения статического давления. Затем определяют герметичность разобщения продуктивных пластов. Если достигнуто разобщение, то приступают к исследованию скважины с целью определения продуктивной характеристики и параметров пласта и установления оптимального режима работы для каждого пласта. При раздельной эксплуатации нижний пласт эксплуатируется через фонтанные трубы, а верхний - через затрубное пространство или по второму ряду труб. [18]
 |
Схемы оборудования ВНИИ при проведении различных операций. [19] |
При нарушении герметичности разобщения необходимо извлекать оборудование из скважины и специальным устройством определять герметичность цементного кольца. Все это ведет к увеличению объема и удорожанию работ по обслуживанию скважин, переведенных под раздельную закачку воды. [20]
В процессе выработки залежей углеводородов и перехода многих месторождений в позднюю стадию разработки изменяющиеся геолого-промысловые условия закан-чивания скважин при существующем уровне развития технологий затрудняют достижение высокой эффективности и качества работ по сохранению потенциальной продуктивности скважин. Главными факторами снижения продуктивности скважин, наряду с нарушением герметичности разобщения флюидонасыщенных пластов, интенсивным обводнением добываемой продукции, становятся резко выраженная дифференциация пластовых давлений по площади и разрезу залежи, высокие градиенты давления между разнонапорными пластами, нестационарность гидродинамического состояния и поведения залежи. Следствием этого является снижение темпов добычи нефти, формирование локальных, не вовлеченных в активную разработку нефтена-сыщенных зон, прогрессирующая обводненность скважин. [21]
Расчеты показывают, что цементное кольцо должно разрушаться, а цементный камень растрескиваться. Скважина при этом не будет выведена из строя, но будет нарушена герметичность разобщения пласта. [22]
Коэффициент пакерования равен отношению диаметра скважины к наружному диаметру пакерующего элемента. Величина коэффициента / С влияет прежде всего на проходимость инструмента по стволу скважины при его спуске на забой и на герметичность разобщения затрубного пространства. [23]
Установленная дифференциация давлений нагнетания показывает, какие требования предъявляются к оборудованию скважин для совместно-раздельной закачки воды по пластам. Следовательно, все узлы применяемого на данной скважине оборудования для совместно-раздельной закачки воды должны выдерживать при эксплуатации этот перепад давления. Пакер и цементное кольцо должны обеспечивать герметичность разобщения пластов. К сожалению, эти требования не всегда выполняются. [24]
Взрывной цементировочный пакер, представленный на рис. 57, состоит из камеры с зарядом пороха и пакерующей части. При воспламенении заряда пороховые газы перемещают подвижную гильзу относительно корпуса, осаживают на штоке пакерующей части плашки и сжимают резиновую манжету до упора в обсадную трубу. Плашки удерживают пакер в скважине, а манжета обеспечивает герметичность разобщения. [25]
Установки имеют наземное и подземное оборудование. Наземное оборудование состоит из фонтанной арматуры; в подземное входит промежуточный пакер ППМР, разобщающий раздельно эксплуатируемые пласты в стволе скважины. Посадку пакера осуществляют подъемом колонны насосно-компрессорных труб на некоторую высоту, вращением ее вправо на 0 5 - 1 5 оборота и последующим опусканием. Герметичность разобщения пластов паке-ром обеспечивается осевой нагрузкой, создаваемой весом колонны насосно-компрессорных труб. [26]
Пакер ПН-ЯГМ ( рис. 8.30) состоит из уплотняющего, заяко-ряющего, клапанного приспособления и гидропривода. Для посадки пакера в НКТ сбрасывается шар и создается давление. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотняющих манжет. Под воздействием веса труб плашки сцепляются со стенкой эксплуатационной колонны, обеспечивая заякорение и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты и седло с шаром выпадают. При снятии осевой нагрузки освобождаются манжеты, и ствол, двигаясь вверх, увлекает за собой конус, освобождающий плашки. [27]
После спуска пакера в скважину для посадки его на заданной глубине на седло 15 сбрасывают шарик 14 и создают давление в подъемных трубах. Жидкость через отверстие а в стволе 4 попадает под поршень 12 узла гидропривода. Затем на пакер передается усилие от части веса колонны подъемных труб, за счет чего плашки дополнительно внедряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая за-якоривание пакера. При этом уплотнитель-ныс манжеты перекрывают зазоры между внутренней стенкой эксплуатационной колонны н стволом пакера, обеспечивая герметичность разобщения. [28]
Это позволяет осваивать и глушить нияший пласт на больших расстояниях между нижними и верхними продуктивными пластами. Цанговый клапан 11, управляемый с устья и предназначенный для освоения и глушения продуктивных лла-стов, обеспечивает герметичность пакера. Циркуляционный клапан 9 дифференциального типа обеспечивает замещение промывочной жидкости в затрубном пространстве и освоение ( если необходимо) третьего объекта для его эксплуатации по затрубному пространству. Пакер 10 с циркуляционным клапаном 9, пакер 13 с проходной подвеской 12 и цанговый клапан устанавливают н спускают с первым рядом фонтанных труб. Применение в установке гидравлических пакеров позволяет осуществить их надежную последовательную насадку и проверку герметичности разобщения. [29]
Пакер ПН-ЯГМ ( рис. 125) предназначен для разобщения пространств эксплуатационных колонн нефтяных и газовых глубоких вертикальных и наклонных скважин, состоит из уплотняющего, заякоривающего, клапанного устройств и гидропривода. Для посадки пакера в подъемные трубы сбрасывается шарик и создается давление. Жидкость через отверстие а в стволе попадает под поршень. При давлении 10 МПа поршень толкает плашкодержатель, срезает винты, плашки надвигаются на конус и, упираясь в стенку эксплуатационной колонны, создают упор для сжатия уплотнительных манжет. Под действием массы труб плашки внедряются в стенку эксплуатационной колонны, обеспечивая заякоривание и герметичность разобщения. Проходное отверстие пакера открывается при увеличении давления до 21 МПа. При этом срезаются винты, и седло с шариком выпадает. Пакер извлекается в результате подъема колонны труб. [30]
Страницы: 1 2 3