Пакеры и якори. Области применения. Типы, конструкции. Посадка пакеров. Принципы расчета

Вопрос 1

Разработка нефтяных месторождений с нагнетанием теплоносителя в пласт. Теоретические основы процесса. Выбор типа теплоносителя. Проектирование процесса. Повышение эффективности воздействия на залежь теплоносителем.

Большой вклад в развитие тепловых методов добычи в/вязких нефтей внесли: Малофеев Г.Е., Желтов, Чекалюк, Баксерман, Байбаков, Мирзаджанзаде и др.

Воздействие на пласт теплоносителя приводит к проявлению целого ряда факторов способствующих увеличению нефтеизвлечения. К ним относятся: снижение вязкости пластовой нефти, дистилляция и испарение, термическое расширение, снижение поверхностного натяжения.

Термический метод – это метод интенсификации добычи нефти, при котором проявляется гидродинамическое воздействие, когда происходит изотермическое воздействие на пласт и термодинамическое, когда возникают сложные условия влияния на пласт, в результате чего изменяется не только давление, но и температура. Известно, что нефтеизвлечение зависит от отношения вязкости нефти и воды и, как известно, многие авторы говорят о том, что температура оказывает влияние на снижение вязкости. Таким образом, увеличение температуры приводит к существенному увеличению коэффициента вытеснения нефти. Поэтому добыча вязких нефтей наиболее технологически эффективной может быть при использовании тепловых методов.

Эффективность теплового воздействия на пласт в значительной степени зависит от правильности выбора рабочего агента, способствующего более высокой степени нефтеизвлечению с учетом геолого-промысловых характеристик объекта разработки.

Выбор типа теплоносителя необходимо осуществлять с учетом геологического строения месторождения, физико-химических свойств нефти и конкретных условий с учетом экономических перспектив разработки месторождений.

В качестве теплоносителей для нагнетания в пласт с целью повышения нефтеотдачи применяются насыщенный водяной пар или горячая вода. Именно эти теплоносители характеризуются наибольшим среди известных рабочих агентов теплосодержанием и, следовательно, дают возможность обеспечить лучшую эффективность теплового воздействия на пласт.

При выборе теплоносителя следует руководствоваться экономическими соображениями, например, к воде, используемой для выработки пара в парогенераторах предъявляются более высокие требования, чем к воде используемой в обычных водогрейных установках.

Таким образом, в зависимости от конкретных условий литологического строения залежи, физико-химических свойств нефти, экономическая эффективность результатов применения горячей воды в качестве теплоносителя может быть предпочтительнее других видов теплоносителя. Малофеев установил, что тепловой эффект нагнетания горячей воды, тем больше, чем больше толщина пласта и выше скорость фильтрации. В связи с чем наиболее предпочтительными для этого являются пласты толщиной более 6 м, при меньшей толщине наблюдаются теплопотери.

Тепловые методы разработки нефтяных месторождений делятся на два различных вида:

1. Нагнетание (с поверхности) теплоносителей в нефтяные пласты.

2. Основан на внутрипластовых процессах горения, создаваемых путем инициирования горения коксовых остатков в призабойной зоне нагнетательных скважин с применением забойных нагревательных устройств, с последующим перемещением фронта горения путем нагнетания воздуха (сухое горение) или воздуха и воды (влажное горение).

Метод нагнетания теплоносителя в нефтяные пласты имеют две принципиальные разновидности технологии. Первая основана на вытеснении нефти теплоносителем и его оторочками. Такая разновидность получила, в зависимости от вида используемого теплоносителя, название ПТВ, ВГВ.

Вторая – на паротепловой обработке ПЗП добывающих скважин (ПТОС). В этом случае в качестве теплоносителя используется насыщенный водяной пар. Передача тепловой энергии осуществляется через систему паронагнетательных скважин закачкой в них теплоносителя. Для приготовления и последующей закачки теплоносителя требуется значительный расход топлива для теплогенерирующих установок. В качестве топлива используется природный газ или попутный нефтяной газ.

Таким образом, одной из важнейших задач при тепловых методах является снижение объёмов закачки теплоносителя на тонну добытой нефти и получение при этом наивысшего нефтеизвлечения и высоких экономических показателей. В процессе нагнетания теплоносителя через фонд нагнетательных скважин вокруг каждой скважины формируется динамическая (постепенно расширяющаяся) тепловая зона. При этом в связи с существующими потерями тепла в скелет пород продуктивного пласта и в окружающую среду (через кровлю и подошву продуктивного пласта) процесс теплопереноса отстает от массопереноса. То есть формируются два внутрипластовых фронта вытеснения – фронт холодного и теплового вытеснения. В процессе теплового воздействия на пласт, тепловой фронт значительно отстает от фронта холодного вытеснения. Эти особенности требуют при проектировании системы разработки учитывать динамику расширения тепловых полей в пласте и с учетом этого определять формы сеток скважин и расстояние между скважинами.

Суммарные объемы закачки теплоносителя в каждую нагнетательную скважину определяются расчетным путём, исходя из необходимости прогрева пласта от нагнетательной скважины до окружающих добывающих.

Вопрос 2

Пакеры и якори. Области применения. Типы, конструкции. Посадка пакеров. Принципы расчета

Пакер предназначен для разобщения отдельных участков ствола скважины с целью: Подачи изоляционного реагента, кислоты в заранее выбранный интервал. Проведение гидроразрыва пласта (ГРП) для предотвращения повреждений эксплуатационной колонны. Изоляции негерметичности (дефекта) эксплуатационной колонны. Одновременно-раздельного закачивания жидкости и одновременно-раздельной добычи нефти или газа. Поиска интервала (глубины) негерметичности эксплуатационной колонны, путем ее поинтервальной опрессовки.

По способу установки в скважине пакеры подразделяются на пакеры с опорой на забой и без опоры. К низу пакеров с опорой на забой присоединяют трубы (хвостовик), от длины которого зависит глубина установки пакера. Пакеры без опоры на забой можно устанавливать на любой глубине скважины.

По способу создания сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры делятся на: 1)механические - уплотнение происходит под действием веса колонны труб. 2)гидравлические – уплотнение происходит за счет перепада давления сверху и снизу пакера.

Механические пакеры более простые по конструкции, однако, веса трубы не всегда хватает для уплотнения. Гидравлические пакеры способны воспринимать большие перепады давления (до 50 мПа), но сложны по конструкции.

Прежде чем спустить пакер в скважину, необходимо обследовать колонну конусной печатью и установить проходимость шаблоном с устья до верхних отверстий фильтра. Длина размер шаблона должна быть несколько больше существующего размера пакера.

Заколонный гидравлический пакер типа ПДМ для ступенчатого и манжетного цементирования скважин:1 — переводник верхний; 2 — втулка защитная; 3 — корпус патрубка; 4 — седло верхнее; 5 — втулка верхняя; 6 — отверстие циркуляционное; 7 — винт срезной; 8 — втулка нижняя (верхняя); 9 — седло нижнее; 10 — кольцо упорное; 11 — канал корпуса впускной; 12 — канал осевой; 13 — уплотнитель рукавный; 14 — патрубок уплотнителя; 15 — переводник нижний; 16 — пробка запорная; 17 — пробка падающая; 18 — пробка продавочная.

Пакер спускается в скважину на колонне НКТ на заданную глубину. Далее спускается глухая пробка или сбрасывается шар в посадочное устройство. Во внутренней полости НКТ создается избыточное давление, которое соответственно передается на гидрокамеру пакера. После этого при дальнейшем увеличении давления в гидрокамере происходит уплотнение манжет пакера.

Якори – устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки

Якорь ЯГ.На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленные в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне НКТ, закрепляется при помощи жидкости под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке экс.колонны. якорь освобождается при подъеме колонны труб.

Якорь ЯГ-1состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном состоянии. Планки крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку колонны. После прекращения нагнетания жидкости в скважину плашки, под действием пружин, возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.

Вопрос 3.