Методы повышения надежности изоляции разобщаемых зон в наклонно-направленных скважинах

Савинов, Александр Васильевич

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Методы повышения надежности изоляции разобщаемых зон в наклонно-направленных скважинах
ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Методы повышения надежности изоляции разобщаемых зон в наклонно-направленных скважинах"

На правах рукописи

САВИНОВ АЛЕКСАНДР ВАСИЛЬЕВИЧ

МЕТОДЫ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ИЗОЛЯЦИИ РАЗОБЩАЕМЫХ ЗОН В НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИНАХ

Специальности 25.00.15. Технология бурения и освоения скважин 05.02.13. Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая отрасль)

АВТОРЕФЕРАТ Диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва - 2009г

003465235

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Научно-Производственное Объединение «Буровая техника» -

ВНИИБТ

Научный руководитель

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

доктор технических наук Оганов Гарри Сергеевич

доктор технических наук Сёмин Владимир Иванович

кандидат технических наук Буяновский Илья Наумович

«Воронежский механический завод» -филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Государственный космический научно-производственный центр им. М.В. Хруничева»

Защита состоится « -/V » апреля 2009г. в 11 часов на заседании диссертационного Совета Д.520.027.01 при ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ по адресу: 115114 г. Москва, ул. Летниковская, Д.9

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО НПО «Буровая техника» - ВНИИБТ.

Автореферат разослан «7 ¿7 » марта 2009г.

Ученый секретарь диссертационного Совета, доктор технических наук

Д.Ф. Балденко

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы.

Одним из основных направлений развития нефтегазодобывающего комплекса России является повышение темпов технического перевооружения отрасли новыми, конкурентно способными технологиями и образцами техники для высокоэффективного и качественного проведения различного вида буровых и ремонтных работ в эксплуатационных скважинах.

На основании анализа, проведенного по месторождениям Среднего Приобья, было выявлено, что при эксплуатации скважин и проведении различного рода ремонтных работ при бурении необходимы новые технические средства, обеспечивающие надежный спуск, установку, длительный период эксплуатации и эффективную изоляцию межтрубного пространства в наклонных скважинах, а также возможность проводить ремонтные работы в скважине с отсечением пластового флюида без глушения скважины, в т.ч. системы, управляемые подачей импульса давления с устья скважины.

В настоящее время изоляция межтрубного пространства в наклонных неглубоких скважинах осуществляется механическими пакерами, обеспечивающими спуск, установку и изоляцию межтрубья на длительный период времени. В скважинах с большими азимутальными углами на больших глубинах требуются технические изолирующие устройства с малыми наружными диаметрами, обеспечивающие надежный спуск и гарантированную установку в наклонных глубоких скважинах. По нашим данным потребность нефтегазового комплекса в отсекающих устройствах, устанавливаемых в эксплуатационных скважинах с целью проведения различного вида капитальных ремонтов без глушения скважин растворами, удовлетворена не более чем на 20%. Основные тому причины - низкая надежность, как отечественных, так и импортных отсекающих устройств, большое количество отказов механизмов управления этими устройствами. Одновременно необходимо обеспечение свободного внутреннего проходного канала после извлечения механизма управления из внутренней полости

устройства для прохода инструмента в пласт с возможностью последующего спуска гидравлически управляемого механизма во внутренний канал устройства. Такие гидравлические механизмы управления могут быть эффективны также для клапанов-отсекателей, устанавливаемых в составе обсадной колонны для бурения на депрессии. Проведенный нами анализ по нефтегазодобывающим предприятиям Западной Сибири показал, что основными отсекающими устройствами с глухим непроходным каналом являются разбуриваемые пакер-пробки. Вместе с тем сегодня на рынке данного оборудования востребованы отсекающие устройства, устанавливаемые в обсаженном стволе скважины, снимаемые и вновь устанавливаемые в заданном интервале без подъема на поверхность.

Настоящая работа посвящена созданию именно таких изолирующих и отсекающих устройств, которые отвечают запросам нефтегазодобывающих предприятий и обеспечивают гарантированный спуск, установку и надежную эксплуатацию в скважине, а также проведение ремонтных работ в эксплуатационных скважинах без их глушения. Эти устройства обеспечивают расширение диапазона технологических операций, проводимых в скважине службами капитального ремонта, рост номенклатуры размерных рядов, увеличение коэффициентов пакеровки, в т.ч. для обеспечения возможности их использования при бурении колтюбинговыми установками и т.д.

Цель работы

Повышение эффективности ремонтных работ при бурении и эксплуатации наклонно-направленных и горизонтальных скважин путем создания высокоэффективных изолирующих и отсекающих устройств.

Основные задачи исследования

1. Анализ и обобщение материалов исследования причин обводненности фонда скважин и повышения пластового давления (ППД) на примере месторождений Среднего Приобья.

2. Анализ и обобщение отечественного и зарубежного опыта

создания внутрискважинных изолирующих и отсекающих устройств.

3. Проведение теоретических исследований работоспособности колонны насосно-компрессорных труб с указанными устройствами в наклонных глубоких скважинах.

4. Разработка и создание стендовых установок для экспериментальных исследований изолирующих и отсекающих устройств в условиях, приближенных к реальным условиям работы скважины.

5. Проведение экспериментальных стендовых исследований работоспособности уплотнительных элементов рукавного типа с учетом влияния физико-механических параметров эксплуатации в скважине.

6. Разработка методов установки изолирующих и отсекающих устройств, повышающих эффективность ремонтных работ при бурении и эксплуатации наклонных глубоких скважин.

7. Разработка и изготовление патентно-защищенных изолирующих и отсекающих устройств.

8. Проведение стендовых и промысловых испытаний разработанных устройств.

Научная новизна

1. Разработана математическая модель работы системы «насосно-компрессорные трубы-пакер» в скважине, позволяющая оценить упругие силы в колонне в зависимости от давления, температуры, поршневого эффекта, а также с учетом потери устойчивости колонны насосно-компрессорных труб в наклонных глубоких скважинах.

2. На основе экспериментальных исследований определены фрикционные эффекты при работе уплотнительного элемента рукавного типа и коэффициент относительного сцепления с учетом различных факторов, влияющих на работоспособность изолирующих и отсекающих устройств в скважине.

3. Создана концепция повышения надежности работы фонда скважин ППД путем создания новых эффективных схем изолирующих устройств, а также технических и технологических условий их установки и эксплуатации.

4. Созданы экспериментальные стендовые установки для исследования работоспособности новых изолирующих и отсекающих устройств, а также фрикционной способности уплотнительных элементов рукавного типа с учетом физико-механических факторов, возникающих в скважине.

Практическая значимость и реализация результатов работы.

¡.Разработано новое устройство типа ПНЭ, которое обеспечивает гарантированный спуск, установку и эффективную эксплуатацию в наклонных глубоких скважинах, а также надежность фонда скважин, для ППД.

2. Разработан комплекс подземной эксплуатации скважин с номенклатурой устройств спуска и установки при бурении и эксплуатации в скважине без глушения с использованием клапана-отсекателя типа ВИКО.

3. Разработана съемная пакер-пробка типа ППСМ, позволяющая расширить технологические возможности служб при бурении и эксплуатации, а также обеспечить отсечении боковых стволов в многозабойных скважинах.

4. Созданы эффективные технологические схемы применения конструкций изолирующих и отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ, повышающие эффективность ремонтных работ при бурении и эксплуатации наклонно-направленных скважин.

5. Разработано методическое руководство по применению устройства типа ПНЭ для изоляции межтрубного пространства в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

6. Устройство ПНЭ было установлено в 17 скважинах на месторождениях Среднего Приобья. На 2009г. в плане НК »Роснефть» запланирована поставка устройств ВИКО в объеме 1000 шт. Общая потребность нефтегазовой отрасли РФ в устройствах ППСМ составляет 300 шт. в год.

Апробация работы

Основные положения диссертационной работы докладывались на коллоквиумах Лаборатории специальной техники и технологии ремонта скважин ВНИИБТ, техническом совете Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин УПНП и КРС объединений «Юганскнефтегаз», «Нижневартовскнефтегаз», «Лангепаснефтегаз», на научно-техническом совещании «Воронежского механического завода» филиала ФГУП «ГКНПЦ им М.В. Хруничева», на Ученом совете ОАО НПО « Буровая техника -ВНИИБТ».

Публикации по работе

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в т.ч. 2 работы в журналах, рекомендованных ВАК.

Структура и объем диссертации.

Диссертационная работа состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 126 наименований и 12 Приложений. Диссертация изложена на 140 страницах текста, содержит 26 рисунков и 11 таблиц.

Особую благодарность автор выражает своему научному руководителю доктору технических наук Г.С. Оганову и доктору технических наук A.A. Цыбину за большую помощь в работе над диссертацией. Автор выражает также искреннюю признательность доктору технических наук, профессору A.M. Гусману за ценные замечания и советы при подготовке диссертации.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель и задачи исследования, показана научная новизна и практическая ценность работы, реализация ее результатов в промышленности. В первом разделе представлен анализ проблемы повышения надежности эксплуатационных скважин в процессе спуска, установки и эксплуатации внутрискважинного оборудования, а также анализ состояния нагнетательного фонда скважин. Большой вклад в

решение этих проблем внесли: A.A. Гайворонский, являющийся одним из основоположников технологии и техники совершенствования конструкции скважин и оборудования для повышения их надежности, A.M. Ясашин, A.A. Цыбин, В.И. Ванифатьев, JI.X. Фарукшин, Ю.З. Цырин, В.А. Галустянц, В.И. Масич, В.Ю. Близнюков, С.С. Хосидова, Х.А. Асфандияров, P.A. Максутов, В.В. Торопынин, Б.М.Курочкин, А.К. Дудаладов, С.В Авилов, К.Г Багиров, Б.В.Дегтярев, З.И. Захарчук, В.И Крылов, Н.И. Сухенко, Г.А. Ситдыков, Д.А. Лещев, М.А. Курносов, A.M. Хасаев, С.С. Яковлев, JI. Дуглас Пэтгон, В.А. Абботт, И. Клемме и др.. В результате проведенных исследований были разработаны пути усовершенствования изолирующих и отсекающих устройств и технологических схем их установки, а также рациональной конструкции уплотнительных элементов и характера их деформации. Вместе с тем проведенный нами анализ по месторождениям Среднего Приобья показал увеличение процента обводненности эксплуатационных скважин, например по Самотлорскому месторождению до 93% с уменьшением коэффициента использования фонда нагнетательных скважин. Вместе с тем в 90-е годы, в среднем, ежемесячно простаивало свыше 25% нагнетательных скважин от общего их фонда. Если не принять радикальных мер по снижению доли неработающего фонда нагнетательных скважин, то, как показал прогноз на перспективу, коэффициент использования фонда нагнетательных скважин будет снижаться и может достигнуть величины 0,65. Проведенный анализ показал также, что основным фактором, влияющим на работоспособность общего фонда нагнетательных скважин, является их негерметичность, которая возникает как в результате некачественного их строительства, так и нарушения режима эксплуатации. При этом почти половина всех негерметичных скважин имеет недоподъем цементного кольца за эксплуатационной колонной. В связи с этим очевидно, что наряду с совершенствованием конструкции нагнетательных скважин на стадии их строительства необходимо совершенствовать и технологию их эксплуатации. Одной из задач совершенствования технологии эксплуатации является, на наш взгляд, защита эксплуатационной колонны нагнетательной скважины от

высокого давления нагнетания путем закачки жидкости только по НКТ без контакта с обсадной колонной, а также своевременное проведение ремонтно-профилактических работ. Для решения этих задач необходимо наряду с повышением качества строительства скважин:

- обеспечить эффективный режим эксплуатации;

- оснастить колонны лифтовых труб надежными изолирующими устройствами;

- осуществлять плановый контроль за режимом работы нагнетательной скважины;

своевременно проводить ремонтно-профилактические мероприятия.

В первом разделе также обобщен отечественный и зарубежный опыт использования внутриколонных изолирующих и отсекающих устройств, накопленный в производственных объединениях «Нижневартовскнефтегаз», «Юганскнефтегаз», «Лангепаснефтегаз», «Мегионнефтегаз», «Эмбанефть». Анализ показал, что в настоящее время использование изолирующих устройств для защиты эксплуатационных колонн от гидродинамического воздействия лишь частично удовлетворяет потребность фонда скважин ППД. Основные недостатки эксплуатируемых отсекающих и изолирующих устройств, выявленные в результате их использования в наклонных глубоких скважинах на месторождениях Среднего Приобья, заключаются в следующем:

- успешность спуска в скважину составляет в среднем не более

80%;

- успешность установки в скважине 75%;

- съем и извлечение вышеуказанных устройств после 2-3-х лет эксплуатации в скважине сопряжены со значительными осложнениями в виде затяжек и прихватов;

- отсутствие надежных в управлении и работе отсекающих устройств, а также невозможность обеспечения внутреннего, свободного канала для спуска лифтовых труб;

- отсутствие съемных, отсекающих устройств для проведения различного рода технологических операций.

Эти проблемы предопределили задачи наших исследований.

Во втором разделе приведены результаты теоретических исследований несущей способности системы «НКТ - пакер» с учетом влияния различных физических факторов, возникающих в наклонных глубоких скважинах.

Рассматривая систему «насосно-компрессорные трубы - пакер», спущенную и установленную с запакерованным пакером, необходимо учитывать множество взаимосвязанных факторов. Основными из них являются прочность лифтовых труб и надежность конструкции изолирующих и отсекающих устройств, устанавливаемых в наклонных глубоких скважинах без проворота и натяга. Важными факторами, влияющими на надежность функционирования системы при проведении основных видов работ в скважине, являются также температура, давление и зенитный угол наклона ствола скважины. При решении любой технологической операции эти факторы необходимо учитывать. Система, состоящая из колонны насосно-компрессорных труб и изолирующего устройства, спущенная в скважину к месту установки, в период создания давления в колонне труб должна учитывать значительные по величине сжимающие или растягивающие усилия (¡2). Без учета этих усилий эксплуатация системы может привести к срыву пакера, разгерметизации межтрубного пространства с последующим воздействием давления закачки на обсадную колонну и разгерметизацию последней. Закачка жидкости, особенно в глинистых породах с последующим их набуханием, может привести к смещению и порывам эксплуатационной колонны • вплоть до ее ликвидации.

Осевые растягивающие или сжимающие усилия <2 - являются функцией нескольких параметров:

0 =/(ДЦР,Д1,Е,Ь, 8, а,), где С> - осевое растягивающее или сжимающее усилие, действующее на насосно-компрессорные трубы;

АЬ - изменение длины насосно - компрессорных труб;

Р - внутреннее давление закачки жидкости по насосно-компрессорным трубам;

- изменение температуры по длине насосно-компрессорных

труб;

Ь - глубина установки пакера;

Б - площадь поперечного сечения стенки насосно-компрессорных труб;

g - погонный вес насосно-компрессорных труб;

а - коэффициент линейного расширения материала;

у - зенитный угол наклона ствола скважины;

Е - модуль упругости материала насосно-компрессорных труб.

При жесткой заделке системы «насосно-компрессионные трубы -пакер» суммарное осевое усилие определяется по формуле

=1б,| + |е2| + 1бз| + |8шуб4|, где 1 " усилия, определяемые изменениями температуры в

скважине

0_ 2 - усилие «поршневого эффекта» от избыточного давления закачки жидкости в пласт ()2 = (Рв-Рз)(3вэк,- $вшт), где Рв - давление во внутренней полости насосно-компрессорных труб;

Рз - давление в затрубном пространстве насосно-компрессорных труб;

Бвж - площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны;

5внкт - площадь внутреннего сечения насосно-компрессорных

труб;

(2э - усилие за счет радиальных деформаций колонны насосно-компрессорных труб в результате воздействия внутреннего давления

в2-1

где )х - коэффициент Пуансона;

в - отношение наружного диаметра к внутреннему диаметру насосно- компрессорных труб.

Величина возникает в результате изгиба колонны насосно-компреесорных труб. Рассмотрим напряженное состояние колонны насосно-компрессорных труб, спущенных с пакером в скважину (рис. 1).

Рис. 1. Схема колонны НКТ, спущенных с пакером Колонна насосно-компрессорных труб имеет вертикальный участок I, на котором колонна труб под действием массовых сил находится в растянутом состоянии, и радиальный участок II, на котором колонна насосно-компрессорных труб с учетом потери устойчивости подвержена изгибу. При приложении осевой нагрузки колонна насосно-компрессорных труб с учетом жесткости муфтовых соединений на радиальном участке перехода вертикального участка в горизонтальный может иметь n-полуволн неустойчивых состояний (рис.2).

Горизонтальный участок III (рис. 1) рассматривается в диапазоне изменения зенитного угла от 10° до 90°. На горизонтальном участке колонна насосно-компрессорных труб имеет осевое расположение в скважине за счет заделки на концевых участках (рис. 3). На горизонтальном участке длиной Ь колонна насосно-компрессорных труб ложится по муфтовым соединениям на нижнюю стенку скважины.

11 = 30 м, 1 = 45 м II = 40 м, 1 = 60 м

Рис.2. Колонна в скважине в неустойчивом состоянии 3-мя (а) и 4-мя (б) полуволнами

Рис. 3. Горизонтальный участок III.

Рассмотрим колонну насосно-компрессорных труб, как гибкое звено, т.к. горизонтальный участок имеет протяженность от десятков до нескольких сотен метров. Изогнутый участок характеризуется потерей устойчивости колонны насосно-компрессорных труб по второй полуволне, что вызывает полное прилегание колонны к стенкам скважины. В соответствии с моделями, изложенными В.И. Феодосьевым, уравнение упругой линии стержня на участке 0<х <£л имеет вид

Е1у" + Ру= Бх.

В этом случае колонна насосно-компрессорных труб соприкасается со стенками скважины только в одной точке после потери устойчивости и

о т

лишь при условии г > —-— J, где .)- момент инерции.

На практике участок 12 является достаточно большим, и на нем будет полное прилегание колонны насосно-компрессорных труб к стенкам скважины за счет массовых сил, что вызовет условия дальнейшей потери устойчивости колонны.

При любых значениях силы Р изогнутые участки колонны насосно-компрессорных труб от точки перегиба до соседней точки прилегания к стенке скважины имеют длину I: и описываются выражением, составленным для крайнего левого участка (рис. 3)

Д 2 Р

у—— (эш^х+Рх), где Р = -, А- максимальный

л К1

прогиб колонны.

Величина силы <2 4 будет равна

04 = ——, где момент сопротивления сечения.

Суммарное осевое усилие £ {.определяется по формуле

Е<2=|а|+и+\<2ъ\+Ип =+

2М{Рв-Рз)Б1<т

в2-1

(1)

Когда суммарное осевое усилие превосходит заякоревающую способность пакера, то пакер вместе с нижним концевым участком колонны насосно-компрессорных труб перемещается на величину ДЬ, а после прекращения процесса закачки жидкости возвращается в первоначальное положение. Основными факторами, которые способствуют условиям свободного перемещения вверх или вниз, являются изменения температуры, поршневой эффект, избыточное давление и эффект изгиба. Изменение температуры вызывает изменение длины колонны, определяемое по формуле

ДЬ^аЬДЦ,,

где а =12-10"6 Л- коэффициент линейного расширения материала

НКТ для стали.

Изменение давления в полости, образованной колонной насосно-компрессорных труб в обсадной колонне и пакером, вызывает изменение длины колонны с пакером, определяемое по формуле дь _(Pe-P3)(Se3K-SeHKm)L 2 ES

нкт

Перемещение, которое возникает в результате изменения давления в полости насосно-компрессорных труб, определяется по формуле

2MPe-P,)L Е («>-1)

Изменение длины колонны насосно-компрессорных труб, которое возникает в результате изгиба при возникновении неравновесного состояния колонны, определяется количеством «п» полуволн неустойчивого состояния

JAnL sin у

AL4=-^--

l?W

Общее изменение длины колонны насосно-компрессорных труб с пакером определяется по формуле

EAL= |AL,|+| AL2|+| AL3|+| AL4 siny j,

SAL =

12-10 í, Ai

(Pe-P3)(Se3K-SeHKm)L

ES„

2fi (Рв-Рз)Ь

-1

JA тйъ sin y

IfW

(2)

На основании вышеизложенного при закачке жидкости в пласт для повышения пластового давления, кислотной обработке, гидроразрыве пласта, цементировании скважины и других опрессовочных работ в скважине имеет место появление значительных по величине сжимающих или растягивающих усилий. Эти усилия, определяемые по формуле (1), вызывают значительное удлинение или

укорочение колонны насосно-компрессорных труб, определяемое по формуле (2). В результате возникает разгерметизация межтрубного пространства в скважине, а также скручивание и разрыв колонны насосно-компрессорных труб, что значительно снижает надежность и срок эксплуатации изолирующих и отсекающих устройств. С учетом вышеизложенного, при разработке гидравлического устройства типа ПНЭ для изоляции межтрубного пространства в нагнетательных скважинах нами была разработана новая конструкция уплотнительно-шлипсового узла.

В третьем разделе представлены разработанные нами принципиально новые устройства типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ, защищенные авторскими свидетельствами и патентами.

Пакер типа ПНЭ разработан для эксплуатационных скважин с условным диаметром обсадной колонны 140, 146, 168мм и предназначен для надежной изоляции межтрубного пространства при проведении различных подземных работ в период эксплуатации скважин. Это такие операции, как освоение скважин под нагнетание на рабочее давление до 20.0 МПа, защита эксплуатационной колонны при проведении операции по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) на рабочее давление до 50,0МПа, раздельная эксплуатация и закачка жидкости по пластам и др. На основании теоретических и экспериментальных исследований нами была предложена эффективная технология установки разработанного устройства типа ПНЭ, существенно повышающая надежность работы устройства и колонны насосно-компрессорных труб.

Вставной извлекаемый клапан-отсекатель типа ВИКО предназначен для использования в эксплуатационных скважинах с условным диаметром обсадной колонны 146 и 168 мм для эксплуатации, бурения и проведения различного рода ремонтных работ в скважине, в том числе при замене внутрискважинного и устьевого оборудования. Все вышеуказанные операции проводят с обязательным глушением скважины соляным или водным раствором. Клапан типа ВИКО позволяет проводить все вышеуказанные операции без глушения скважины. Кроме того, данный клапан имеет внутренний канал,

который позволяет обеспечить спуск колонны лифтовых труб для проведения различного рода ремонтных работ в пласте. Клапан ВИКО может поставляться в составе разработанного нами комплекса подземного оборудования, включающего устройство спуска, посадки и извлечения. Технологический регламент по эксплуатации добывающих скважин обязывает службы эксплуатации устанавливать клапан-отсекатель в боьшинстве добывающих скважин.

Съемная, извлекаемая пакер-пробка типа ППСМ, разработанная нами для использования в эксплуатационных скважинах с условным диаметром обсадной колонны 146 и 168 мм предназначена для изоляции зон перфорации при эксплуатации одновременно нескольких горизонтов, проведения различного рода подземных ремонтно-изоляционных работ. Устройство позволяет не только снимать ее после продолжительного периода эксплуатации в скважине, но и вторично устанавливать в скважину без подъема и переборки на поверхности.. Пакер-пробка имеет две модификации: с гидравлическим шлипсовым узлом, обеспечивающим работоспособность пробки при больших давлениях сверху и снизу в обсаженном стволе и с абразивным покрытием наружной поверхности уплотнительного элемента для установки в открытом стволе скважины с большим коэффициентом запакеровки.

Технологические схемы применения съемной пакер-пробки типа ППСМ включают:

- установку сьемной пакер-пробки в обсаженном стволе скважины на глубине 50 метров для проведения ремонтных работ и демонтажа противовыбросового оборудования с последующей опрессовкой устья скважины

- поинтервальную опрессовку эксплуатационной колонны с поиском мест негерметичности;

- проведение кислотных обработок;

- отключение из эксплуатации отдельных участков стволов в горизонтально-разветвленных скважинах;

- отсечение нижележащих пластов с проведением различного рода ремонтных работ на вышележащих горизонтах.

В результате созданный комплекс изолирующих и отсекающих устройств обеспечивает возможность:

- надежного спуска, установки, гарантированной работоспособности в течение среднего межремонтного периода эксплуатации нагнетательной скважины, съема и извлечения из скважины после длительного периода эксплуатации;

- исключение операции по глушению при проведении различного вида ремонтных работ, как на устье при опрессовке устья с установленным противовыбросовым оборудованием, так и во внутреннем канале скважины;

- уменьшение простоя скважин из-за исключения операций по кислотной обработке пласта и уменьшение потерь начального дебита скважины;

- исключение операции по установке и разбуриванию цементных мостов;

- расширение технологических возможностей служб капитального ремонта скважин в связи с возможностью многократно устанавливать устройство в скважине без подъема на поверхность;

- возможность проведения различных ремонтных работ в открытом стволе скважины.

В четвертом разделе представлены экспериментальные стендовые исследования и испытания устройств типа ПНЭ, ППСМ и ВИКО. Для экспериментальных исследований устройства Ягипа ПНЭ в условиях, максимально приближенных к условиям эксплуатации в нагнетательной скважине, нами была разработана стендовая установка с целью определения герметизирующих и заякоревающих параметров уплотнительно-шлипсового узла. Установка рассчитана на проведение исследований при гидравлическом давлении нагнетания в скважину до 50,0 МПа, эквивалентном давлению нагнетания жидкости в пласт и осевом усилии, имитирующем разгрузку веса колонны насосно-компрессорных труб до 300 кН на устройство. В процессе экспериментальных исследований была получена зависимость усилия на устройство от давления, подаваемого на запакеровку уплотнительного элемента. Экспериментальные данные позволяют

осуществлять выбор оптимальных условий работы уплотнительного элемента и шлипсов для обеспечения надежной герметизации межтрубного пространства и заякоревания колонны насосно -компрессорных труб устройством при максимальном давлении нагнетания жидкости в скважину. В результате экспериментов по определению продольных перемещений устройства в корпусе экспериментального стенда диаметром 130 мм от величины давления подаваемого под уплотнительный элемент была получена оптимальная величина давления запакеровки, гарантированно обеспечивающая герметизирующую и заякоревающую способности уплотнительно-шлипсового узла и повышающая надежность работы устройства в скважине. Была принята оптимальная технология установки устройства ПНЭ в скважине, которая включает начальную запакеровку устройства в скважине оптимальным давлением, что обеспечивает начальное заякоревание шлипсов в эксплуатационной колонне. Разгрузка веса колонны насосно-компрессорных труб создает осевое усилие на устройство для надежного заякоревания шлипсов, обеспечивающих жесткую фиксацию колонны насосно-компрессорных труб в эксплуатационной колонне. В дальнейшем окончательная запакеровка уплотнительного элемента в скважине создает надежную изоляцию межтрубья при максимальных давлениях закачки жидкости в пласт. На стенде также контролировалось изменение давления под уплотнительным элементом в зависимости от величины максимального давления закачки в пласт. Были получены величины параметров окончательной запакеровки, при которых уплотнительный элемент устройства не только не разрушается, но работает с достаточным коэффициентом запаса прочности.

На основании экспериментальных исследований была разработана технология по установке устройства типа ПНЭ в скважине и выпущено методическое руководство по применению данного устройства для изоляции межтрубного пространства в нагнетательных и эксплуатационных скважинах.

Кроме того, для экспериментальных исследований съемной пробки типа ППСМ и клапана отсекателя типа ВИКО была разработана

и изготовлена универсальная стендовая установка. Эта установка позволяла исследовать фрикционные, герметизирующие возможности уплотнительного элемента рукавного, манжетного типа в рабочем диапазоне давлений до 50.0МПа, а также исследовать удерживающую способность шлипсового узла. Помимо этого, установка обеспечивала проведение исследований отцепления устройства доставки и съема с пробки, распакеровку пробки после установки устройства доставки и вторичную. Исследования проводились на стенде с внутренним диаметром 150мм. Максимальное давление, подаваемое под уплотнительный элемент, как и рабочее давление, создаваемое на пробку сверху и снизу, составляло 20,0МПа. Экспериментальные исследования показали отсутствие перетоков жидкости по контактной зоне, образованной наружной поверхностью уплотнительного элемента и внутренней радиальной поверхностью стенда в зависимости от давления жидкости, подаваемой как сверху, так и снизу. Была также выявлена надежная заякоревающая способность шлипсового узла по удержанию пробки в обсаженном стволе от давления снизу и сверху, а также надежное заякоревание пробки в условиях подвески на нее колонны лифтовых труб с опрессовкой устьевого оборудования и гарантированная работоспособность подпружиненной

дифференциальной втулки при запакеровке и распакеровке уплотнительного элемента. Кроме того, была установлена работоспособность пружинного захвата в процессе стыковки и расстыковки устройства доставки и съема с пробкой, а также эффективность вторичного сцепления устройства доставки с пробкой, её перемещения и вторичной установки в стенде.

Уплотнительный элемент является узлом, работающим в условиях постоянно действующих перепадов давления, температур, воздействия скважинной среды, контактных поверхностных фрикционных сил и т.д. В связи с этим установка пробки ППСМ в открытом стволе потребовала проведения исследований работоспособности уплотнительного элемента на фрикционную работоспособность в зависимости от величин давления запакеровки и контактной зоны взаимодействия наружной поверхности

/плотнительного элемента со стенкой скважины. Была исследована "ерметизирующая и удерживающая способность уплотнительного шемента при условии покрытия наружной поверхности абразивным материалом с допустимыми размерами фракций и значений соэффициентов относительного сцепления. Экспериментальные исследования показали, что фрикционная способность уплотнительного элемента и давление запакеровки являются важными факторами, повышающими работоспособность устройства ППСМ в открытом стволе. При этом усилие, удерживающее пробку от перемещений вверх или вниз, находится в линейной зависимости от контактной площади абразивного покрытия уплотнительного элемента. В результате при гарантированных параметрах площади абразивного покрытия и давления под уплотнительным элементом можно проектировать пробку для работы в открытом стволе. Это позволит повысить надежность изоляции пластовых перетоков в открытом стволе большого диаметра в более широком диапазоне давлений.

Кроме того, на универсальной стендовой установке нами были проведены исследования клапана-отсекателя типа ВИКО. Были получены оптимальные величины давления, подаваемые на уплотнительный элемент для обеспечения гарантированной герметизирующей способности устройства как снизу, так и сверху в рабочем диапазоне давлений до 20,0МПа. Для обеспечения гарантированной заякоревающей способности клапана-отсекателя в эксплуатационной колонне нами были проведены исследования одноякорной и двуякорной конструкции клапана-отсекателя в рабочем диапазоне давлений до 20.0МПа. По результатам исследований была разработана оптимальная конструкция клапана-отсекателя, а также технология и оборудование для его спуска и надежной установки в эксплуатационной скважине. На стендовой установке были проведены исследования съемного гидравлического механизма управления клапаном-отсекателем, устанавливаемого во внутреннем канале клапана. Исследования показали надежную работу съемного гидравлического механизма управления в течение 50 циклов открытия - закрытия клапана - отсекателя в рабочем диапазоне давлений 1 .ОМПа - 2.0МПа.

В пятом разделе анализируются результаты промышленных испытаний разработанных нами устройств. Пакер ПНЭ был

разработан для буровых предприятий Западной Сибири и изготовлен на Опытном заводе ВНИИБТ ( г.Котово) в габаритах 146 и 168. Устройства прошли заводские приемочные испытания и были рекомендованы к проведению промысловых приемочных испытаний на месторождениях Среднего Приобья в производственных объединениях ПО «Нижневартовскнефтегаз» и ПО «Юганскнефтегаз». Общий объем изготовленных пакеров составил более 40 штук. С нашим участием было спущено и установлено 12 устройств типа ПНЭ в НГДУ «Самотлорнефть» ПО «Нижневартовснефтегаз». При предварительных промысловых испытаниях первой партии устройств типа ПНЭ нами отрабатывалась технология спуска и установки устройства в соответствии с разработанными техническим описанием, инструкцией по эксплуатации и методическим руководством по применению.

Результаты испытаний опытной партии пакеров ПНЭ-146, ПНЭ-168 и ПНЭ-146А показали успешность спуска устройств типа ПНЭ к месту установки, где наблюдалось зависание колонны насосно-компрессорных труб с механическим пакером в связи с сужением обсадной колонны. На Южно-Сургутском месторождении объединения «Юганскнефтегаз» в скважине 588/436 и на Локосовском месторождении объединения «Лангепаснефтегаз» в скважине 347/146 по рекомендациям служб УПНП и КРС были успешно осуществлены допуск и посадка устройства ПНЭ в заданном интервале скважин. Все спущенные устройства типа ПНЭ были успешно установлены в 12 скважинах с гарантированной разгрузкой веса колонны насосно-компрессорных труб на пакер. Акты испытаний приведены в Приложениях 1-11 диссертации.

В Котовском филиале ООО «ВНИИБТ - Буровой инструмент» были проведены стендовые экспериментальные испытания устройства ППСМ. На Федеральном Государственном Унитарном Предприятии «Стрела» были проведены стендовые экспериментальные исследования устройства ВИКО. Для промышленного производства устройства ВИКО техническая документация на передана на «Воронежский механический

завод» филиал Федерального государственного унитарного предприятия «Государственный космический научно- производственный центр им М.В. Хруничева»

В Заключении приведен расчет экономической эффективности от применения устройства типа ПНЭ, а также потребность нефтегазовой отрасли в устройствах ВИКО, ППСМ. Как показал маркетинговый анализ, годовая потребность нефтегазовой отрасли в устройствах типа ВИКО составляет более 1000 шт. Потребность в устройствах типа ППСМ составляет 300 штук в год.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе анализа и обобщения факторов, наиболее значительно влияющих на появление негерметичности в эксплуатационных и нагнетательных скважинах на месторождениях Западной Сибири с учетом влияния силовых, температурных, временных факторов и условий эксплуатации, разработаны рекомендации по повышению качества герметизации межколонного пространства в нагнетательных скважинах.

2. Разработана и исследована математическая модель системы "колонна насосно-компрессорных труб - пакер", позволившая рассчитать влияние температуры, давления, поршневого эффекта и эффекта изгиба колонны труб на обеспечение пакером надежной герметичности межгрубного пространства в газовой и нефтяной средах при длительном режиме эксплуатации глубоких наклонных скважин.

3. Экспериментальные исследования, проведенные на разработанной и изготовленной стендовой установке, обеспечили возможность получения оптимальных величин давлений запакеровки, повышающих эффективность изоляции межтрубного пространства в рабочем диапазоне давлений до 50,0 МПа.

4. Экспериментально установлена удерживающая способность нижнего шлипсового узла устройства ПНЭ в зависимости от начального давления пакеровки и разгрузки колонны насосно-компрессорных труб

на пакер и работоспособность верхних и нижних шлипсовых устройств съемной пакер-пробки при условии подвески на неё колонны насосно-компрессорных труб с обеспечением опрессовки устья скважины, а также работоспособность шлипсовых узлов отсекающего устройства типа ВИКО, установленного во внутреннем канале обсадной колонны в рабочем диапазоне давлений до 50,0МПа.

5.Определена степень влияния на работоспособность уплотнительного элемента рукавного типа площади покрытия абразивным материалом уплотнительного элемента и коэффициентов относительного сцепления в зависимости от физико-механических свойств различных материалов, контактирующих с уплотнительным материалом.

6. Разработаны защищенные патентами 3 новые изолирующие, отсекающие устройства, устанавливаемые в нагнетательных скважинах для проведении ремонтных работ в скважине без глушения, а также расширения технологических возможностей служб капитального ремонта скважин.

7. Успешно проведены приемочные промысловые испытания опытных образцов разработанных пакеров типа ПНЭ для защиты эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах на рабочее давление до20,0МПа на Самотлорском месторождении.

8. Экономический эффект (в ценах 2007г.) от применения

- клапана-отсекателя типа ВИКО составил 1,5 млн. руб.;

съемной пакер-пробки типа ППСМ составил около 0,75 млн. руб.;

- пакера типа ПНЭ составил 0,42 млн. руб.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1.Цыбин A.A., Янкулев С.С., Савинов A.B. Исследование работы уплотнительного узла гидравлических пакеров // Нефтегазовая геология, геофизика и бурение.- 1985,- № 3 .-М.: ВНИИОЭНГ,- С. 51-54

2. Цыбин A.A., Савинов A.B. Гидравлический пакер для надежной изоляции межтрубного пространства // Нефтяное хозяйство.-1989.-№12.-С. 68.

3. Цыбин A.A., Савинов A.B., Торопынин В.В. Пакеры для надежной изоляции межтрубного пространства в нагнетательных и эксплуатационных скважинах // НТЖ «Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море».- 1994.-№1.-С. 25-27.

4. Петрушин В.И., Савинов A.B., Баланев А.Н. Новое противовыбросовое оборудование // Металл, оборудование, инструмент.- Москва: «Икар», июнь 2003, С.22-23.

5. Оганов Г.С., Савинов A.B. Пути повышения эффективности использования изолирующих и отсекающих устройств в наклонных нагнетательных скважинах // Вестник Ассоциации буровых подрядчиков,- 2009.- №4,- С. 18-21

6. A.C. 1213175 СССР, Кл. Е21В 33/12. Пакер гидравлический / Цыбин А.А, Савинов A.B. и др. (СССР); заявл.14.03.84; опубл.23.02.86. БИ № 7.-5с.

7. A.C.1366632 СССР, М.Кл.Е21ВЗЗ/00. Способ опрессовки обсадной колонны поинтервальным пакером/ Цыбин A.A., Матвеев Ю.М., Никитин С.М., Торопынин В.В., Савинов A.B. (СССР).-заявл. 14.07.76; опубл. 15.01.88. БИ№2-5с.

8. A.C. 1395804 СССР, М. Кл. Е21В 33/12. Устройство для установки моста в скважине / Цыбин A.A., Никитин С.М., Савинов A.B., Матвеев Ю.М. (СССР).-заявл.07.04.86; опубл. 15.05.88. БИ№ 18,- 6с.

9. A.C. 1398505 СССР, М. Кл. Е21В 33/12. Гидравлический пакер / Цыбин A.A., Савинов A.B., Торопынин В.В., Галустянц В.А. (СССР).-заявл.08.09.86; опубл.22.01.88.- БИ № 3.- 5с.

10. A.C. 1416666 СССР, М. Кл. Е21В 33/12. Гидравлический

пакер / Цыбин A.A., Янкулев С.С., Гайворонский A.A., Торопынин В.В., Савинов A.B. (СССР).- заявл.04.02. 85; опубл.15.0888,- БИ № 30.-Зс..

11. A.C. 1574793 СССР М. Кл. Е21В 33/12. Пакер гидравлический / Цыбин A.A., Савинов A.B., Торопынин B.B. (СССР).-заявл.21.12. 87; опубл.30.06. 90,-БИ № 24.-4с.

12. A.C. 1656116 СССР М. Кл. Е21В 33/12. Гидравлический пакер / Цыбин A.A., Савинов A.B. и др. (СССР).- заявл. 14.07. 88; опубл.15.06.91,- БИ № 22.-4с.

13. Патент № 2313654 РФ М.Кл. Е21ВЗЗ/12. Устройство для предотвращения накопления шлама в ответвлениях скважины (авт. Савинов A.B., Петрушин В.И.- заявл. 16.09.2004; опубл.27.12.2007,-Бюл.№36,- 12с.

ФЛЦ №Д-537052 от 22.11,2004г.

Подписано в печать 01.03.2009. Формат 21x29,7 Набор компьютерный. Гарнитура Times New Roman Тираж 100 экз. Заказ №1

ЗАО «КУРОРТПРОЕКТ» 115114 Москва, ул. Кожевническая д. 10, стр.1

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Савинов, Александр Васильевич

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЗОР И АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА

СКВАЖИН, ИЗОЛИРУЮЩИХ И ОТСЕКАЮЩИХ УСТРОЙСТВ НА

ПРИМЕРЕ МЕСТОРОЖДЕНИИ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ

1.1. Основные показатели работы фонда нагнетательных скважин Среднего Приобья.

1.2. Основные факторы, влияющие на работоспособность общего фонда нагнетательных скважин.

1.3. Характеристика фонда нагнетательных скважин, ликвидированных по причине нарушения обсадной колонны.

1.4. Основные типы внутриколонных изолирующих и отсекающих устройств, применяемые для изоляции зон в скважинах и их назначение.

1.5. Зарубежные внутриколонные изолирующие и отсекающие устройства.

1.6. Задача и цель работы.

2. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ВНУТРИКОЛОННЫХ ИЗОЛИРУЮЩИХ И ОТСЕКАЮЩИХ УСТРОЙСТВ

2.1. Теоретические исследования несущей способности системы "Насосно-компрессорные трубы - пакер" с учетом влияния различных физических факторов, возникающих в наклонных глубоких скважинах.

3. РАЗРАБОТКА УСТРОЙСТВ ПНЭ, ППСМ, ВИКО И ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ СХЕМЫ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ

3.1. Пакерующее устройство ПНЭ для изоляции разобщенных зон в на клонных скважинах.

3.2. Внутриколонный извлекаемый клапан - отсекатель ВИКО для эксплуатации и ремонта скважин.

3.3. Внутриколонная, съемная, извлекаемая, пакер-пробка типа ППСМ для ремонта скважин.

3.4. Технологические схемы применения внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств ПНЭ, ВИКО, ППСМ на месторождениях Среднего Приобья.

4. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ СТЕНДОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ИЗОЛИРУЮЩИХ И ОТСЕКАЮЩИХ УСТРОЙСТВ

4.1. Экспериментальные исследования по определению герметизирующей и заякоревающей способности устройств типа ПНЭ.

4.2. Экспериментальные исследования по определению герметизирующей и заякоревающей способности устройств типа ППСМ, ВИКО.

4.3. Экспериментальные исследования фрикционной работоспособности уплотнительного элемента пакер-пробки ППСМ.

5. ОРГАНИЗАЦИЯ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА И ВНЕДРЕНИЕ НА ПРОМЫСЛАХ ИЗОЛИРУЮЩИХ И ОТСЕКАЮЩИХ УСТРОЙСТВ ТИПА ПНЭ, ППСМ, ВИКО

5.1. Промышленное производство пакеруюищх устройств типа ПНЭ.

5.2. Внедрение пакерующих устройств типа ПНЭ на промыслах Среднего Приобья.

5.3. Организация промышленного производства устройств типа

ППСМ, ВИКО.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Методы повышения надежности изоляции разобщаемых зон в наклонно-направленных скважинах"

Актуальность темы.

Обвальное сокращение добычи нефти, особенно в регионах Среднего Приобья - это реальность, с которой надо считаться в настоящее время. Длительный и чисто коммерческий период разработок данных месторождений закончился. Сегодня целесообразно внедрение новых технологий и новой техники особенно для Самотлорского месторождения, где обводненность эксплуатационных скважин составляет более 90 %.

Важность этой задачи особенно актуальна при решении вопросов, связанных с обеспечением надежной изоляции разобщаемых зон с наименьшими затратами средств при проведении ремонтно-изоляционных работ в период заканчивания и эксплуатации наклонных скважин на сложно построенных месторождениях Среднего Приобья, а также при проведении подземных работ (освоение нагнетательных скважин под закачку воды, обработка призабойной зоны и т.д.).

Проведенный анализ динамики ремонтно-изоляционных работ в скважинах указанного региона показал объективную закономерность увеличения числа ремонтно-изоляционных работ в связи с общим увеличением фонда наклонных эксплуатационных и нагнетательных скважин, старением этого фонда, отсутствием в отрасли надежных пакерующих устройств, обеспечивающих изоляцию разобщаемых зон в обсадных колоннах при эксплуатации этих скважин, отсутствие надежных внутриколонных отсекающих устройств, обеспечивающих отсечение пластового флюида при проведении устьевых и внутрискважинных работ без глушения скважин, т.к. глушение скважин приводит к длительному выводу скважины из эксплуатации, а также снижению начальных дебитов скважины, а также отсутствие внутриколонных отсекающих устройств с возможностью обеспечения свободного внутреннего проходного канала для проведения ремонтных работ в зоне продуктивного пласта и обеспечения пропуска геофизических приборов. Применение съемной пакер-пробки позволяет избежать установки цементных мостов, повысить надежность ремонтных работ в скважине в период замены устьевого противовыбросового оборудования (ПВО) на устье. Цель работы

В настоящее время на месторождениях Среднего Приобья применяют внутриколонные пакерующие устройства типа: ПВМ, ПВ-ЯГМ (Б-76), ПРК, 1Щ-ЯГ, ПРО-ЯМОЗ, ПРО-ЯДЖ-О, ПРО-ЯДЖ, П-ЯДЖ, П-ЯМГ, ГТ-ЯМО, а также внутриколонные отсекающие устройства ИРТ.500.102 и др. Основные недостатки всех вышеуказанных внутриколонных устройств, проанализированные в результате их использования в наклонных глубоких скважинах на месторождениях Среднего Приобья, заключаются в следующем:

- успешность спуска составляет не более 80%;

- успешность установки изолирующих, отсекающих устройств составляет не более 75%;

- после 2-3 лет эксплуатации скважины, в который установлены изолирующие, отсекающие устройства, съем и извлечение последних из скважины сопряжено со значительными осложнениями в виде прихвата колонны насосно-компрессорных труб;

- отсутствие съемных, извлекаемых пакер-пробок;

- необходимость разбуривания пакер-пробок после проведения технологических операций;

- низкая надежность работы внутриколонных отсекающих устройств;

-невозможность обеспечения свободного внутреннего проходного канала отсекающего устройства, для прохода колонны лифтовых труб при проведении различного рода ремонтных работ, а также допуска геофизических приборов;

На основании теоретических и экспериментальных исследований перед нами стояла задача провести научно-исследовательскую работу и разработать: гидравлические изолирующие, отсекающие устройства, предназначенные для надежной изоляции и разобщения пластов при проведении различных подземных и ремонтно-изоляционных работ в период заканчивания и эксплуатации нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также внутриколонные отсекающие устройства для проведения ремонтных работ без глушения скважин.

Основные задачи исследования

Для достижения поставленной цели необходимо было решать следующие задачи:

- провести анализ состояния работы нагнетательного фонда скважин на месторождениях Среднего Приобья;

-обобщить отечественный и зарубежный опыт по созданию внутри-колонных изолирующих, отсекающих устройств;

- теоретически и экспериментально исследовать возможности повышения работоспособности внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ППСМ, ВИКО с учетом влияния физико-механических параметров скважины, колонны насосно-компрессорных труб и технологических условий эксплуатации скважины;

- предложить защищенные патентами, рациональные конструкции внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств и технологии их применения на месторождениях Среднего Приобья;

- разработать научно-техническую конструкторскую документацию, провести стендовые, промысловые приемочные испытания и внедрить на промыслах внутриколонные устройства типа ПНЭ, ППСМ, ВИКО,

Методы решения поставленных задач

Поставленные задачи решались нами на основании изучения теоретического материала, научно-исследовательских работ по разработке изолирующих, отсекающих устройств, а также стендовых экспериментальных работ. На основании выше указанного были проведены:

- теоретические исследования по определению напряженно-деформированного состояния системы "насосно-компрессорные трубы - пакер" в условиях воздействия множества факторов, возникающих в скважине и влияющих на работоспособность и функционирование системы в глубоких наклонных скважинах;

- расчеты поверхностных и массовых сил, возникающих в системе "насосно-компрессорные трубы - пакер", влияющих на обеспечение работоспособности изолирующих устройств в глубоких наклонных скважинах;

- на основании теоретических исследований были изготовлены экспериментальные стендовые установки для исследований работоспособности и функционирования внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ПГТСМ, на гарантийный период эксплуатации в скважине;

- на основании и экспериментальных исследований фрикционной работоспособности уплотнительного элемента съемной пакер-пробки ППСМ были определены факторы, положенные в основу проектирования пакер-пробки для работы в открытом стволе;

-новые научно-технические решения, защищенные патентами, были положены за основу при проектировании внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ для эксплуатации в наклонных глубоких скважинах. Научная новизна

Научная новизна данной работы заключается в следующем:

- проведены патентные исследования по отечественному и зарубежному фонду изобретений для определения патентной чистоты вновь разрабатываемых изделий;

- сформулированы общие цели и направления исследования повышения надежности, работоспособности внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств для изоляции и отсечения разобщаемых зон на основании анализа применения отечественных и зарубежных внутриколонных устройств ;

- теоретически исследована методика напряженного состояния системы « колонна насосно-компрессорных труб-пакер в глубоких наклонных скважинах с учетом влияния давления, температуры, изгиба, поршневого эффекта, потери устойчивости колонны насосно-компрессорных труб;

- теоретически рассчитаны и изготовлены экспериментальные стендовые установки, с целью исследования работоспособности взаимодействия всех элементов изолирующих, отсекающих устройств с учетом влияния различных физических условий функционирования скважины;

- на основании теоретических выводов экспериментально исследована фрикционная работоспособность уплотнительных элементов изолирующих, отсекающих устройств, устанавливаемых в скважине, с учетом влияния множества взаимосвязанных факторов;

- экспериментально проверены теоретические выкладки работоспособности изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ на заякоревание и обеспечения герметизирующей возможности уплотнительных элементов;

- на базе теоретических и экспериментальных исследований были спроектированы и изготовлены опытные образцы внутриколонных изолирующих, отсекающих устройств типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ для надежной изоляции разобщаемых зон при эксплуатации и проведении различных устьевых и подземных ремонтных работ в скважине.

Практическая значимость Разработанные внутриколонные изолирующие, отсекающие устройства типа ПНЭ, ВИКО, ППСМ, защищенные патентами РФ позволяют:

- поднять успешность спуска, установки, работоспособности пакерующих устройств типа ПНЭ в глубоких наклонных скважинах;

- устанавливать съемную пакер-пробку типа ППСМ взамен цементных мостов, проводить опрессовку устья скважины и установленного на устье противовыбросового оборудования, нужное количество раз переустанавливать пакер-пробку в скважине без подъема на поверхность, что расширит технологический объем ремонтно-изоляционных работ в скважине ;

- при установке клапана-отсекателя типа ВИКО, в эксплуатационной скважине, проводить ремонтные работы на устье при замене противовыбросового оборудования и ремонтно- изоляционные работы внутри скважины без глушения т. к, в процессе глушения скважина выводится на длительный период из эксплуатации, а последующий ввод скважины в эксплуатацию не всегда приводит к начальным дебитам.

Общая потребность нефтегазовой отрасли в изолирующих, отсекающих устройствах составляет: -в пакерах типа ПНЭ - 100 шт.;

- в пакер-пробках типа ППСМ -300 шт.;

- в клапанах отсекателях типа ВИКО до 90% эксплуатируемых скважин.

Реализация работы в промышленности

В 1987 году по договору с Главтюменнефтегазом была начата разработка гидравлического пакерующего устройства типа ПНЭ для повышения надежности изоляции разобщаемых зон в обсадных колоннах.

В 1988 году закончена разработка конструкторской документации на экспериментальный образец пакера типа ПНЭ на типоразмерный ряд для колонн диаметром 140, 146, 168 мм. Данная документация была передана на Опытный завод ВНИИБТ. В течение 1988-1989 годов были изготовлены экспериментальные образцы пакеров ПНЭ-146, ПНЭ-146А, ПНЭ-168. По результатам стендовых испытаний (см. Приложения № 1, 2, 3, 4, 5) пакеры были рекомендованы для проведения промысловых испытаний на месторождениях Среднего Приобья. В течение 1989-1990 годов в НГДУ "Самот-лорнефть" службами Самотлорского УПНП и КРС были установлены экспериментальные и опытные образцы пакеров типа ПНЭ-146, ПНЭ-168 в нагнетательных скважинах (см. Приложения № 8, 9, 10).

В 1990 году по результатам промысловых испытаний была проведена корректировка конструкторской документации на серийный образец пакера типа ПНЭ и передана на серийный завод отрасли ОАО "Карпатнеф-темаш" Ивано-Франковской области. Акт и протокол приемки конструкторской документации (см. Приложение № 6). В августе 1990 года были проведены ведомственные приемочные испытания партии гидравлических ПНЭ в скважинах обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 140, 146, 168 мм. Акт приемки опытной партии пакеров, подписан и.о. Начальника Главтюменнефтегаза А.А.Тюкаловым, протокол (см. Приложение № 11). В период с 1989-1992 год на Самотлорском месторождении ПО "Нижневартовскнефтегаз" было внедрено более 25 пакеров ПНЭ-146, ПНЭ-168, показавших безотказность и надежность при установке и при последующем подъеме их из скважин. Съемная пакер-пробка типа ППСМ -146 была изготовлена и прошла стендовые заводские испытания на Опытном заводе ВНИИБТ г. Котово (см. приложение 12). Вставной извлекаемый клапан отсекатель типа ВИКО прошел стендовые заводские испытания на ФГУП « Стрела» г. Оренбург, для дальнейших исследований устройства типа ВИКО документация передана на « Воронежский механический завод» филиал ФГУП «ГКНПЦ им М.В. Хруничева» Апробация работы

Основные положения работы докладывались на коллоквиумах Лаборатории специальной техники и технологии ремонта скважин , техническом совете Управления повышения нефтеотдачи пластов и капитального ремонта скважин УПНП и КРС объединения « Юганскнефтегаз», «Нижневартовскнефтегаз», и « Лангепаснефтегаз», на научно-техническом совещании «Воронежский механический завод» филиал ФГУП «ГКНПЦ им. М.В. Хруничева». На Ученом совете ОАО НПО «Буровая техника - ВНИИБТ»

Публикации по работе

По теме диссертации опубликовано 13 печатных работ, в т.ч. 2 работы в журналах, рекомендованных-ВАК.

Структура и объем диссертации

Диссертация состоит из введения, пяти разделов, выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 124 наименований и 12 приложений. Диссертация изложена на 148 страницах, содержит 26 рисунков, 11 таблиц

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Савинов, Александр Васильевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. Проведен анализ и обобщен отечественный и зарубежный опыт по созданию, разработке и внедрению отсекающих, изолирующих внутриколонных устройств с учетом влияния конструктивных, технологических и эксплуатационных условий в различных нефтегазодобывающих предприятиях на месторождениях Среднего Приобья.

2. Исследовано состояние рабочего фонда эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождениях Западной Сибири. Обобщены факторы, наиболее значительно влияющие на появление негерметичности в эксплуатационных и нагнетательных скважинах с учетом влияния силовых, температурных, временных факторов и условий эксплуатации с рекомендациями повышения качества строительства скважин, грамотного режима эксплуатации, своевременных ремонтно-профилактических мероприятий и контроля за режимом работы скважины.

2. Теоретически исследована и представлена математическая зависимость работы системы "колонна насосно-компрессорных труб - пакер" с учетом влияния множества взаимосвязанных параметров, таких как температура, давление, поршневой эффект, эффект изгиба, влияющих на обеспечение пакером надежной герметичности межтрубного пространства независимо от того газовая это или нефтяная среда при длительном режиме эксплуатации в глубоких наклонных скважинах.

3. Разработана и изготовлена экспериментальная стендовая установка для проведения исследований работоспособности ч уплотнительных элементов по изоляции межтрубного пространства, устанавливаемых в изолирующих, отсекающих устройствах в рабочем диапазоне давлений от 20,0 МПа до 50,0 МПа. Проведены стендовые исследования заякоревающей способности нижнего шлипсового узла пакера ПНЭ в зависимости от начального давления запакеровки и разгрузки колонны насосно-компрессорных труб на пакер, работоспособности верхних и нижних якорей съемной пакер-пробки ППСМ при условии подвески на неё колонны насосно-компрессорных труб с обеспечением опрессовки устья скважины, а также исследована работоспособность шлипсовых узлов отсекающего устройства типа ВИКО, установленного во внутреннем канале обсадной колонны.

4. Проведены стендовые исследования работоспособности уплотнительного элемента рукавного типа с учетом влияния различных внутрискважинных факторов, влияющих на фрикционные характеристики пакер-пробки ППСМ в скважине с учетом площади покрытия абразивным материалом уплотнительного элемента, коэффициентов относительного сцепления с учетом влияния физико-механических свойств различных материалов.

5. Разработана технологическая схема установки пакера типа ПНЭ, спускаемого и устанавливаемого на насосно-компрессорных трубах во внутреннем канале обсадной колонны, с обеспечением защиты колонны от высокого давления в процессе закачки жидкости в пласт с гарантированным обеспечением среднего межремонтного периода эксплуатации пакера в скважине.

6. На основе теоретических и экспериментальных исследований была разработана научно-техническая документация на пакер типа ПНЭ для защиты эксплуатационной колонны при закачке жидкости по насосно-компрессорным трубам в пласт, внутриколонную съемную, извлекаемую пакер-пробку многоразового применения типа ППСМ на рабочее давление 20 МПа, действующее как сверху так и снизу, разработана научно-техническая документация на вставной извлекаемый клапан-отсекатель типа ВИКО, устанавливаемый во внутреннем канале обсадной колонны с обеспечением отсечения перетока пластового флюида из пласта при проведении различного рода ремонтных работ.

7. На Опытном заводе ВНИИБТ «Буровая техника» были изготовлены и прошли приемочные заводские испытания опытные образцы пакеров для защиты эксплуатационной колонны в нагнетательных скважинах типа ПНЭ-146, ПНЭ-168 на рабочее давление 20,0МПа, а также ПНЭ-146А, ПНЭ-168А с высокопрочным уплотнительным элементом на рабочее давление 50,0 МПа. В дальнейшем данные пакера прошли приемочные промысловые испытания на Самотлорском УПНП и КРС г.Нижневартовска с рекомендацией передачи документации на серийный завод «Карпатнефтемаш» г.Калуш Ивано-Франковской области.

8.На Опытном заводе ВНИИБТ «Буровая техника» были изготовлены и прошли заводские испытания опытные образцы сьемной извлекаемой пакер-пробки типа ППСМ-168. По результатам испытаний пакер-пробка была рекомендована к проведению приемочных промысловых испытаний на базе ООО «Мострансгаз» филиала Управления капитального ремонта скважин и специальных работ г. Щелково.

9.Разработанная научно-техническая документация на размерный ряд вставных, извлекаемых клапанов - отсекателей типа ВИКО-146,ВИКО-168, предназначенных для установки в эксплуатационной скважине для проведения различного рода ремонтных работ без глушения скважины, передана на предприятие изготовитель ФГУП «Стрела» г.Оренбург.

10. Экономический эффект от применения гидравлических пакеров типа ПНЭ, предназначенных для защиты эксплуатационной колонны от гидравлического воздействия, составляет на одну скважину 304300 руб., экономический эффект от применения клапана - отсекателя ВИКО составляет экономию потери 25% начального дебита нефти в эксплуатационной скважине после каждой операции по глушению скважины соляным раствором, которую необходимо проводить перед началом проведения ремонтных работ в скважине, экономический эффект от применения съемной пакер-пробки ППСМ только при одной операции по опрессовке устья скважины и опрессовке установленного на устье противовыбросового оборудования уменьшает простой эксплуатационной скважины до 5-10дней.

11. По результатам рекламной работы потребность нефтегазовой отрасли в разработанных нами изолирующих, отсекающих устройствах на месторождениях Среднего Приобья составляет:

- в пакерах типа ПНЭ для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления 1000 шт. в год;

- в клапанах - отсекателях типа ВИКО, устанавливаемых в эксплуатационных скважинах для проведения ремонтных работ без глушения скважины, до 90% эксплуатируемых скважин;

- в съемной, извлекаемой пакер-пробке типа ППСМ для проведения различного рода ремонтных работ в скважине - 300 шт. в год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

РАСЧЕТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ОТ ВНЕДРЕНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО ПАКЕРУЮЩЕГО УСТРОЙСТВА ТИПА ПНЭ, НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СРЕДНЕГО ПРИОБЬЯ

Пакерующее устройство типа ПНЭ предназначено для надежной изоляции межтрубного пространства при проведении различных подземных работ в период заканчивания и эксплуатации скважин в течение среднего межремонтного периода эксплуатации.

Пакерующее устройство типа ПНЭ предлагается использовать на месторождениях Среднего Приобья при освоении скважин под нагнетание воды с последующей закачкой при давлениях до 20,0 МПа, а также для защиты эксплуатационной колонны от воздействия высокого гидравлического давления до 50,0 МПа при проведении операции по гидроразрыву пласта.

Эксплуатация нагнетательных скважин без пакерующих устройств, предназначенных для изоляции эксплуатационных колонн от гидравлических воздействий в процессе закачки воды, способствует разгерметизации эксплуатационных колонн и, как следствие, снижает эффективность закачки воды в заданные продуктивные пласты, увеличивая затраты на дополнительную закачку значительных объемов воды в скважины через интервалы нарушений в обсадных колоннах.

Кроме того, восстановление герметичности эксплуатационных колонн в нагнетательных скважинах требует также дополнительных затрат на ремонт скважин, а в ряде скважин, где нарушение колонн произошло со смещением ствола обсадной колонны, не удается восстановить герметичность колонн, и скважина подлежит ликвидации.

Ввиду отсутствия методики расчета экономической эффективности от использования пакера для защиты эксплуатационной колонны от гидродинамического воздействия в нагнетательных скважинах, нами принят метод расчета экономической эффективности от внедрения пакерующего устройства типа ПНЭ, который определяется по исключению затраты средств на дополнительную закачку воды в скважины с негерметичными эксплуатационными колоннами при эксплуатации нагнетательных скважин, , где были установлены экспериментальные и опытные образцы гидравлического пакерующего устройства типа ПНЭ (в данной методике расчета мы не учитывали дополнительные затраты на ремонт скважин в результате появления нарушения эксплуатационных колонн от гидравлического воздействия).

Расчет экономического эффекта производится по формуле

Э = С!-С2 где С] - дополнительные затраты средств от непроизвольной закачки воды в скважине с негерметичными колоннами, руб.;

С2 - удельная стоимость пакерующего устройства типа ПНЭ, отнесенная к одному году его использования в скважине, руб.

Исходные данные для расчета экономической эффективности от использования пакерующего устройства типа ПНЭ приведены в таблице 5.1

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Савинов, Александр Васильевич, Москва

1. Аветисов А.Г., Кошелев А.Т., Крылов В.И. Ремонтно-изоляцион-ные работы при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1981 г., с. 107.

2. Александров Б.Л. Аномально высокие пластовые давления в нефтегазоносных бассейнах. М.: Недра, 1987 г., с. 187.

3. Александров В.М., Ромалис Б.Л. Контактные задачи в машиностроении. М.: Машиностроение, 1986 г., с. 73.

4. Андреев А.В. Критерий прочности для зон концентраций напряжений. М.: Машиностроение, 1985 г., с. 83.

5. Антипов В.И. Деформация обсадных колонн под действием неравномерного давления. М.: 1992 г., с. 145.

6. Аврушенко А.В. Резиновые уплотнители. Ленинградское отделение издательство Химия, 1978 г., с. 76.

7. Амиров А.Д., Карапетов К.А., Лемберанский Д.Ф., Яшин А.С., Джафаров А.А. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1979 г., с. 146.

8. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987 г., с. 63.

9. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 2-х т. Т. 2. М.: Недра, 1985 г., с. 107.

10. Балицкий Г.В. Взаимодействие колонны с забоем скважины. М.: Недра, 1975 г., с. 160.

11. Блажевич В.А., Уматбаев З.Г. Справочник мастера по капитальному ремонту скважин. М.: Недра, 1985 г., с. 156.

12. Биргер И.А., Шорр Б.Ф., Иосилевич Г.Б. Расчет на прочность деталей машин. Справочник. М.: Машиностроение, 1979 г., с. 313.

13. Васильев П.С., Голиков А.Д., Горохов Н.С., Кривоносов И.В. Технология поинтервального гидравлического разрыва пластов. М.:.Недра, 1983 г., с. 60.

14. Варламов П.С. Испытатели пластов многоциклового действия. М.: Недра, 1982 г., с. 57.

15. Владимиров К.В. Крепление скважин тонкостенными обсадными трубами. М.: Недра, 1974 г., с. 56.

16. Гаевых Д.Т., Буренин В.В., Гаевых В.Д. Современные и перспективные конструкции уплотнений неподвижных соединений в нефтегазовом оборудовании. М.: 1972 г., с. 59.

17. Ганелина С.А. Резинометаллические детали гидравлических забойных двигателей. М.: Недра, 1981 г., с. 75.

18. Гайворонский А.А., Цыбин А.А. Крепление скважин и разобщение пластов. М.: Недра, 1981 г., с. 145.

19. Голубев А.И., Кондаков JI.A. Уплотнения и уплотнительная техника. М.: Недра, 1986 г., Недра, 1986 г., с. 73.

20. Гофман О., Закс Г. Введение в теорию пластичности для инженеров. Перевод с английского Смирнова А.И. под редакцией Григолюка М.С. М.: Машгиз, 1957 г., с 147.

21. Грайфер В.И., Шумилов В.А., Каменев В.Н. Организация и технология капитального ремонта скважин. М.: Недра, 1979 г., с. 63.

22. Губкин С.И. Пластическая деформация металлов в 3-х т. М.: Металлургия, 1961 г., т. 1., с. 126.

23. Гусев В.И., Константинов С.В. Техника и технология проведения гидравлического разрыва пластов за рубежом. М.: Недра, 1985 г., с. 45.

24. Дегтярев В.П. Деформация и разрушение в высоконапряженных конструкциях. М.: Машиностроение, 1987 г., с. 53.

25. Битов В.М., Зазовский А.Ф. Гидродинамика процессов повышения нефтеотдачи. М.: Недра, 1989 г., с. 161.

26. Еременко Т.Е. Крепление нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1965 г., с. 143.

27. Есьмин Б.И., Дедусенко Г.Я., Яшиникова Е.А. Влияние температуры на процесс бурения глубоких скважин. М.: Гостоптехиздат, 1962 г., с. 66.

28. Захарчук З.И., Масич В.И. Пакеры и якори. М.: Гостоптехиздат, 1961 г., 69.

29. Желтов Ю.Г. Разработка нефтяных месторождений. М.: Недра, 1986 г., с. 147.

30. Измайлов Л.Б. Исследование и расчет зацементированной части обсадных колонн. М.: Недра, 1966 г., с. 23.

31. Измайлов Л.Б. Методы повышения долговечности обсадных колонн. М.: Недра, 1986 г., с. 97.

32. Ильский А.Л., Шмидт А.П. Буровые машины и механизмы. М.: Недра, 1989 г., с. 103.

33. Ильский А.Л., Миронов Ю.В., Чернобыльский А.Г. Расчеты и конструирование бурового оборудования. М.: Недра, 1985 г., с. 167.

34. ИогансенК.В. Спутник Буровика. М.: Недра, 1990 г., с. 167.

35. Иосилевич Г.Б. Концентрация напряжений и деформаций в деталях машин. М.: Машиностроение, 1981 г., с. 152.

36. Каталог. Пакеры, якори, разъединители колонн и скважинный инструмент. М., 1990 г., с. 13.

37. Калмыков Н.Н., Стефанов Ю.А., Яковлев А.А. Буровая техника и технология за рубежом. М.: Недра, 1968 г., с. 167.

38. Карнаухов М.Л., Рязанцев М.Ф. Справочник по испытанию скважин. М.: Недра, 1984 г., с. 176.

39. Катенев Е.П. Крепление скважин при высоких температурах и давлениях. М.: Недра, 1966 г., с. 66.

40. Качалов JI.M. Основы механики разрушения. М.: Наука, 1974 г., с. 193.

41. Керимов З.Г. Динамические расчеты бурильной колонны. М.: Недра, 1970 г., с. 68.

42. Коваленко К.И. Новые методы разработки и нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1964 г., с. 61.

43. Кроль B.C., Карапетов А.К. Подземный ремонт скважин с помощью канатной техники. М.: Недра, 1985 г., с. 63.

44. Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. М.: Недра, 1980 г., с. 201.

45. Лаврушко П.Н. Подземный ремонт скважин. М.: Гостоптехиздат, 1961 г., с. 288.

46. Лаврушко П.Н., Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1971 г., с. 87.

47. Ланглебен М.Л. Оборудование и инструмент для подземного ремонта скважин. Л.: Гостоптехиздат, Ленинградское отделение, 1963 г., с. 79.

48. Лапшин В.И. Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. М.: Недра, 1986 г., с. 113.

49. Лачинян Л.А. Работа бурильной колонны. М.: Недра, 1992 г., с. 126.

50. Левин Е.А., Ловля С.А. Применение взрывного пакера для разобщения пластов в обсаженных скважинах. М.: Недра, 1973 г., с. 42.

51. Логинов Б.Г., Блажевич В.А. Гидравлический разрыв пластов. М.: Недра, 1966 г., с. 87.

52. Люри И.В., Романов Б.А. Оборудование для добычи нефти при паротепловом воздействии на пласт. М.: Недра, 1979 г., с. 97.

53. Макаров Г.В. Уплотнительные устройства. М.: Машиностроение, 1973 г., с. 167.

54. Малютин Г.С., Жданов С.А. Промышленное внедрение методов повышения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1982 г., с. 43.

55. Мамедов А.А. Нарушение обсадных колонн при освоении и эксплуатации скважин и способы их предотвращения. М.: Недра, 1974 г., с. 66.

56. Мамедов А.А. Предотвращение нарушения обсадных колонн. М.: Недра, 1990 г., с. 63.

57. Меликбеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пластов. М.: Недра, 1967 г., с. 97.

58. Молчанов А.Г., Чичеров B.JI. Нефтепромысловые машины и механизмы. М.: Недра, 1989 г., с. 241.

59. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин. М.: Недра, 1986 г., с. 157.

60. Муравьев В.М. Спутник нефтяника. М.: Недра, 1977 г., с. 137.

61. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1978 г., с. 301.

62. Оркин К.Г., Юрчук A.M. Расчеты в технологии и технике добычи нефти. М.: Недра, 1967 г., с. 189.

63. Освоение и ремонт газовых скважин. Зайцев Ю.В., Данель-янц А.А., Круткин А.В., Романов А.В. М.: Недра, 1982 г., с. 132.

64. Песляк Ю.А. Расчет напряжений в колоннах труб нефтяных скважин. М.: Недра, 1973 г., с. 176.

65. Потураев В.М., Дырда В.И., Надутый В.П. Резина в горном деле. М.: Недра, 1974 г., с. 89.

66. Применение пакерующих устройств в высоконапорных объектах глубоких скважин. Кроль B.C., Карапетов А.К. М.: ВНИИОЭНГ, 1981 г, с. 35.

67. Просежов Ю.М. Теплопередача в скважинах. М.: Недра, 1975 г., с. 134.

68. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Муравьев И.М., Андрианов Р.С., Гиматудинов Ш.К., Говорова Г.Л., Полозков В.Г. М.: Недра, 1970 г., с. 312.

69. Саркисов Г.М. Расчет бурильных и обсадных колонн. М.: Недра, 1971 г., с. 197.

70. Сароян А.Е. Теория и практика работы бурильной колонны. М.: Недра, 1990 г, с. 178.

71. Середа М.Г., Сахаров В.А., Тимашов А.Н. Спутник нефтяника и газовика. М.: Недра, 1986 г., с. 167.

72. Середа М.Г., Соловьев Е.М. Бурение нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1988 г., с. 267.

73. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979 г., с. 198.

74. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1979 г., с. 237.

75. Сулейманов А.Б., Карапетов А.К., Яшин Я.С. Техника и технология капитального ремонта скважин. М.: Недра, 1987 г., с. 267.

76. Талышханов К.Г. Расчет обсадных колонн с учетом сопротивления среды. Баку. Азернешр. 1962 г., с. 105.

77. Харьков В.А. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1969 г., с. 106.

78. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И. Крепление скважин с применением проходных пакеров. М.: Недра, 1987 г., с. 66.

79. Эрлих Г.М. Эксплуатация бурильных труб. М.: Недра, 1969 г., с. 178.

80. Ягуюов Н.И. Расчет обсадных колонн на прочность. М.: Недра, 1982 г., с. 178.

81. Ясашин A.M. Вскрытие, опробование и испытание пластов. М.: Недра, 1979 г., с. 188.

82. Багиров К.Г., Хайме Ф.Г., Абдулов М.А. Определение рационального зазора между пакером и стволом скважины. "Бурение". НТС. ВНИИОЭНГ. 1968 г., № 2, с. 23-27.

83. Бакулин В.М. Конструктивные и физико-механические особенности резиновых деталей зарубежного нефтепромыслового . оборудования (обзор зарубежной литературы). Серия Машины и оборудование нефтегазовой промышленности. М.: ВНИИОЭНГ, 1973 г., с. 44.

84. Воробьев В.Д. Применение пакеров в нефтяных и нагнетательных скважинах. Серия " Нефтепромысловое дело", ВНИИОЭНГ, 1975 г., с. 36.

85. Крылов В.И., Суховенко Н.И. Исследования и изоляция поглощения с помощью пакеров. М.: ЦНИИТЭнефтегаз, 1963 г., с. 21.

86. Осевые нагрузки действующие на обсадные колонны в процессе промывки и цементирования скважин. М.: ВНИИОЭНГ, 1971 г., с. 21.

87. Пакеры, якори и скважинный инструмент. Каталог, под редакцией ДжафароваШ.Т. М.: ЦИНТИХИМнефтемаш, 1978 г., с. 25.

88. Суховенко Н.И. Гидравлический пакер для исследования изоляции зон поглощения промывочной жидкости. "Бурение", ВНИИОЭНГ, 1966 г, №10, с. 28.30.

89. Цыбин А.А., Янкулев С.С., Савинов А.В. Исследование работы уплотнительного узла гидравлических пакеров. "Нефтегазовая геология, геофизика и бурение". ВНИИОЭНГ. М.: 1985 г., с. 51.

90. Цыбин А.А., Савинов А.В. Гидравлический пакер для надежной изоляции межтрубного пространства. "Нефтяное хозяйство", М.: Недра, 12, 1989 г., с. 68.

91. Цыбин А.А., Савинов А.В., Торопынин В.В. Пакеры для надежной изоляции межтрубного пространства в нагнетательных и эксплуатационных скважинах. М.: ВНИИОЭНГ, 1994 г. Н.Т.Ж. № 1., с. 25.

92. Петрушин В.И., Савинов А.В, Баланев А.Н. Новое противо-выбросовое оборудование. "Металл оборудование инструмент", Москва, "Икар", 2003 г.

93. Composite Catalog of oil Field, Equipment and services. Houston. USA. 1978-1979, Baker, p. 718, Brown oil tools, p. 1042.

94. Composite Catalog of oil Field, Equipment and services. Houston. USA. 1980-1981, Baker, p. 694, Brown oil tools, p. 1156.

95. Composite Catalog of oil Field, Equipment and services. Houston. USA. 1984-1985, Baker, p. 567, Arrow oil tools, p. 294.

96. Composite Catalog of oil Field, Equipment and services. Houston. USA. 1990-1992, Baker, p. 292.

97. Composite Catalog of oil Field, Equipment and services. Houston. USA. 1992-1993, Baker, p. 319,Tam international, p. 3269.

98. Клемме И. Выбор пакеров и соответствующего оборудования. Erdoel-Erdgas-Zeitschrift, 87. yg. 10. 1971, p. 346-354. Перевод ВНИИБТ. 18.02.1972.

99. Композит-Каталог Нефтегазового оборудования и услуг. Houston. USA. 1993-1994, Baker, p. 297, Arrow oil tools, p. 128, на русском языке, M., Топливо и энергетика.

100. Ванифатьев В.И. Исследование и разработка техники и технологии изоляции нефтеносных пластов при креплении скважин / На примере месторождения Среднего Приобья. Диссертация, М., ВНИИБТ, 1981 г.

101. Галустянц В.А. Исследование и совершенствование изоляции пластов в обсаженных скважинах пакерующими устройствами с высокопрочными уплотнительными элементами. Диссертация, М., ВНИИБТ, 1986 г.

102. Торопынин В.В. Разработка технико-технологических средств для ремонтно-изоляционных работ в скважинах. Диссертация. М.: ВНИИБТ, 1999 г.

103. Масич В.И. Исследование и совершенствование устройств для разобщения пластов в нефтяных и газовых скважинах. Диссертация. М., ВНИИБТ, 1981 г.

104. А.С. 136281 (СССР) Пакер (авт. изобрет. В.И. Мищевич, К.К. Зеберг). Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1960 г., опубл. в БИ № 14.

105. А.С. 691553 (СССР) Уплотнительный элемент гидравлического пакера (авт. изобрет. А.А.Цыбин, В.И.Масич, А.А.Гайворонский, В.И. Ванифатьев, Л.Х Фарукшин, С.С.Хосидова, М.Н.Коварский. ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1979 г., опубл. в БИ № 38.

106. А.С. 729333 (СССР) Уплотнительный элемент гидравлического пакера (авт. изобрет. В.И. Ванифатьев, А.А.Гайворонский, Ю.З.Цырин,

107. B.А. Взородов, А.А.Цыбин, П.А.Чуев, С.С.Хосидова, Л.Х Фарукшин. ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 21.09. 1978 г., опубл. в БИ№ 15 25.04.1980 г.

108. А.С. 1121392 (СССР) Гидравлический пакер мост (авт. изобрет. А.А.Цыбин, В.В.Торопынин, А.А.Гайворонский, В.А. Взородов ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1983 г., опубл. в БИ № 40 1984 г.

109. А.С. 1213175 (СССР) Пакер гидравлический (авт. изобрет. А.А.Цыбин, А.В.Савинов и др. ВНИИБТ). Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1984 г., опубл. в БИ № 7 1986 г.

110. А.С. 1366632 (СССР) Способ опрессовки обсадной колонны поинтервальным пакером (авт. изобрет. А.А.Цыбин, Ю.М.Матвеев,

111. C.М.Никитин, В.В.Торопынин, А.В.Савинов. ВНИИБТ). Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1986 г., опубл. в БИ № 2 1988 г.

112. А.С. 1395804 (СССР) Устройство для установки моста в скважине (авт. изобрет. А.А.Цыбин, С.М.Никитин, А.В.Савинов Ю.М.Матвеев. ВНИИБТ). Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1986 г., опубл. в БИ № 18 1988 г.

113. А.С. 1398505 (СССР) Гидравлический пакер (авт. изобрет. А.А.Цыбин, А.В.Савинов В.В.Торопынин, В.А.Галустянц. ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1986 г., опубл. в БИ 1988 г.

114. А.С. 1416666 (СССР) Гидравлический пакер (авт. изобрет.

115. A.А.Цыбин, С.С.Янкулев, А.А.Гайворонский, В.В.Торопынин, А.В.Савинов ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1985 г., опубл. в БИ №30 1988 г.

116. А.С. 1472637 (СССР) Гидравлический пакер (авт. изобрет.

117. B.А.Наников, С.А.Куликов ВНИПрИНП) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1986 г., опубл. в БИ № 16 1989 г.

118. А.С. 1574793 (СССР) Пакер гидравлический (авт. изобрет. А.А.Цыбин, А.В.Савинов, В.В.Торопынин ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12,1987 г., опубл. в БИ № 24 1990 г.

119. А.С. 1656116 (СССР) Гидравлический пакер (авт. изобрет. А.А.Цыбин, А.В.Савинов и др. ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1988 г., опубл. в БИ № 22 1991 г.

120. А.С. 1714080 (СССР) Устройство для закачки реагентов в скважину (авт. изобрет. А.А.Цыбин, В.В.Торопынин ВНИИБТ) Описание изобрет. М. Кл. Е21В 33/12, 1990 г., опубл. в БИ № 7 1992 г.

121. Патент №2175709 РФ М.Кл. Е21ВЗЗ/06. Устройство для герметизации устья скважин /В.И.Петрушин, А.В.Савинов- заявл. 05.06.1997.-Бюл.№31 5с.

122. Патент №2198282 РФ М.Кл. Е21ВЗЗ/06. Устройство для герметизации устья скважин / В.И.Петрушин, А.В.Савинов и др.- заявл 29.06.2000.-Бюл.№29. -4с.

123. Патент №2208126 РФ М.Кл. Е21ВЗЗ/06. Вращающийся универсальный гидравлический превентор / В.И.Петрушин, А.В.Савинов и др.- заявл. 29.01.2001,- Бюл. № 4-5с

124. Патент №2238391 РФ М.Кл. Е21ВЗЗ/06. Устройство для герметизации устья скважин и системы смазки и охлаждения подшипников (варианты). / В.И.Петрушин, А.В.Савинов, А.В.Бондарь-заявл. 29.06.2000.- Бюл.№29-7с

125. Патент № 2324806 РФ М.Кл. E21B33/03/33/0. Превентор универсальный сферический /В.И.Петрушин, А.В.Савинов-заявл.30.12.2003.-Бюл.№ 56-6с

126. Патент № 23313654 РФ М.Кл. Е21ВЗЗ/12. Устройство для предотвращения накопления шлама в ответвлениях скважины / А.В.Савинов, В.И.Петрушин. 16.09.2004.- Бюл №36-12с

127. Патент №45770 РФ М.Кл. Е21ВЗЗ/06. №2004135109/22. Универсальный вращающийся превентор / В.И.Петрушин, А.В.Савинов.-02.12.2004.-Бюл.№50-4с1 п1Го '

Информация о работе

Савинов, Александр Васильевич
кандидата технических наук
Москва, 2009
ВАК 25.00.15

Диссертация

Методы повышения надежности изоляции разобщаемых зон в наклонно-направленных скважинах - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы