Механически извлекаемые пакерные системы, применяемые при добыче нефти на месторождении Суэдия (Сирия)

Цитирование: Альмохаммад Альнайеф Мохаммад. Механически извлекаемые пакерные системы, применяемые при добыче нефти на месторождении Суэдия (Сирия) / Альмохаммад Альнайеф Мохаммад, А. Ш. Халадов, Н. Д. Булчаев // Журн. Сиб. федер. ун-та. Техника и технологии, 2025, 18(1). С. 115–121. EDN: XZIETH

Назначением пакерной системы является длительная автономная эксплуатация рабочих органов узла. Также подобные конструкторско-технологические решения и технические системы применяются для эксплуатации нефтяных, нефтегазовых, газонефтяных, газовых и нагнетательных скважин. На нефтяных, газонефтяных, нефтегазовых месторождениях Сирии используются извлекаемые и неизвлекаемые механические пакеры, монтаж которых производится за счет механического воздействия на пакерное устройство.

По способу установки эти пакеры подразделяются на группы: пакеры с установкой вращением колонны труб, пакеры с установкой натяжением колонны труб и пакеры с установкой разгрузкой колонны труб [1].

Конструкция механического извлекаемого пакера предоставляет возможность многократного повторного использования в процессе эксплуатации. Поэтому такие пакеры очень часто применяются, если необходимо, например, изолировать определённый участок скважины. Для обеспечения многократно-повторяющегося монтажа желательно использовать в качестве базовых – 116 – узлов механизмы многократного действия с применением цанговых элементов, а для получения герметичной изоляции интервалов скважины при повторных посадках необходимо применять механизмы по типу узлов раздвижных опор [2].

Месторождение Суэдия расположено в пределах северо-восточной Сирии, на границе с Ираком, и приурочено к крупной брахиантиклинальной складке субмеридионального простирания. Размеры в пределах нефтегазовой залежи 16x10 км, амплитуда около 500 м, наибольшей ширины складка достигает на границе Ирака – 14,5 км. К западу структура плавно сужается до 7 км.

На месторождении Суэдия в Сирии механические пакеры применяются для разобщения и разделения пластов в скважинах при добыче нефти на глубине до 2000 метров. Механические пакеры с комбинированным механизмом (рис. 1), можно монтировать как в обсаженном стволе, так и в стволе без спущенной обсадной колонны.

Рис. 1. Пакер, применяемый на месторождении Суэдия (Сирия)

Fig. 1. Packer used in the Suwaydia field (Syria)

Скважины имеют следующее конструктивное исполнение: на якорное устройство опирается колонна труб для разгрузки пакерного устройства типа простой (сплошной) конструкции. Механизм активируется при возникновении осевой нагрузки от колонны труб, воздействующей на корпус пакера. Пакер можно использовать как с опорой на забой, так и с применением специального якорного устройства [3].

В нефтегазовой отрасли Сирии широко применяются пакерные устройства типа NBR (Nitrile Butadiene Rubber) – многократного действия с комбинированным механизмом раздвижных опор и уплотнением из нитрильного каучука (рис. 2).

Элементы устройства приводятся в действие вращением с одновременной разгрузкой или натяжением колонны труб. Снятие пакерного механизма происходит за счет приложения повышенных значений величины осевой нагрузки от колонны труб.

Рис 2. Пакер типа NBR (Nitrile Butadiene Rubber) – нитрильный каучук

Fig. 2. Packer type NBR (Nitrile Butadiene Rubber) – nitrile rubber

Данный узел обладает жесткой и прочной конструкцией, позволяющей осуществить многократный монтаж-демонтаж при спуско-подъемных операциях, а также может быть использован при различных скважинных операциях, таких как ремонтно-изоляционные работы, вызов притока, селективных операций в комбинации с извлекаемой мостовой пробкой [1, 2].

Резинотехнические изделия в нефтяных, нефтегазовых и газонефтяных скважинах, используемые для изоляции испытуемого интервала, также должны быть устойчивы к агрессивным средам (H 2 S). Размер резинового уплотнения – 750 мм (75 см), длина пакера 3 метра. Конструкция уплотнителей состоит из двух слоев резины в пакере и воспринимает давление 35 МПа. Пакеры имеют идентичные конструкции как для добычи нефти, так и газа. Однако есть существенное отличие в химическом составе уплотнительных резиновых манжет.

Основные техническиеи эксплуатационные характеристики пакера

Металл, из которого изготавливается пакер, должен быть устойчив к коррозионному воздействию. Кроме того, чем больше глубина скважины, тем выше пластовая температура, поэтому требования к коррозионной устойчивости материалов возрастают с увеличением глубины скважины. Пакеры подбираются по внутреннему диаметру обсадных труб. Внутренний диаметр обсадных труб составляет 7 дюймов (177,8 мм), и его необходимо учитывать. Диаметр НКТ нефтяных скважин 3 дюйма (76,2 мм). Толщина стенки должна выбираться с учетом нагрузок, повышающихся с увеличением глубины скважины, и может достигать 7 мм. Если скважина спроектирована так, что спускается один или несколько пакеров, то глубина закрепления пакера определяется в соответствии с характеристиками нефтегазоносных пластов.

Перфорация и спуск обсадных труб обусловлены характером залежи, а именно устойчивостью пласта-коллектора. Если пласт-коллектор неустойчивый, обсадные трубы спускаются и перфорируются, то есть ствол скважины обсажен. А если пласт-коллектор устойчивый, обсадные трубы не спускаются, то есть ствол скважины не обсажен.

В соответствии с рабочей температурой стандартный пакер для данного месторождения (Суэдия) рассчитан на температуру до 90 °C.

Механические якорные устройства для установки в обсаженный ствол скважины имеют конструкцию плашечного типа, в которой происходит заклинивание пары плашка-конус. Как известно, в конструкции таких якорных устройств используется механизм, предотвращающий самопроизвольное срабатывание, – узел активации. Конструкция узла активации может работать за счет срезания винтов или с применением упругих цанговых элементов. Эти устройства унифицированы и предполагают многократное использование .

Механические якорные устройства применяются на разных нефтяных и нефтегазовых, газонефтяных месторождениях Сирии в обсаженных стволах скважин, в процессе проведения различных технологических работ, таких как:

• –    испытание пластов, залегающих на разных глубинах в разрезе скважины;

• –    в процессе бурения для предупреждения возможных поглощений бурового раствора;

• –    при ликвидации скважин для установки цементных мостов в связи с обводненностью и т.д.

Якорные устройства [4] применяют в совокупности с механическими пакерными устройствами. Их используют в тех случаях, когда исполнитель принимает решение выполнить монтаж пакера без опоры на забой. В таких случаях в качестве базовой опоры используется якорное устройство, позволяющее зафиксировать внутри обсаженного ствола различное технологическое оборудование.

На рис. 3 представлено якорное устройство [4]. Основной областью применения данного устройства является селективное испытание скважин с использованием пакеров, спускаемых на трубах, для выполнения ремонтно-изоляционных работ.

Рис. 3. Якорное устройство для обсаженного ствола скважины

Fig. 3. Anchor device for cased wellbore

• К    достоинствам представленных якорных устройств можно отнести:

• -    возможность проведения обоснования количества объектов гидродинамических исследований с разными пакерами;

• -    более достоверная привязка по глубине залегания объекта разработки в разрезе скважины для установки якорного устройства;

• -    возможность обеспечения высокой степени герметичности от низших и выше залегающих пластов в разрезе скважины без предварительной установки изоляционных цементных мостов;

• -    возможности применения на разных глубинах в одной скважине за одну спускоподъемную операцию.

Установка якорного устройства осуществляется за счет вращательного движения труб с одновременным созданием осевого усилия, действующего по направлению забоя. Для осуществления демонтажа необходимо приложить растягивающее осевое усилие на колонну с целью перевода ее в транспортное положение.

Методика расчета основных эксплуатационных характеристик пакерных устройств

При расчетах конструкции пакеров основными исходными данными обычно являются следующие параметры:

• -    геолого–технологические условия эксплуатации;

• -    диапазон внутренних диаметров обсадной колонны;

• -    широкий диапазон пластовых давлений, от которых зависит депрессия на пласт.

В процессе расчета пакера определяются необходимое и достаточное давление пластов и забойное для герметизации, осевая нагрузка, обеспечивающая это давление, рациональная и достаточная толщина уплотняющего элемента (резинового элемента). Также значение имеют конструктивные параметры уплотняющего элемента. Для определения минимальной величины осевой нагрузки Q , обеспечивающей герметичное разделение (разобщение) ствола скважины, применяют следующее уравнение:

• > ОДИ ■ Др ' F + G ' F ' [^F_c г_ш) (7?_п Ли) ] ■                    (D

• ^—              (^c ~ ^гш)² ' (^n ^{— г}ш)²             ,                     (1)

где F – площадь поперечного (диаметрального) сечения уплотнительного элемента в деформированном состоянии; G = 1…5 МПа – модуль упругости-сдвига резины [4]; R _П и R _C – наружный радиус резины до деформации и после нее (последний равен внутреннему радиусу обсадной колонны); r _ш – внутренний радиус резины; Δ p – перепад давления у пакера.

Толщина уплотнительного элемента пакера в свободном состоянии рассчитывается с учетом условия равенства площадей его поверхности до и после деформирования.

hmin

2hc (Rc + гш) + Re - R„ 2(Rn + гш)

где h_c – толщина уплотнительного элемента пакера в сжатом состоянии.

Наибольшая толщина уплотнительного элемента определяется с учетом требований самозакрепления пакера при действии осевого усилия.

где f – коэффициент трения (0,1…0,15).

Для пакеров под обсадные колонны с диаметрами 73–89 мм в расчетах коэффициент k on равен 1,09…1,07.

При расчете пакерного устройства необходимо учитывать влияние плашечного захвата на прочность обсадной колонны.

В конструкциях пакеров с полным перекрытием плашками кольцевого зазора, нагрузка на обсадную колонну распределяется равномерно по всему периметру. В этом случае предельная осевая нагрузка на плашечный захват, при которой обсадная колонна не нарушается, определяется по формуле:

а,: -п - tg a ■ (D² - d²) ■ l_njl ■ (L_njI + 16/3 f^)¹'² ^^преД ^_                     D² + d^{2                    ,}

При ограниченном контакте плашек по периметру обсадной колонны участки труб между ними работают на изгиб. В данном случае предельная осевая нагрузка на плашечный захват рассчитывается по формуле:

2a • n • tq a • h2 • Ln

Qnnp.n — i - (5) , ()

где σ_Т – предел текучести материала труб обсадной колонны; n – число плашек (по радиусу); α – угол конуса плашки; D , d , h – наружный и внутренний диаметры и толщина стенки трубы обсадной колонны; l _пл – высота плашек (длина по вертикали); L _пл – длина хорды плашки; f _пл – стрела дуги поверхности плашки.

По окончании расчетов полученное значение предельной нагрузки Q _пред сравнивается с нагрузкой Q , необходимой для создания уплотнения. Если Q пред <  Q , то в конструкцию пакера необходимо внести изменения, направленные на повышение жесткости и прочности технологической системы.

Выводы

Дальнейшее развитие работы заключается в создании методики расчета и выбора конструкции механического извлекаемого пакера, исходя из имеющегося опыта применения пакеров на месторождении Суэдия, для глубин скважин до 2000 метров на различных нефтяных, нефтегазовых и газонефтяных месторождениях Сирии. Предполагаемая методика позволит выбрать требуемый тип пакера для выполнения определенного типа работ по скважинам, а применение пакеров типа NBR (Nitrile ButadieneRubber) с резиновыми уплотнениями из нитрильного каучука позволит повысить производительность и гарантировать работоспособность оборудования, применяемого при добыче на нефтяных, газовых и газонефтяных месторождениях Сирии.