CC BY
109
УДК 622.242.4.05:551.462.32(262.81)
М. В. Куренов, Д. В. Елисеев
ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ РАЗБУХАЮЩИХ ПАКЕРОВ ДЛЯ РАЗОБЩЕНИЯ ГОРИЗОНТАЛЬНЫХ УЧАСТКОВ СКВАЖИН НА ШЕЛЬФЕ КАСПИЙСКОГО МОРЯ
M. V. Kurenov, D. V. Eliseev
PECULIARITIES OF USAGE OF SWELLING PACKERS FOR ISOLATION OF HORIZONTAL PARTS OF WELLS ON THE CASPIAN SEA SHELF
Рассмотрены особенности разработки месторождений на шельфе Каспийского моря с применением разбухающих пакеров. Проведено тестирование пакеров, разбухающих при контакте с флюидами на водной основе, т. к. именно этот тип пакеров используется для разобщения горизонтальных участков скважин месторождения им. Ю. Корчагина. По результатам исследований сделаны выводы по применению разбухающих пакеров.
Ключевые слова: месторождение им. Ю. Корчагина; шельф; Каспийское море; разбухающие пакеры; нижнее заканчивание скважин.
Specific features of the Caspian Sea shelf oilfield development using swelling packers have been considered. Testing of packers swelling at the contact with water-based fluids has been carried out, as especially this type of packers is used for isolation of the horizontal parts of wells at Korchagin’s oilfield. On the basis of the investigation results the conclusions about usage of swelling packers have been made.
Key words: U. Korchagin’s oilfield; shelf; Caspian Sea; swelling packers; low completion of wells.
Для наиболее эффективной разработки месторождений на шельфе Каспийского моря осуществляют строительство протяженных горизонтальных скважин, в которые спускают забойное оборудование, позволяющее контролировать и регулировать приток флюидов из различных интервалов продуктивного пласта. В состав такого оборудовании входят разбухающие пакеры, с помощью которых осуществляют разобщение горизонтальной части продуктивного пласта на участки с разной проницаемостью, и устройства регулирования притока на каждом участке из разобщенной части.
Нами исследовалась эффективность применения разбухающих пакеров в скважинах месторождения им. Ю. Корчагина, добывающих нефть или газ.
Схема нижнего заканчивания скважин с применением разбухающего пакера и устройства регулирования притока дает возможность выравнивать профиль притока в ходе эксплуатации скважин, что, в свою очередь, предупреждает преждевременный прорыв газа из газовой шапки и подошвенной воды (рис. 1) и существенно увеличивает количество извлекаемой нефти.
Рис. 1. Прорыв подошвенной воды
Как упоминалось выше, для разобщения горизонтальной части продуктивного пласта используют разбухающие пакеры. Наибольший эффект достигается при использовании спаренных пакеров: пакера, разбухающего при контакте с флюидами на водной основе, и пакера, разбухающего при контакте с флюидами на углеводородной основе. Особенностью их конструкции являются эластомерные компоненты, которые при контакте со скважинными флюидами, поверхностной водой или буровым раствором увеличиваются в объеме почти в 3 раза относительно объема, занимаемого до спуска в скважину. Темпы расширения и допустимые перепады давления зависят от температуры флюида и его состава, вызывающего расширение разбухающего пакера, и времени насыщения (распакеровки).
Для определения соответствия характеристик пакера характеристикам, заявленным заво-дом-производителем, и анализа поведения пакера после момента насыщения, были проведены исследования пакера, разбухающего при контакте с флюидами на водной основе. Данный тип пакеров используется на месторождении им. Ю. Корчагина (фирма-изготовитель не указывается с целью не допустить рекламирование указанного оборудования).
Для исследовательских работ был взят разбухающий пакер с начальным внешним диаметром 205 мм, предназначенный для обеспечения полного перекрытия открытого ствола диаметром 215,9 мм с допустимым коэффициентом кавернозности 1,022.
Исследования по анализу разбухающего пакера состояли из двух тестов. Первый тест заключался в установлении соответствия характеристик пакера характеристикам, заявленным заводом-производителем; задача второго теста заключалась в анализе поведения разбухающего пакера в рабочей жидкости.
1 тест. Пакер был установлен в колонну с внутренним диаметром 227 мм. Затем компоновка с пакером была погружена в ванну с водой при температуре 18,7 °С. Вода была подогрета до температуры 80 °С, т. е. до температуры пласта. Замеры проводились каждые 6 часов. По результатам замеров построен график зависимости изменения внешнего диаметра пакера от времени (рис. 2). Полученный график был сопоставлен с графиком, предоставленным заводом-изготовителем (рис. 3).
^ о
_ со
СМ 1111
0 12 3 4
Время распакеровки, день Рис. 2. Зависимость изменения внешнего диаметра пакера от времени (экспериментальные данные)
^ о
_ со
Время распакеровки, день Рис. 3. Зависимость изменения внешнего диаметра пакера от времени (данные завода-изготовителя)
Из графика зависимости, полученного по результатам первого теста, видно, что в ходе эксперимента наблюдался постоянный рост внешнего диаметра пакера, который в начале исследования составлял 205 мм. За сутки максимальный прирост составил 7 мм, минимальный -2 мм, средний прирост за сутки, согласно полученным данным, равен 4-5 мм
Таким образом, первый тест показал, что внешний диаметр разбухающего пакера может достичь 227 мм. Этот показатель соответствует заявленному заводом-изготовителем и обеспечивает разобщение открытого горизонтального участка скважины. Однако из анализа графиков видно также, что рост диаметра пакера в нашем эксперименте происходит неравномерно во времени и отклонение от заявленного времени разбухания, в сторону его увеличения, составляет 30 часов. Можно предположить, что на полученные результаты повлияли следующие факторы:
1. Непостоянство температуры жидкости при испытании, т. е. перегрев или недогрев.
2. Неравномерное распределение температуры, т. е. верхние слои были более горячими, чем нижние (разница доходила до 20 °С).
2 тест. По окончании первого теста пакер был извлечен из водной среды для проведения следующего эксперимента. Перед началом второго теста «разбухший» пакер находился на воздухе 202 часа. В течение первых 20 часов исследуемый элемент дал усадку, и его внешний диаметр составил 224 мм. Перед началом второго теста был произведен контрольный замер, который показал, что диаметр пакера равен 220 мм. Таким образом, общая усадка составила 7 мм.
В данном тесте «разбухший» пакер был погружен в нефть, являющуюся его рабочей средой. Начальная температура нефти составила 50 °С. Тест проводился при атмосферном давлении и температуре окружающего воздуха 5-8 °С. В связи с тем, что исследуемый пакер разбухает только в водной среде и этот процесс интенсивно протекал в ходе первого теста, замеры осуществлялись один раз в сутки в течение двух недель. Последний замер показал, что внешний диаметр пакера составил 220 мм.
Таким образом, по результатам второго теста, можно констатировать следующее: пакер, находясь в воздушной среде, дает усадку в диаметре 7 мм; рабочая нефтяная среда не вызывает изменений внешнего диаметра пакера в зависимости от времени его нахождения в этой среде.
Анализ данных, полученных в ходе экспериментов с пакером, разбухающим при контакте с флюидами на водной основе, позволяет сделать следующие выводы по его использованию:
1. Использование пакера, разбухающего при контакте с флюидами на водной основе, в газовых скважинах неэффективно. Поскольку усадка в воздушной среде равна 7 мм, можно предположить, что в газовой среде она будет еще больше и на величину усадки повлияет также пластовое давление, которое увеличит ее значение. Таким образом, пространство между открытым стволом и пакером будет негерметично, что приведет к перетоку флюида.
2. В основу расчета времени распакеровки пакера, спущенного в скважину, должно быть положено время, определенное заводом-изготовителем и умноженное на коэффициент запаса. Рекомендуемый минимум - 1,5. Данный коэффициент - это разница времени разбухания, определенного заводом-изготовителем (рис. 3), и времени, полученного в ходе первого теста (рис. 2).
Таким образом, использование пакеров, разбухающих при контакте с флюидами как на водной, так и на нефтяной основе, существенно облегчает работы по спуску нижнего заканчи-вания и позволяет эффективно разобщить горизонтальный ствол скважины на участки. Однако необходимо учитывать результаты проведенных нами экспериментов, которые обнаруживают особенности эксплуатации разбухающих пакеров: применение данных типов пакеров в газовых скважинах малоэффективно; время распакеровки - это время, заявленное заводом-изготовителем, с учетом поправочного коэффициента.
Статья поступила в редакцию 2.06.2011, в окончательном варианте - 8.11.2011
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ
Куренов Михаил Васильевич - Астраханский государственный технический университет; аспирант кафедры «Геология нефти и газа»; [email protected].
Kurenov Mikhail Vasilievich - Astrakhan State Technical University; Postgraduate Student of the Department "Oil and Gas Geology"; [email protected].
Елисеев Денис Владимирович - ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть»; начальник отдела добычи нефти и газа; [email protected].
Eliseev Denis Vladimirovich - Ltd "LÜKOIL-Nizhnevolzhskneft"; The Chief of the Department of Oil and Gas Production; [email protected].
