CC BY
117
УДК 678.8 + 622.245.44 DOI: https://doi.org/10.24411/2071-8268-2018-10205
ИССЛЕДОВАНИЕ ПОВРЕЖДЕНИЙ НАБУХАЮЩЕГО ПАКЕРА
М.А. ИБРАГИМОВ, доц., к.т.н., Д.А. АРХИРЕЕВ, студент, А.Я. САЛИХОВ, студент, Н.Н. ШИШКИНА, доц., к.х.н.
Казанский национальный исследовательский технологический университет (Россия, 420015, г. Казань, ул. К. Маркса, д. 68) E-mail: mib101@yandex.ru Проанализированы повреждениярезино-полимерной части набухающего пакера после испытаний в скважине. Различными методами испытана резино-полимерная часть пакера. Методом ИК-спектроскопии определён возможный тип материала и изменения в структуре до и после обработки нефтекислотной эмульсией. Определено изменение физико-механических показателей резино-полимерной части пакера до и после термоокислительного старения. Определена стойкость резино-полимерной части пакера к действию агрессивных сред.
Ключевые слова: набухающий пакер гидравлический модернизированный, повреждения, разрушение.
STUDY OF DAMAGES OF SWELLABLE PACKER
Ibragimov M.A., Cand.Sci.(Eng), Docent. E-mail: mib101@yandex.ru
Arkhireev D.A., Student Salikhov A.Ya., Student Shishkina N.N., Cand.Sci.(Chem), Docent Kazan National Research Technological University (68, Karl Marx ul, Kazan, Republic of Tatarstan, 420015, Russian Federation) Abstract. Damage to the rubber-polymer part of the swelling packer after testing in the well was analyzed. The rubber-polymer part of the packer was tested by various methods prior to the treatment with a petroleum-acid emulsion. Using IR spectroscopy, a possible type of material and changes in the structure were determined before and after treatment with an oil-acid emulsion. The change in the mechanical parameters of the rubber-polymer part of the packer after thermal aging is determined. The resistance of the rubber-polymer part of the packer to the action of aggressive media is determined.
Keywords: swellable packer hydraulic modernized, damage, destruction.
Наиболее эффективное заканчивание нефтяных скважин с горизонтальным стволом для последующей эксплуатации достигается путём разобщения на отдельные участки. Для этой цели все большее применение находят набухающие пакеры, которые являются разновидностью гидравлических. В последнее время ведутся разработки отечественного водонабухающего пакера для условий месторождений ПАО «Татнефть» [1]. Использование импортных водонабухающих паке-ров является дорогостоящим, их стоимость выше отечественных в несколько десятков раз. Появляется зависимость от импортного производителя, выражающаяся в приобретении лицензии, запасных частей и
Рис. 1. Многослойная конструкция набухающего пакера
комплектующих, переобучении персонала, техническом обслуживании и ремонте. Также существует проблема санкционного давления в нефтегазовой сфере. Задача импортозамещения становится приоритетной.
Преимущество набухающих пакеров состоит в том, что в их конструкции отсутствуют подвижные части. Основной составной частью конструкции набухающего пакера является резино-полимерный уплотнитель-ный элемент (рис. 1). Уплотнительный элемент обладает способностью к самовосстановлению герметизирующих свойств. Также достоинством таких пакеров является то, что их применение обеспечивает надёжную и необратимую изоляцию пластов [2].
Уплотнительный элемент, выполненный из специального набухающего эластомера, увеличивается в объёме, вступая в контакт с определёнными жидкостями — водой, растворами на водной основе, нефтью, растворами на углеводородной основе, или буровым раствором. Вследствие разбухания эластомера он закупоривает затрубное пространство в обсаженных и необсаженных стволах скважин, обеспечивая тем самым герметизацию отдельных частей ствола скважины [3,4].
При производстве набухающих пакеров преимущество отдается эластомерным композициям, изготовленным из многосоставной резиновой смеси, суперабсорбирующих полимеров, армирующих термостойких добавок (волокон) и др. [5-10].
Однако у набухающих пакеров имеются и недостатки: резино-полимерная часть подвержена различным
механическим повреждениям при контакте с необ-саженной частью затрубного пространства. Также в качестве одной из причин ухудшения свойств набухающих пакеров можно отметить следующее. Набухающий эластомер увеличивается в объёме в зависимости от градиента минерализации между флюидом и эластомером (принцип осмоса). В процессе осмоса вода входит в резиновую матрицу, оставляя позади ионы солей. В результате у флюида увеличивается минерализация [11]. Таким образом, высокий уровень минерализации способен повлиять со временем на полимерную часть. Резкое разрушение полимерной части пакера возможно в результате больших перепадов давлений при несоблюдении технологических режимов работы скважины или нештатных ситуаций.
Целью работы является изучение повреждений и преждевременного износа резино-полимерной части набухающего гидравлического пакера, а также поиск методов их предупреждения.
Для достижения этой цели были поставлены следующие задачи:
1. Определить повреждения резино-полимерной части пакера, полученные при его испытании.
2. Указать возможные причины разрушения полимерного материала пакера после обработки водонефтя-ной эмульсией и соляной кислотой.
3. Изучить и проанализировать свойства резино-по-лимерной части неповрежденного образца в условиях, близких к испытанию для составления рекомендаций по предотвращению преждевременного износа.
Экспериментальная часть
Объекты и методы исследования
Испытания пакера проводились на Соколкинском месторождении бригадой по капитальному ремонту скважины. Скважина имела глубину 1297 м с зенитным углом 90°.От устья до глубины 1060 м скважина обсажена эксплуатационной колонной с наружным диаметром 168 мм. Ниже этого уровня до забоя имелся открытый ствол диаметром 148 мм. Первая посадка пакера была проведена в интервале глубины скважины от 1193 до 1247 м. Предварительно при компоновке между пакерами были установлены насосно-компрес-сорные трубы (НКТ) диаметром 73 мм длиной 54 м. Посадку пакеров проверили путём закачки товарной нефти через НКТ при давлении до 40 атм. Надёжность посадки пакеров проверили разгрузкой колонны НКТ до 2,5 т. Температура в забое составляла около 120°С.
После посадки в межпакерный интервал (54 м) была закачана товарная нефть под давлением 50 атм в объёме 17 м3. Для временного блокирования работающих участков была подготовлена смесь следующего состава: нефть товарная — 44%, эмульгатор — 2%, пластовая вода — 54%. После прокачки буфера закачивались соляная кислота концентрацией 15-18% и углеводородный растворитель. После извлечения пакера были обнаружены повреждения резино-полимерной части. Весь материал пропитан нефтепродуктами. Видны следы механического воздействия: образец частично разорван. Все слои перемешаны и «спеклись». Между ними нет чётких границ. Тканая часть присутствует местами. Образец при контакте рассыпается.
Характеристика используемых веществ
Для испытания применялись следующие вещества: вода дистиллированная (ГОСТ 6709-72); нефть (месторождение — Усть-Балыкское, плотность — 0,800,84 г/см3, содержание серы — 1,30-1,81%); кислота соляная (хч). (ГОСТ 3118-77, концентрация — 36%, соляная кислота разбавлялась до концентрации 15%); гексан (хч).
Методы испытания образцов
Анализ методом ИК-спектроскопии проводили на ИК-Фурье спектрометре Thermo Scientific Nikolet iS 10 с использованием приставка НПВО с однократным отражением и ZnSe кристаллом. Сравнительный анализ проводили по встроенной базе данных Thermo Sciantific.
Твёрдость по Шору А резино-полимерной части определяли согласно ГОСТ 263-75 на твердомере ТИР 2033.
Эластичность по отскоку резино-полимерной части определяли согласно ГОСТ 27110-86 на маятниковом эластометре (маятник Шоба).
Плотность резино-полимерной части определяли гидростатическим методом согласно ГОСТ 267-73.
Определение стойкости к термоокислительному старению (ГОСТ 9.024-74) проводили после выдержки образцов 120°С в течение 24 ч по значениям твёрдости и эластичности по отскоку до и после старения.
Стойкость резино-полимерной части к воздействию жидких агрессивных сред определялась согласно ГОСТ 9.030-74. В качестве жидких сред использовались: дистиллированная вода, нефть, смесь нефти и воды (0,55:0,45), разбавленная соляная кислота, гексан.
Сопротивления раздиру резиновой части было определено согласно ГОСТ 262-93 при скорости движения нижнего зажима разрывной машины 500 мм/мин.
Результаты и их обсуждение
Резино-полимерная часть пакера (рис. 2) представляет собой многослойный материал. Точный состав ре-зино-полимерной части не известен. Внутренний слой толщиной 5 мм выполнен предположительно из резины общего назначения на основе бутадиен-нитрильно-го каучука. Средний промежуточный слой выполнен из нескольких видов тканого полимерного волокна предположительно на основе акриламида, склеенных между собой и с резиновой частью. Наружный слой толщиной 3 мм выполнен из очень плотной резины.
Повреждённый образец (см. рис. 2б) пакера не имеет определённой формы. Все слои смешаны. Волокна потеряли изначальный цвет. Невозможно установить какой из них наружный, а какой внутренний. В результате воздействия нефтекислотной эмульсией повреждённый образец имеет характерный для углеводородов маслянистый запах. При небольшом контакте легко разрушается.
Исследование плотности образцов резиновой части пакера показало, что внешний образец имеет плотность 1,28 г/см3, а внутренний — 1,25 г/см3. Наиболее вероятно, что наружный и внутренний слои выполнены из резины одного состава.
В процессе исследования повреждений резино-поли-мерной части пакера необходимо было установить, происходят ли изменения в ее структуре. Для этого образ-
Рис. 2. Фотографии образцов резино-полимерной части пакера: а — до испытания; б — после испытания (повреждённый)
Рис. 3. ИК-спектры образцов резино-полимерной части: 1 — исходный (наружный слой), 2 — повреждённый
цы резино-полимерной части до и после повреждения На ИК-спектре (рис. 3) наблюдаются следующие полосы были исследованы методом ИК-спектроскопии. поглощения: в области 3600-3000 см-1, соответствующие
валентным колебаниям свободных ОН-групп; в области 3000-2800 см-1, соответствующие углеводородной части; в области 1800-1400 см-1, соответствующие наличию кратных связей; в области 1200-1000 см-1, соответствующие неорганической части.
У неповреждённого образца полоса поглощения в области 3600-3000 см-1 менее интенсивная, чем у повреждённого образца. Это говорит о высокой гигроскопичности, что могло стать причиной возникновения структурных изменений, и в конечном итоге привезти к разрушению.
ИК-спектры образцов также были обработаны в электронной базе данных Thermo Sciantific. На рис. 4 представлены ИК-спектры веществ, близких по структуре. Было установлено их соотношение с долей совпадения 92% (табл. 1). Таблица 1
Результаты сравнительного анализа по базе данных Thermo Sciantific ИК-спектра исходного образца резиновой части (внешний слой)
Испытания резиновой части пакера на стойкость к раздиру показали довольно низкое значение. Для образца наружного слоя оно составило всего 0,57 кН/м. Можно сделать вывод, что образец резино-полимерной части пакера, получивший механическое повреждение, мог разрушаться гораздо быстрее при перепаде давления вследствие подачи жидкости вовнутрь, или получить еще большие повреждения при извлечении пакера.
Исследование твёрдости (табл. 2) показывает, что после термоокислительного старения при 120°С значение твёрдости увеличивается. На ощупь образцы были жёсткие, теряли упругость, хотя сохраняли форму Таблица2
Значение твёрдости и эластичности по отскоку образцов неповреждённой резино-полимерной части пакера до и после выдержки при 120°С в течение 24 ч
Примечание: коэффициент старения по твёрдости определялся по формуле: Кв = Н1 - Н0 (Н0, Н1 — твёрдость до и после старения), для эластичности по отскоку: Кв = Ав/О (О, Ав — эластичность до и после старения соответственно).
при деформации и не разрушались. Исследование эластичности по отскоку до и после старения также показывает, что резина становится более жёсткой. Это подтверждается значениями коэффициентов старения.
Резино-полимерная часть пакера способна расширяться под воздействием впитываемой жидкости. Обычно подаётся пластовая вода. Чтобы проверить эту способность неразделенный образец резино-полимер-ной части поместили в дистиллированную воду. Как видно из результатов, образец действительно (табл. 3) набухает по истечении времени. Таблица 3
Изменение массы в воде резино-полимерной части пакера (все слои) от времени выдержки при комнатной температуре
Время, ч Масса, г DM, %
0 9,7777 0
1 10,6555 8,97
21 10,9290 11,77
45 11,1521 14,06
69 11,2611 15,17
165 11,6825 19,48
180 11,7242 19,91
231 11,9147 21,86
254 11,9380 22,09
Примечание: значение изменения массы определяли согласно ГОСТ 9.030-74.
После удаления воды масса набухшего образца незначительно уменьшалась. Тканая часть начала крошиться. Следовательно, пластовая вода также могла повлиять на цельность пакера.
Исследование образцов резиновой части пакера на стойкость к действию агрессивных сред проводили в нескольких жидкостях.
При набухании в нефти (рис. 5) масса образцов увеличивалась и составила у внешнего слоя — около 6%, а у внутреннего — почти 16%. Масса образцов при этом монотонно возрастает. У внешнего слоя интенсивное набухание происходит в течение первых 50 ч.
* Î81 i 16 8 14 ^__. 2
з 12 ! I0 g 8 ® л 5 6 --- 1
X 4
2
oJ
) 50 100 150 200 250 Время, ч
Рис. 5. Зависимость изменения массы образца резиновой части пакера от времени при набухании в нефти:
1 — наружный слой, 2 — внутренний слой
У образца наружного слоя можно отметить резкое снижение изменения массы при времени выдержки 120-150 ч.
Составляющие со сравнимым спектром Соотношение составляющих по спектру, % Совпадение, %
Polyamide resin (Полиамид) 33,43 92,89
Acacia powder (соответствует спектру диоксида кремния) 41,47
Polyethylene. High density (Полиэтилен высокой плотности) 25,10
Показатели Твёрдость по Шору А, усл.ед. Эластичность по отскоку, %
Наружный слой Внутренний слой Наружный слой Внутренний слой
До старения 80 73 30 42
После старения 91 81 22 14
Коэффициент старения 11 8 0,73 0,33
При исследовании набухания образцов в смеси нефть-вода (рис. 6) характер зависимости изменения массы у образца внутреннего слоя (образец 2) почти такой же, как и в случае набухания в нефти. А внешний слой набухает интенсивнее. Наблюдается почти двукратное увеличение изменения массы. Это может быть связано с более интенсивным набуханием материала, из которого изготовлен образец, в воде. Что в свою очередь это говорит о гигроскопичности наполнителя, входящего в состав материала.
Исследование зависимости изменения массы образца резиновой части пакера от времени при набухании в разбавленной соляной кислоте (рис. 7) показывает одинаковый характер изменения массы, несмотря на то, что результаты отличаются. Максимальное увеличение массы у обоих образцов чуть более 10%.
Было также исследовано изменение массы при набухании в гексане (рис. 8). В качестве углеводородного растворителя в процессе добычи нефти чаще используются толуол, бензол. Но так как нефть Соколкинского месторождения вязкая и тяжёлая, имеет в своем составе большое содержание парафинов, в качестве углеводородного растворителя выбрали гексан.
По своему характеру набухание в растворителе значительно отличается (см. рис. 8). Сначала для обоих образцов имеет место резкое увеличение измене-
Время, ч
Рис. 8. Зависимость изменения массы образца резиновой части пакера от времени при набухании в гексане: 1 — наружный слой, 2 — внутренний слой
ния массы. Далее наблюдаем монотонное снижение. Отличие между образцами заключается лишь в степени изменения массы: образец внутреннего слоя набухает более интенсивнее. Максимальное значение составляет 14%. Уменьшение изменения массы можно объяснить «растворением» невулканизованной части, что свидетельствует о невозможности использования пакера в течение длительного времени в скважине.
Заключение
1. Изучены повреждения резино-полимерной части пакера, полученные при испытании в скважине на Соколкинском месторождении. Сделано предположение о возможных причинах повреждений набухающего пакера. К повреждениям пакера при испытании в скважине могла привести совокупность из нескольких факторов:
• высокая температура в месте посадки пакера, которая могла привести к ухудшению эксплуатационных характеристик;
• резкий перепад давления при закачке жидкости в пакер через колонну насосно-компрессорных труб;
• высокая гигроскопичность резиновой части па-кера, что могло вызвать изменения в структуре.
2. Изучены образцы резиновой части пакера до и после повреждения методом ИК-спектроскопии. В ИК-спектре повреждённого образца наблюдается полоса поглощения, соответствующая наличию свободных ОН-групп. ИК-спектры образцов проанализированы во встроенной базе данных. Определены вещества с близкими ИК-спектрами.
3. Изучено влияние температуры на физико-механические свойства резиновой части пакера. Установлено изменение твёрдости и эластичности по отскоку после термического старения.
4. По изменению массы определена стойкость к действию различных агрессивных сред образцов резиновой части пакера. Установлено, что наиболее интенсивно резино-полимерная часть пакера набухает в воде: изменение массы составляет до 22%. Максимальное изменение массы при набухании в нефти и смеси нефть-вода составляет около 16%. Максимальное изменение массы при набухании в разбавленной соляной кислоте составляет около 10%.
5. Для предотвращения преждевременного износа пакера рекомендуется:
181
о 14 ,—■ 2
5 12 ф х 10 2 85 6 ^^ у---- 1
X 4
2
0^ 0
) 50 100 150 200 250 Время, ч
Рис. 6. Зависимость изменения массы образца резиновой части пакера от времени при набухании в смеси нефть (0,45):вода (0,55):
1 — наружный слой, 2 — внутренний слой
50
100
150
200 250 Время, ч
Рис. 7. Зависимость изменения массы образца резиновой части пакера от времени при набухании в соляной кислоте: 1 — наружный слой, 2 — внутренний слой
0
• включить в состав резино-полимерной части армирующий слой, способный выдержать перепад давления, например, металлическую сетку,
• более тщательно подбирать условия эксплуатации в скважине с учетом температуры, водо- и нефте-насыщенности, рельефа горных пород.
Благодарность
Авторы выражают огромную благодарность Тухва-туллину Ильдару (АО «ТАТНИИНЕФТЕМАШ», г. Казань) за помощь в предоставлении образцов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ / REFERENCES
1. Азизова А.К., Исхаков А.Р., Катеев Р.И., Кадыров Р.Р., Габбасова АА., Сахапова А.К. Отечественный водонабуха-ющий пакер для заканчивания и ремонта скважин с горизонтальным окончанием ствола // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. — 2015. — № 6. — С. 26-30. [Azizova A.K., Iskhakov A.R., Kateyev R.I., Kadyrov R.R., Gabbasova A.A., Sakhapova A.K. Oborudovaniye i tekhnologii dlya neftegazovogo kompleksa. 2015, no. 6, pp. 26-30. (In Russ.)].
2. Ибрагимов Н.Г., Исмагилов Ф.З., Азизова А.К., Любец-кий С.В., Катеев Р.И., Исхаков А.Р. Применение водонабуха-ющих пакеров для изоляции трещиноватых участков горизонтальных стволов скважин залежей 302-303 // Нефтяное хозяйство. — 2015. — № 7. — С. 48-50. [Ibragimov N.G., Ismagilov F.Z., Azizova A.K., Lyubetskiy S.V., Kateyev R.I., Iskhakov A.R. Neftyanoye khozyaystvo. 2015, no. 7, pp. 48-50. (In Russ.)].
3. Апряткина С.Г., Гараева М.Ф., Садыкова Р.Р. Применение новых технологий в условиях высокой обводненности // Материалы научной сессии студентов 25-29 марта 2013. Часть III. — Альметьевск: АГНИ. — С. 5-8. [Apryatki-na S.G., Garayeva M.F., Sadykova R.R. Materialy nauchnoy
sessii studentov 25-29 marta 2013. Chast' III (Materials of the scientific session of students on March 25-29, 2013. Part III). Al'met'yevsk, AGNI Publ., pp. 5-8. (In Russ.)].
4. PosiFrac®. Система многостадийного гидроразрыва пласта. Каталог TAM International, Inc. Адрес доступа: www. tamcompletions.com, дата обращения 23.09.2018. [PosiFrac®. The system of multi-stage hydraulic fracturing. Catalog TAM International, Inc. [Electronic resource]. Available at: www. tamcompletions.com].
5. Nitin Y. Vaidya, Rashmi B. Bhavsar. Swellable elastomer-based apparatus, oilfield elements comprising same, and methods of using same in oilfield applications. Pat. 7, 687, 571 US, 2010.
6. Robisson Agathe, Auzerais Francois, Maheshwari Sudeep, Kuo-Chiang Chen, Partha Ganguly, Nitin Vaidya. Oilfield apparatus and method comprising swellable elastomers. Pat. 8, 490, 707 US, 2013.
7. Nitin Y. Vaidya, Barmatov Evgeny. Functionally graded swellable packers. Pat. 8, 696, 963 US, 2014.
8. Byong Jun Kim, Keith Charles Spacey, Deborah Lynn Banta, William David Breach Application 2013/0096038 US, 2013.
9. Martin Gerard Rene Bosma, Erik Kerst Cornelissen. Wellbore system with annular seal member. Pat. 7,059,415 US, 2006.
10. Petr Vondracek, Petr Lopour, Jiri Sulc. Rubbers swellable with water and aqueous solutions and the method for producing the same. Pat. 5,384,370 US, 1995.
11. Катеев Р.И., Исхаков А.Р., Зарипов И.М. Опыт применения водонефтенабухающих заколонных пакеров «ТАМ International» // Сб. науч. тр. ТатНИПИнефти. — М.: ВНИИОЭНГ. — 2011. — Вып. 79. — С. 213-220. [Kateyev R.I., Iskhakov A.R., Zaripov I.M. Sb. nauch. tr. TatNIPInefti. (Proc. scientific tr. TatNIPIneft). Moscow, VNIIOENG Publ., 2011, issue 79, pp. 213-220. (In Russ.)].
Круглый стол
«Уплотнительные материалы для проточной части ГТД (газотурбинных двигателей)» ФГУП «ВИАМ» ГНЦ РФ
Круглый стол состоится 25 января 2019 года во ФГУП «ВИАМ» ГНЦ РФ по адресу: г. Москва, проспект Буденного, д. 25а. Начало работы круглого стола — 10:00. Регистрация участников с 09:00 до 10:00.
Вниманию участников будут предложены доклады ученых и специалистов ФГУП «ВИАМ» ГНЦ РФ, а также других предприятий отрасли по вопросам разработки и применения уплотнительных материалов для компрессоров и турбин современных и перспективных ГТД — металлических сотовых уплотнений, истираемых материалов и покрытий, износостойких материалов, обеспечивающих эффективное уплотнение проточной части ГТД.
Информация по телефонам: (499) 263-89-17 Пашкова Елена Аркадиевна (499) 748-97-94 Валеев Руслан Анверович (495) 365-25-92 Фарафонов Дмитрий Павлович E-mail: material@viam.ru
