Пакер, применяемый в открытом стволе нефтегазовых скважин, для проведения различных геолого-технических мероприятий

Рис. 6 — Модель разрезного кольца

Рис. 7 — Статическое перемещение кольца

Рис. 8 — Узловое напряжение по Мизесу

будет работать в интервале с перепадом давления Ар = 50 МПа, то контактное давление, полученное в результате расчетов, полностью удостоверяет этим требованиям Рк = 50,2 МПа.

Срабатывание механизма пакеровки должно быть около 50 кН, так как необходимая осевая нагрузка для сжатия резины равна 60 кН. Для этого рассчитаем нагрузку срабатывания разрезного кольца, которое выполняет функцию механизма пакеровки, не позволяющий активироваться пакеру во время СПО.

Поэтому с помощью программного комплекса SolidWorks Simulation была разработана и посчитана Эй-модель разрезного кольца

Материал, назначенный для детали: Сталь 60С2А ГОСТ 14959-79.

Модуль Юнга: E = 2,12^10" Па (2.12е+01Ш/тЛ2);

Предел текучести: ат = 1,09^109 Па (1.09e+009N/m*2).

При осевой нагрузки в 50 кН, давление, создаваемое на поясок кольца, примерно равно 5 МПа.

На рис. 7 изображено максимальное смещение (суммарное по всем трём осям) незакрепленной кромки кольца, которое равняется Almax = 3,095 мм. Это означает, что узел переключения пакера успешно сработал. Так как суммарное перемещение, необходимое для срабатывания пакера, равняется Al = 6 мм, а в по техническим условиям требуется 5 мм.

В дополнение был проведен расчет узлового напряжения по Мизесу для определения запаса прочности кольца при работе в пакере.

На рис. 8 показано, что концентратор напряжения находится у закрепленной кромки. Максимальное значение напряжения равняется cmax = 6,330*108 Па = 633 МПа. Предел текучести для стали 60С2А ат = 1090 МПа. Таким образом, минимальный запас прочности

Из этого можно сделать вывод, что запас прочности кольца достаточен, так как допустимый минимальный запас прочности [n] = 1,3<n = 1,72.

Кроме вышеприведенных расчетов, проводились прочностные расчеты других

базовых узлов и деталей, таких, например, как шток, воспринимающий на себе основную сжимающую и растягивающую нагрузку внутри скважины. Использовался принятый федеральный сортамент на бурильные трубы и резьбы к ним для проектирования муфтового и ниппельного соединения пакера. Все эти работы проводились с целью увеличить ресурс оборудования в целом, так как известно, что общий ресурс пакерно-якорного оборудования определяется ресурсами работы отдельно взятых деталей и узлов.

Для предварительной оценки работы пакера, а также проверки соответствия конструкции к предъявляемы требованиям, были проведены стендовые испытания паке-ра. На рис. 9 представлена принципиальная схема испытательного стенда с имитатором открытого ствола (ИОС).

Стендовые испытания пакера осуществлялись в два этапа. На первом этапе первоначально провели опрессовку под-пакерного пространства, а затем при получении положительного результата, вторым этапом провели опрессовку надпакерного пространства.

Также пакер проверили на срыв и извлечение из ИОС. Выполнив визуальный осмотр пакера, дефектов обнаружено не было.

Было принято заключение, что пакер для открытого ствола скважины стендовые испытания выдержал, так как после окончания проведения двух этапов испытаний не произошло нарушения герметичности, падение перепада давления, а после извлечения из ИОС, при визуальном осмотре не обнаружена деформация деталей пакера.

На рис. 10 изображен график испытаний пакера.

Итоги

1) Проанализированы возникающие проблемы работы пакерного оборудования в открытом стволе скважины и изучены существующие аналоги данного оборудования.

2) В представленном пакере решен ряд весомых проблем, возникающих при работе пакеров для открытого ствола скважины. В частности, такие проблемы как: разрушение резинового элемента пакера, прихват пакер при срыве, негерметичное разобщение испытуемого интервала от остальной области скважины, не надежная работа существующего оборудования.

Рис. 9 — Схема испытательного стенда для пакера

Рис. 10 — Стендовые испытания пакера. Испытания на герметичность подпакерного пространства

Выводы

После выполнения стендовых испытаний

были сделаны следующие выводы:

• Разработанный пакер отвечает основным показателям качества промышленной продукции: назначения, надежности и технологичности.

• Базовые узлы пакера работают как целостная техническая система, которая выполняет поставленные задачи - эксплуатационной эффективности.

• Для оценки показателей надежности изделия (безотказности, долговечности, ремонтопригодности и сохраняемости) планируется проведение опытно промысловых испытаний в открытом стволе скважины.

Список литературы

1. Ишмурзин А.А. Нефтегазопромысловое

Abstract

In recent years, for the exploration and production drilling of wells and synthesized a variety of competitive packer and anchor system, made at a high technical level. However, it should be noted that not all technological problems packers work in an open wellbore and the associated complications and emergencies are fully resolved. This article describes the packer for the open hole. Packer design was developed based on the experience of existing domestic packer equipment for the open wellbore to take into account existing deficiencies in the analogues, as well as eliminate significant shortcomings in structures to ensure more reliable and durable operation of the equipment.

Materials and methods

Using SolidWorks Simulation software

оборудование: учебник. Уфа: УГНТУ, 2008. 565 с.

2. Копейкин И.С., Лягов А.В. Использование математических методов для расчетов напряженно деформированного состояния базовых узлов пакерно-якорного комплекса, работающего в открытых стволах скважины. Роль математики в становлении специалиста: материалы Всероссийской научно-методической конференции. Уфа, 2015. С 4-6.

3. Копейкин И.С., Лягов А.В., Тихонов А.Е. Использование пакера и якоря третьего поколения в двухпакерной компоновке при борьбе с поглощениями в открытом стволе скважины. Инновационное нефтегазовое оборудование: проблемы и решения: материалы III Всероссийской научно-технической конференции. Уфа, 2015. С. 80-81.

package was developed and counted 3D model of the split ring. During the design phase were carried out basic strength and technological calculations packer. For a preliminary assessment of the work of the packer, as well as to verify compliance with the design requirements imposed on packer were conducted bench tests.

Results

1) We analyzed the emerging challenges of the work packer equipment in open hole and studied existing analogues of this equipment.

2) In the present package resolved a number of significant problems encountered when using packers for open borehole. In particular, problems such as the destruction of the rubber element of the packer, packer stuck at failure, leaking test interval

4. Копейкин И.С., Лягов И.А., Перескоков К.А., Маликов Е.А Напряженно деформированное состояние базовых узлов пакерно-якорного комплекса для селективного испытания пластов в открытых стволах скважины. Сборник тезисов докладов научно-технической конференции молодых ученых-специалистов ООО «БашНИПИнефть», Уфа, 2015. С. 68-69

5. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. М.: Недра, 1984. 464 с.

6. Чичеров Л.Г., Молчанов Г.В. Расчет и конструирование нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1987. 422 с.

7. Бухаленко Е.И. Нефтепромысловое оборудование: Справочник. 2-е изд. М.: Недра, 1990. 559 с.

UDC 622.24

separation from the rest of the field well, unsafe operation of existing equipment.

Conclusions

After the test bench the following conclusions:

• Designed packer meets the basic indicators of quality of industrial products: use, reliability and manufacturability.

• Basic packer components operate as an integrated technical system, which performs tasks, such are operational efficiency.

• To assess the reliability of the product performance (reliability, durability, maintainability and keeping) planned to conduct a pilot field test in open hole.

Keywords

packer, open hole,

downhole equipment, test formations,

packer device

ENGLISH OILFIELD EQUIPMENT

Packer for using in open-hole oil and gas wells for various geological and technical measures

Authors:

Ilya S. Kopeikin — postgraduate1; Ilva.kopeikvn@gmail.com

Alexander V. Lyagov — Sc.D. associate professor, professor of "Technological machinery and equipment"1; LvagovAV@basneft.ru Arkady N. Zamaraev —Ph.D. head of service the development of open-hole equipment2

1Ufa State Oil Technical University, Ufa, Russian Federation 2SPF Paker LLC, Oktyabrsky, Russian Federation

References

1. Ishmurzin A.A. Neftegazopromyslovoe oborudovanie: uchebnik [Oilfield equipment: textbook]. Ufa: UGNTU, 2008, 565 p.

2. Kopeykin I.S., Lyagov A.V. Ispol'zovanie matematicheskikh metodov

dlya raschetov napryazhenno deformirovannogo sostoyaniya bazovykh uzlovpakerno-yakornogo kompleksa, rabotayushchego v otkrytykh stvolakh skvazhiny [Use of mathematical methods for the calculations of stress strain state of base nodes packer anchor system operating in the open hole of the well]. Role of mathematics in the rise of the specialist: materials of all-Russian scientific and methodical conference, Ufa, 2015, pp. 4-6.

3. Kopeykin I.S., Lyagov A.V., Tikhonov A.E. Ispol'zovanie pakera iyakorya tret'ego pokoleniya v dvukhpakernoy komponovke pri bor'be s pogloshcheniyami v otkrytom stvole skvazhiny [Use of packer and anchor of the third generation in two-packer layout when dealing with the acquisition in open hole wells]. Oil and gas equipment innovation: problems and solutions: materials of the

III all-Russian scientific and technical conference. Ufa, 2015, pp. 80-81.

4. Kopeykin I.S., Lyagov I.A., Pereskokov K.A., Malikov E.A Napryazhenno deformirovannoe sostoyanie bazovykh uzlov pakerno-yakornogo kompleksa dlya selektivnogo ispytaniya plastov v otkrytykh stvolakh skvazhiny [Strained and deformed state of base nodes packer and anchor complex for

selective testing of formations in the open trunks of the well]. Collection of theses of reports of scientific and technical conference of young scientists-specialists of LLC "BashNIPIneft", Ufa, 2015, pp. 68-69.

5. Molchanov G.V., Molchanov A.G. Mashiny i oborudovanie dlya dobychi nefti i gaza [Machines and equipment for oil and gas production]. Moscow: Nedra, 1984, 464 p.

6. Chicherov L.G., Molchanov G.V. Raschet i konstruirovanie neftepromyslovogo oborudovaniya [Calculation and design of oilfield equipment]. Moscow: Nedra, 1987, 422 p.

7. Bukhalenko E.I. Neftepromyslovoe oborudovanie: Spravochnik [Oilfield equipment: Guidebook]. 2d ed. Moscow: Nedra, 1990, 559 p.

ДОБЫЧА

УДК 622.276

мониторинг разработки газонефтяной зоны пластов АВ Самотлорского месторождения с применением цифровых фильтрационных моделей

А.А. Чусовитин

заместитель генерального директора по геологии и разработке по Западной Сибири и Оренбургу1

aachusovl5@vandex.ru А.С. Тимчук

к.т.н., заместитель генерального директора по науке2

astimchuk@zsniigg.ru

О.В. Фоминых

к.т.н., доцент3 oleg-fom87@mail.ru

А.С. Самойлов

к.т.н., доцент3 assamoilov@mail.ru

1ООО «ТННЦ»,Тюмень, Россия 2ФГУП «ЗапСибНИИГГ», Тюмень, Россия 3ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет», Тюмень, Россия

Как известно, эффективность барьерного заводнения зависит от геологических особенностей строения залежи, свойств насыщающего флюида [1], и, в сравнении с площадным заводнением, может обеспечить прирост КИН до 10%, а также значительно сократить добычу прорывного газа [2, 3]. После реализации системы обеспечить достоверный мониторинг с количественной оценкой данных параметров может детальная настройка цифровой

При разработке газонефтяных залежей основные зоны внедрения воды и нефти находятся в районах, прилегающих к скважинам внутреннего барьерного ряда при отсутствии выдержанного глинистого раздела на ГНК. Подобные процессы наблюдаются при разработке месторождений со значительными подгазовыми зонами [4].

Для оценки процессов, происходящих при разработке группы пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения, в 2008 г. была создана полномасштабная постоянно действующая гидродинамическая модель [5], существенно детализированная в 2010-2016 гг.

По оценкам авторов, модель корректно описывает физические процессы и способна решать полномасштабные задачи в пределах всего месторождения [6]. Так, точность модели в плане воспроизведения текущего состояния газовой шапки по результатам моделирования хорошо подтверждается данными про-мыслово-геофизических исследований (ПГИ) и результатами замеров газового фактора [7].

Реализованная на Самотлорском месторождении схема формирования и эксплуатации барьерных рядов во многом способствовала ограничению прорыва газа и стабилизации газового фактора. Однако при этом 80% газа газовой шапки отобрано скважинами нефтяного фонда подгазовой зоны [8].

Каждый из пластов группы АВ1-5 официально рассматривается как самостоятельный объект разработки, однако фактически между пластами существует связь, обусловленная как геологическими причинами, так и техногенными факторами. В геологическом плане между пластами существует связь через так называемые «окна слияния», обеспечивающие свободный обмен флюидами. Кроме того, на площади залежей выделяется достаточное число участков, на которых толщина непроницаемых перемычек между пластами

не превышает 2 м, что на практике также не является препятствием для миграции флюидов, при создании рабочих депрессий (репрессий). В качестве техногенных факторов следует отметить в первую очередь наличие скважин, совместно эксплуатирующих пласты в различном сочетании интервалов перфорации, заколонные перетоки в скважинах и негерметичность эксплуатационных колонн, наличие которых фактически увеличивает число совместных скважин, а также реальная возможность возникновения техногенной трещиноватости после начала активного заводнения и проведение ГРП в скважинах.

Для сравнительной оценки эффективности с использованием гидродинамической модели пластов группы АВ1-5 был воспроизведен теоретический вариант разработки пластов группы АВ1-5 при отсутствии барьерного заводнения в исторический период. Результаты расчета сопоставлены с базовым вариантом, соответствующим фактической истории разработки группы пластов АВ, также воспроизведенной на модели.

Сравнение результатов расчетов по базовому варианту и варианту без барьерного заводнения проводилось по каждому из пластов и по группе АВ1-5 в целом. Основные расчетные показатели для сравнения — динамика показателей добычи нефти и свободного газа, объемы флюидов, перемещающиеся через ГНК в процессе разработки: поступление нефти и воды в газовые шапки, текущие запасы газа в газовой шапке.

В силу особенностей геологического строения, ни в одном из вариантов разработки не удалось полностью предотвратить процесс взаимных перетоков флюидов и в историческом периоде на отдельных участках залежей происходили как перетоки нефти в газовые шапки, так и внедрение свободного газа в нефтяную часть.

Рис. 1 — Самотлорское месторождение. ГЗ и ГНЗ. Рис. 2 — Самотлорское месторождение. ГЗ и ГНЗ. Динамика

Динамика накопленных объемов внедрения нефти в ГШ накопленных объемов внедрения свободного газа в нефтяную зону

фильтрационной модели на геолого-промысловые данные. В настоящей работе приведены результаты мониторинга выработки запасов группы пластов АВ1-5 Самотлорского месторождения с применением барьерного заводнения.

материалы и методы

Для выполнения настоящей работы были использованы геолого-промысловые данные о разработке объекта АВ Самотлорского месторождения. С применением цифровой фильтрационной модели исследуемых объектов была произведена оценка (сопоставление) технологической эффективности реализованной системы разработки с барьерным заводнением в сравнении с классической внутриконтурной без барьерного ряда.

Ключевые слова

газонефтяная залежь, поддержание пластового давления, обводненность, дебит нефти, барьерное заводнение, перетоки флюидов

В целом организация барьерного заводнения способствовала сокращению объемов прорывов газа газовой шапки в добывающие скважины и в определенной степени воспрепятствовала поступлению нефти в газовую шапку.

Сравнение динамики накопленных объемов внедрения нефти, воды в газовую шапку по пластам и по группе АВ1-5 в целом, свободного газа в нефтяную зону при барьерном заводнении и при его отсутствии по результатам гидродинамического моделирования представлено на рис. 1, 2 и 3.

По накопленным объемам внедрения свободного газа в нефтяную часть залежей наиболее заметное отличие между вариантами получено в период 2000-2010 гг., когда в связи с активным вводом в разработку добывающих скважин в газонефтяной зоне, увеличен отбор жидкости и нефти. Наиболее вероятной причиной увеличения перетока газа в варианте без барьерного заводнения явилось наличие «окон слияния» пластов, что обусловило внедрение больших объемов свободного газа в нефтяную зону залежи. На дату оценки объем внедрившегося свободного газа по варианту без реализации барьерного заводнения составил бы 1,1 млрд м3, что в 5 раз больше, чем по варианту с использованием барьерного заводнения (0,26 млрд м3).

Накопленные объемы внедрения воды в газовую шапку по вариантам расчетов с использованием ГДМ оцениваются в 328,4 млн м3, что на 22% больше, нежели в варианте без реализации барьерного заводнения в исторический период (269,5 млн м3), что составляет 15,2 и 12,5 %,

соответственно, от объема пор газоносной части пластов группы АВ1-5.

Организация барьерных рядов по пластам АВ11-2, АВ13 и АВ2-3 согласно расчетам позволила сократить объемы поступления нефти в газовые шапки на 17 млн т или на 27%.

Наибольшие объемы перетоков нефти, воды через ГНК в варианте без реализации барьерного заводнения отмечены по пластам АВ11-2 и АВ2-3. Наименьшие объемы перетоков флюидов присутствуют в пластах АВ13 и АВ45 (таб. 1). -

Кроме того, с целью оценки эффективности барьерного заводнения по результатам гидродинамического моделирования, получена динамика значений пластового давления по пластам внутри реализованного барьерного ряда и в зоне до него. Динамика пластовых давлений по пластам АВ11-2, АВ13, АВ2-3, полученная с интервалом времени 5 лет, представлена на рис. 4. На рис. 5 представлено распределение пластового давления в газовой шапке на текущую дату в соответствии с вариантами расчета (с барьером и при его отсутствии в исторический период).

По состоянию на 01.01.2011 г. скважинами газонефтяной и газовой зоны отобрано 92,5 млрд м3 газа, в т.ч.: 84,1 млрд м3 — добыча природного газа (в т.ч 17,7 млрд м3 газа отобрано из газовой зоны в целях газлифт-ной добычи нефти с нижележащих пластов), 8,38 млрд м3 — добыча растворенного (попутного нефтяного газа). За 2010 год суммарный отбор газа в ПГЗ составил 4,5 млрд м3, из них 4,26 млрд м3 природный газ газовой шапки и 0,246 млрд м3 попутный нефтяной газ из под-газовой зоны.

Расчет добычи газа осуществлялся: ПНГ — по утвержденному газовому фактору, природный газ — разницей между сдачей на завод и добычей ПНГ. За весь период разработки ресурс газа достоверно фиксировался на пунктах сдачи ГПЗ.

С 2008 г. на пластах объекта АВ1-5 активно реализовывается программа замеров ГФ. Среднее значение замеров газового фактора используют для корректировки добычи газа по пластам объекта путем подачи информации в РИВЦ. Динамика добычи газа приведена на рис. 6.

Максимальная добыча общего объема газа из газовой шапки совпадает с максимумом по добыче нефти — 1982 г., годовой объем добычи газа составил 4,78 млрд м3 газа

Пласт

Нефть, млн.т

Вода, млн.м3

Запасы свободного газа в ГШ на 01.01.2011 г., млрд. м3

с барьером без с барьером без с барьером без

барьера барьера барьера

АВ11-2 32,0 40,9 160,3 133,6 64,8 54,2

АВ13 11,4 13,9 62,2 44,5 12,5 11,2

АВ2-3 17,8 23,3 103,0 88,5 8,9 7,4

АВ4-5 1,3 1,4 2,9 2,9 0,2 0,2

Всего 62,5 79,5 328,4 269,5 86,4 73,0

Таб. 1 — Самотлорское месторождение. ГЗ и ГНЗ. Объемы внедрения флюидов в ГШ по состоянию на 01.01.2011 г.

Рис. 3 — Самотлорское месторождение. ГЗ и ГНЗ. Динамика накопленных объемов внедрения воды в ГШ

Рис. 4 — Самотлорское месторождение. ГЗ и ГНЗ. Динамика пластовых давлений по пластам