КАК СОКРАТИТЬ ? СТОИМОСТЬ РЕМОНТА СКВАЖИНЫ ПО ИЗОЛЯЦИИ ИНТЕРВАЛА НЕГЕРМЕТИЧНОСТИ двухпакерные компоновки 2ПРОК-СИАГ, 2ПРОК-СИАМ 2ПРОК-УОИВ 2ПРОК-ППДИВ Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский ДВУХПАКЕРНЫЕ КОМПОНОВКИ УСПЕШНО ПРИМЕНЯЮТСЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ РОССИИ: ОАО «Удмуртнефть» ОАО «Белкамнефть» ОАО «Сургутнефтегаз» ОАО «Татнефть» ЗАО «Преображенскнефть» ЗАО «РИТЭК-Внедрение» ООО «РН-Пурнефтегаз» ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» ООО «Юралс Энерджи» и другие ПРИМЕНЕНИЕ ДВУХПАКЕРНЫХ КОМПОНОВОК ПОЗВОЛЯЕТ: - Исключить многократные проведения дорогостоящих РИР традиционными методами - тампонажными материалами (средняя стоимость классических РИР в несколько раз превышает стоимость ремонта при помощи двухпакерных компоновок). - Максимально сократить время простоя скважин на РИР (средняя продолжительность классических РИР равна 14 суткам, с двухпакерным оборудованием - 4-6 суток) и увеличить их время работы. - Перевести скважины из простаивающего - в действующий фонд. II Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Содержание Компоновки двухпакерные Двухпакерная компоновка для селективной изоляции – автономная (на 35 МПа) 2ПРОК-СИАГ-1 с гидравлическим отсоединением от НКТ ............................................................... 2 Двухпакерные компоновки для селективной изоляции – автономные (на 35 МПа) 2ПРОК-СИАМ-1 с механическим отсоединением от НКТ ................................................................. 4 Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин установкой ШГН с целью уменьшения обводненности добываемой жидкости и изоляции вышерасположенного интервала негерметичности (на 35 МПа) 2ПРОК-УОИВ-1 ........................................................ 6 Двухпакерная компоновка для ППД с одновременной изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности (на 35 МПа) 2ПРОК-ППДИВ-1 ............................................................. 8 Оборудование, входящее в состав компоновок Верхние пакеры компоновок с упором на нижний пакер с верхним механическим якорем ПРО-ЯВЖТ и ПРО-ЯВЖТ-С (на 35 МПа) .......................................................................................... 10 Нижние пакеры компоновок механические осевой установки ПРО-ЯМО2 и ПРО-ЯМО3 (на 100 МПа) ............................................................................................ 12 Клапан-отсекатель КО ....................................................................................................................... 16 Клапан перепускной газовый для работы в многопакерных компоновках при освоениии эксплуатации скважин КПГ (на 35 МПа) .................................................................. 18 Клапан циркуляционный гидравлический КЦГ (на 70 МПа) ........................................................... 20 Клапан уравнительный механический КУМ (на 70 МПа) ................................................................. 22 Разъединитель колонны РК ............................................................................................................... 24 Переводник безопасный ПБ ............................................................................................................ 25 Инструмент посадочный механический ИПМ ................................................................................... 26 Инструмент посадочный гидравлический ИПГ................................................................................. 27 Удлинитель со срезными штифтами УС ........................................................................................... 28 Газосепаратор гравитационный ГСГ—22-118-32/44 ........................................................................ 29 Отзыв ОАО «Удмуртнефть» ............................................................................................................... 30 Отзыв ТПП «Лангепаснефтегаз» НК «ЛУКойл» ............................................................................... 33 Структура обозначения пакерных компоновок ООО НПФ «Пакер» ............................................... 36 Технологии изоляции водопритока в скважинах 1 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Двухпакерная компоновка для селективной изоляции – автономная (на 35 МПа) 2ПРОК-СИАГ-1 с гидравлическим отсоединением от НКТ Назначение: для добывающих скважин с негерметичностью вышерасположенного интервала с водопритоком в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром труб 140-178 мм. LMNOPQRMSPSTTU VRWYZ[W\]R^^ _TN`bi^aT` OSNUhSfTjkR^K_ Производственные выгоды Выводит скважину из простоя или бездействия из-за высокого процента обводненности добываемой gUMabRKLMNO[\] SOSbTSkRiN`UTScMe продукции и переводит в фонд дающих продукцию. Максимальная нефтеотдача за счет: vpwRØR]xR^^ pPUOUTRibUcTe[ `aPoTjkR^aqU[ TefaNMekRYZPR NRcSm^SrTSN[ `osRObS^jcMe Исключает дорогостоящие РИР по смене глубинно-насосного оборудования. Не засоряет, а улучшает коллекторские свойства призабойной зоны пласта. gUMabRKLMNOPMQNRSTURVQURVW ePeRKLMNOPMSNRRXURQQ SNacSkRiN`UTScMe gPUN` ObShiM`ecTjk при осложнениях. быстро и надежно изолирует интервал водопритока или негерметичности. lUmnaheTe`aPo MSPSTTjRlp pPUOUT OabaOiNMTSkR YK_ Проведение безопасных СПО Без больших финансовых затрат, _T`abcUP Tadab^a[ `efTSN`e vpwRØR\yR^^ - гидрофобизации призабойной зоны пласта; - снижения обводненности добываемой жидкости; - сокращения времени на ремонт. СОСТАВ КОМПОНОВКИ Компоновка состоит, сверху вниз, из: - инструмента посадочного ИПГ (стр. 27) для разъединения колонны НКТ от пакерной компоновки гидравлическим способом; - верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ (стр. 10) опорной установки с верхним якорным узлом; - клапана уравнительного механического КУМ (стр. 22), который открывает и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами при осевом натяжении, для облегченного срыва пакера; - разъединителя колонны РК (стр. 24), отсоединяющегося натяжением НКТ от нижнего пакера; - нижнего пакера типа ПРО-ЯМО (стр. 12) осевой установки с нижним якорным узлом на диаметры колонн – 118/122/140/145 мм; - двух перепускных клапанов КПГ (стр. 18). ПРИНЦИП РАБОТЫ tUdPiuMU 2 Через нижний клапан КПГ, установленный на уровне нижних отверстий интервала перфорации, в колонну НКТ поступает выделившаяся вода и пластовый флюид. Это обеспечивает смачиваемость интервала перфорации нефтью. Верхний клапан КПГ устанавливается под пакером, для перепуска газа изпод пакерного пространства в колонну НКТ, без образования Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский газовых глобул большего объема и способствующего подъему жидкости по всей компоновке до верхнего пакера. При подъеме компоновки клапан КУМ открывается натяжением колонны НКТ и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами для облегченного срыва пакера. Комплектация 1 2 Состав Узел разъединения от колонны НКТ Пакер верхний Клапан уравнительный Узел аварийного разъединения ИПГ ПРО-ЯВЖТ КУМ РК Пакер нижний ПРО-ЯМО2-136/142/145 ПРО-ЯМО3-118/122 Клапан перепускной КПГ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Обсадная Присоединительная резьба Диаметр ДиаНаружколонна проходно- метр НКТ гладких НКТ, ГОСТ 633-80 ный диаШифр го канала, между Усл. Толщина метр, Низ мм, не пакерами, Верх (муфта) диаметр, стенок, мм (ниппель) менее мм мм мм 140 6-8 118 2ПРОК-СИАГ-1-118-50-Т100-К1-2 146 9-11 50 146 6,5-9 122 2ПРОК-СИАГ-1-122-50-Т100-К1-2 168 7,3-11 89 89 73 2ПРОК-СИАГ-1-140-59-Т100-К1-1 140 178 12,7-15 59 168 7,3-8 145 2ПРОК-СИАГ-1-145-59-Т100-К1-1 178 8,1-12,7 * Верх - муфта инструмента ИПГ, низ - ниппель клапана КПГ (по заказу комплектуются переводниками под применяемые типоразмеры НКТ). - по отдельному заказу поставляются на Т=150°С. X - комплектация (1 или 2). Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 100°С при заказе: 2ПРОК-СИАГ-1-118-50-Т100-К1-2, где: 2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»; СИАГ - для селективной изоляции вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная с гидравлическим разъединением от колонны НКТ; 1 - один узел аварийного разъединения; 118 - наружный диаметр 118 мм; 50 - проходной канал 50 мм; Т100 - максимальная рабочая температура 100°С; К1 - коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%); 2 - вторая комплектация (инструмент посадочный ИПГ, верхний пакер ПРО-ЯВЖТ-118, клапан уравнительный КУМ, разъединитель РК, нижний пакер ПРО-ЯМО3-118, два перепускных клапана КПГ, заглушка). Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 150°С: 2ПРОК-CИАГ-1-118-50-Т150-К1-2. Технологии изоляции водопритока в скважинах 3 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Двухпакерные компоновки для селективной изоляции – автономные (на 35 МПа) 2ПРОК-СИАМ-1 с механическим отсоединением от НКТ Назначение: для добывающих скважин с негерметичностью вышерасположенного интервала с водопритоком в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром труб 140-178 мм. LMNOPQRMSPSTTU VRWYZ[W\]R^^ _TN`bi^aT` OSNUhSfTjkR^KP Производственные выгоды Выводит скважину из простоя или бездействия из-за высокого процента обводненности добы- gUMabRKLMNO[\] SOSbTSkRiN`UTScMe ваемой продукции и переводит в фонд дающих продукцию. vpwRØR]xR^^ Максимальная нефтеотдача за счет: pPUOUTRibUcTe[ `aPoTjkR^aqU[ TefaNMekRYZPR NRcSm^SrTSN[ `osRObS^jcMe Исключает дорогостоящие РИР по смене глубинно-насосного оборудования. Не засоряет, а улучшает коллекторские свойства призабойной зоны пласта. gUMabRKLMNOPMQNRSTURVQURVWd ePeRKLMNOPMSNRRVURRXURQQ SNacSkRiN`UTScMe gPUN` ObShiM`ecTjk tUdPiuMU 4 при осложнениях. быстро и надежно изолирует интервал водопритока или негерметичности. lUmnaheTe`aPo MSPSTTjRLY pPUOUT OabaOiNMTSkR YK_ Проведение безопасных СПО Без больших финансовых затрат, _T`abcUP Tadab^a[ `efTSN`e vpwRØR\yR^^ - гидрофобизации призабойной зоны пласта; - снижения обводненности добываемой жидкости; - сокращения времени на ремонт. СОСТАВ КОМПОНОВКИ Компоновка состоит, сверху вниз, из: - инструмента посадочного ИПМ (стр. 26) для разъединения колонны НКТ от пакерной компоновки механическим способом; - верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ (стр. 10) опорной установки с верхним якорным узлом; - клапана уравнительного механического КУМ (стр. 22), который открывает и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами при осевом натяжении, для облегченного срыва пакера; - разъединителя колонны РК (стр. 24), отсоединяющегося натяжением НКТ от нижнего пакера; - нижнего пакера типа ПРО-ЯМО (стр. 12) осевой установки с нижним якорным узлом на диаметры колонн – 114/118/122/140/145 мм; - двух перепускных клапанов КПГ (стр. 18). ПРИНЦИП РАБОТЫ Через нижний клапан КПГ, установленный на уровне нижних отверстий интервала перфорации, в колонну НКТ поступает выделившаяся вода и пластовый флюид. Это обеспечивает смачиваемость интервала перфорации нефтью. Верхний клапан КПГ устанавливается под пакером, для Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский перепуска газа из-под пакерного пространства в колонну НКТ, без образования газовых глобул большего объема и способствующего подъему жидкости по всей компоновке до верхнего пакера. При подъеме компоновки клапан КУМ открывается натяжением колонны НКТ и создает сообщение между трубным и затрубным пространствами для облегченного срыва пакера. Состав Комплектация Узел разъединения от колонны НКТ Пакер верхний Клапан уравнительный Узел аварийного разъединения ИПМ ПРО-ЯВЖТ КУМ РК 1 2 Пакер нижний ПРО-ЯМО2-136/142/145 ПРО-ЯМО3-114/118/122 Клапан перепускной КПГ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Шифр 2ПРОК-СИАМ-1-114-50-Т100-К1-2 2ПРОК-СИАМ-1-118-50-Т100-К1-2 2ПРОК-СИАМ-1-122-50-Т100-К1-2 2ПРОК-СИАМ-1-140-50-Т100 -К1-1 2ПРОК-СИАМ-1-145-50-Т100-К1-1 Обсадная колонна Наружный Усл. Толщина диаметр, мм диаметр, стенок, мм мм 140 7-10,5 114 146 10-12 140 6-8 118 146 9-11 146 6,5-9 122 168 7,3-11 140 178 12,7-15 168 7,3-8 145 178 8,1-12,7 Диаметр проходного канала, мм, не менее Диаметр НКТ между пакерами, мм Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80 Верх (муфта) 50 Низ (ниппель) 73 89 59 73 89 * Верх - муфта инструмента ИПГ, низ - ниппель клапана КПГ (по заказу комплектуются переводниками под применяемые типоразмеры НКТ). - по отдельному заказу поставляются на Т=150°С. X - комплектация (1 или 2). Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 100°С при заказе: 2ПРОК-СИАМ-1-118-50-Т100-К1-2, где: 2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»; СИАГ - для селективной изоляции вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная с гидравлическим разъединением от колонны НКТ; 1 - один узел аварийного разъединения; 118 - наружный диаметр 118 мм; 50 - проходной канал 50 мм; Т100 - максимальная рабочая температура 100°С; К1 - коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%); 2 - вторая комплектация (инструмент посадочный ИПГ, верхний пакер ПРО-ЯВЖТ-118, клапан уравнительный КУМ, разъединитель РК, нижний пакер ПРО-ЯМО3-118, два перепускных клапана КПГ, заглушка). Пример обозначения компоновки второй комплектации на температуру 150°С: 2ПРОК-CИАМ-1-118-50-Т150-К1-2. Технологии изоляции водопритока в скважинах 5 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин установкой ШГН с целью уменьшения обводненности добываемой жидкости и изоляции вышерасположенного интервала негерметичности (на 35 МПа) 2ПРОК-УОИВ-1 LMNOPQRMSPSTTU ØRWYZ[W\]R^^ {|vRNRdUmSNaOU[ bU`SbS^R_g_ pPUOUTROaba[ OiNMTSkRYK_ }maP bUmnaheTaTe~R^KP gUMabRKLMNO[\] SOSbTSkRiN`UTScMe vpwRØR]xR^^ _T`abcUP Tadab^a[ `efTSN`e pPUOUTRibUcTe[ `aPoTjkR^aqU[ TefaNMekRYZPR NRcSm^SrTSN[ `osRObS^jcMe Назначение: для добывающих скважин с негерметично- стью вышерасположенного интервала с водопритоком в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром труб 140-178 мм. и гидрофобизацией призабойной зоны скважины. Производственные выгоды Выводит скважину из простоя или бездействия из-за высокого процента обводненности добываемой продукции и переводит в фонд дающих продукцию. Максимальная нефтеотдача за счет: - гидрофобизации призабойной зоны пласта; - снижения обводненности добываемой жидкости; - сокращения времени на ремонт с осложнениями в несколько раз; - контроля над работой насоса и забойного давления по динамическому уровню; Проведение безопасных СПО при осложнениях. gUMabRKLMNOPMQ SNacSkRiN`UTScMe Без больших финансовых затрат, быстро и надежно изолирует интервал водопритока или негерметичности. Исключает дорогостоящие РИР pPUOUT OabaOiNMTSkR YK_ по смене глубинно-насосного оборудования – предотвращает контакт жидкости глушения с призабойной зоной скважины. Возможность проводить промывку полости насоса в процессе эксплуатации скважины созданием давления в затрубном пространстве. gPUN` ObShiM`ecTjk Эксплуатация скважины с высоким газосодержанием за счет применения газосепаратора. СОСТАВ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОМПОНОВКИ tUdPiuMU 6 Компоновка состоит, сверху вниз, из: - газосепаратора ГСГ (стр. 29) гравитационного принципа работы с обратными клапанами для перепуска газа из своей полости в затрубное пространство скважины; Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский - клапана перепускного газового КПГ (стр. 18), предназначенного для прямой промывки полости насоса, а также для формирования динамического уровня, соответствующего забойному давлению; - узла разъединения ИПМ (стр. 26); - пакера ПРО-ЯВЖТ (стр. 10) опорной установки с регулируемой осевой нагрузкой срыва; - клапана уравнительного механического КУМ, открывающего сообщение трубного с затрубным пространством при натяжении для облегчения срыва пакерной компоновки и, при необходимости, промывки головы нижнего пакера; - пакера ПРО-ЯМО2 (стр. 12) осевой установки; - хвостовика с заглушкой и клапанами перепускными типа КПГ (стр. 18) для перепуска пластовой жидкости и газа и выполнения функций обратного клапана, а так же функций циркуляционного клапана при подъеме компоновки. Место установки клапанов выбирается так, чтобы обеспечивать смачиваемость интервала перфорации нефтью, отбирая через верхний - газ с нефтью, а через нижний - нефть с водой. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Обсадная колонна Шифр Усл. диаметр, мм 2ПРОК-УОИВ-1-114-46-Т100-К1-1 2ПРОК-УОИВ-1-118-46-Т100-К1-1 2ПРОК-УОИВ-1-122-46-Т100-К1-1 2ПРОК-УОИВ-1-140-59-Т100-К1-1 2ПРОК-УОИВ-1-145-59-Т100-К1-1 140 146 140 146 146 168 178 168 178 Наружный Толщина диаметр, стенок, мм мм 7-10,5 114 10-12 6-8 118 9-11 6,5-9 122 7,3-11 140 12,7-15 7,3-8 145 8,1-12,7 Диаметр проходного канала, мм, не менее Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80 Верх (муфта) Низ (ниппель) 50 59 58 73 89 73 * Верх - муфта газосепаратора ГСГ, низ - ниппель клапана КПГ (по заказу комплектуются переводниками под применяемые типоразмеры НКТ). - по отдельному заказу поставляются на Т=150°С. Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 100°С при заказе: 2ПРОК - УОИВ-1-140-59-Т100-К1-1, где: 2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер» УОИВ - для уменьшения обводненности добываемой жидкости с изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности; 1 - один узел аварийного разъединения; 114 - наружный диаметр 114 мм; 59 - проходной канал 59 мм; Т100 - максимальная рабочая температура 100°С; К1 - коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%); 1 - первая комплектация (газосепаратор ГСГ, клапан КПГ, инструмент посадочный ИПМ, пакер ПРО-ЯВЖТ, клапан КУМ, пакер ПРО-ЯМО2, клапаны КПГ - 2 шт., заглушка). Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 150°С – 2ПРОК-УОИВ-1-140-59-Т150-К1-1. Технологии изоляции водопритока в скважинах 7 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский LMNOPQRMSPSTTU ØRWYZ[W\]R^^ vpwRØR\yR]xR^^ }hPeTe`aPoRNS NbamTj^eRu`e[ `U^eRZg pPUOUTRebMiP~[ eSTTjkRdehbUc[ PefaNMekRYk_ Двухпакерная компоновка для ППД с одновременной изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности (на 35 МПа) 2ПРОК-ППДИВ-1 Назначение: для скважин ППД с негерметичностью вышерасположенного интервала с водопритоком или поглощением в эксплуатационных колоннах с условным наружным диаметром труб 140-178 мм. Производственные выгоды }maPRbUmnahe[ TaTe~R^KPR Позволяет проводить избирательную закачку воды в нижерасположенный горизонт без воздействия на верхний; gUMabRKLMNO[\]Ng SOSbTSkRiN`UTScMe _T`abcUP Tadab^a[ `efTSN`e vpwRØR]xR^^ pPUOUTRebMiP~[ eSTTjkRdehbUc[ PefaNMekRYk_ gabacShTeM amSOUNTjkRg Исключает дорогостоящие РИР по смене глубинно-насосного оборудования. Проведение безопасных СПО при осложнениях. Проведение различных технологических операций, связанных с прокачкой жидкостей по кольцевому пространству скважины, выравниванию давлений в компоновке и кольцевом пространстве, работ по разгерметизации устья скважины без излива и глушения, а также повышают безопасность проведения ремонтных и аварийных работ. СОСТАВ И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОМПОНОВКИ gUMabRKLMNOj\NMd SNacSkRiN`UTScMe pPUOUT[ S`NaMU[ `aPoRYM gPUN` 8 Компоновка состоит, сверху вниз, из: - удлинителя со срезными штифтами УС (стр. 28), предназначенного для посадки пакеров с заданной нагрузкой и дальнейшей их эксплуатации, обеспечивая герметичное подвижное соединение компоновки подземного оборудования с колонной НКТ; - клапана циркуляционного гидравлического (проходной канал Ø 54 мм) КЦГ (стр. 18), открывающего сообщение трубного с затрубным пространством после сброса на него шара и создания давления в НКТ; - узла разъединения колонны труб от пакерной компоновки ИПМ (стр. 26) путем вращения, для замены колонны НКТ без извлечения пакерной компоновки; - верхнего пакера типа ПРО-ЯВЖТ-С (стр. 10) опорной установки с верхним якорным узлом; Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский - клапана циркуляционного гидравлического КЦГ (стр. 20), открывающего сообщение трубного с затрубным пространством после сброса на него шара и создания давления в НКТ; - переводника безопасного ПБ (стр. 25), отсоединяющегося вращением НКТ вправо, при прихвате нижнего пакера; - нижнего пакера типа ПРО-ЯДЖ-О (стр. 14) осевой установки с нижним якорным узлом; - клапана отсекателя КО (стр. 16), установленного напротив пласта закачки, перекрывающего поступление жидкости из затрубного пространства в полость НКТ и позволяющего создавать двухстороннюю циркуляцию жидкости после сброса шара на него (клапан закрыт) и создания давления для открытия циркуляционных радиальных каналов в его корпусе (клапан открыт). ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Обсадная колонна Шифр Усл. диаметр, мм Толщина стенок, мм 140 146 140 146 146 168 178 168 178 7-10,5 10-12 6-8 9-11 6,5-9 7,3-11 12,7-15 7,3-8 8,1-12,7 2ПРОК-ППДИВ-1-114-46-Т100-К1-1 2ПРОК-ППДИВ-1-118-46-Т100-К1-1 2ПРОК-ППДИВ-1-122-46-Т100-К1-1 2ПРОК-ППДИВ-1-140-59-Т100-К1-1 2ПРОК-ППДИВ-1-145-59-Т100-К1-1 Присоединительная Наружный Диаметр про- резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80 диаметр, ходного канала, мм мм, не менее Верх Низ (муфта) (ниппель) 114 118 46 73 122 140 59 145 58 * Верх – муфта удлинителя УС, низ – ниппель клапан КО (по заказу комплектуются переводниками под применяемые типоразмеры НКТ). - по отдельному заказу поставляются на Т=150°С. Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 100°С при заказе: 2ПРОК-ППДИВ-1-114-46-Т100-К1-1, где: 2ПРОК - двухпакерная компоновка ООО НПФ «Пакер»; ППДИВ - поддержание пластового давления с одновременной изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности ЭК; 1 - один узел аварийного разъединения; 114 - наружный диаметром 114 мм; 46 - проходной канал 46 мм; Т100 - максимальная рабочая температура 100°С; К1 - коррозионное исполнение К1 (углекислого газа до 10%); 1 - первая комплектация (удлинитель УС-114, клапан КЦГ - 2 шт., инструмент посадочный ИПМ, пакер ПРО-ЯВЖТ-С-114, переводник безопасный ПБ, пакер ПРО-ЯДЖ-О-114, клапан-отсекатель КО). Пример обозначения компоновки первой комлектации на температуру 150°С – 2ПРОК-ППДИВ-1-114-46-Т150-К1-1. Технологии изоляции водопритока в скважинах 9 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Верхние пакеры компоновкок с упором на нижний пакер с верхним механическим якорем ПРО-ЯВЖТ и ПРО-ЯВЖТ-С (на 35 МПа) Предназначены для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - для длительной автономной (без НКТ) изоляции негерметичного или требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны, при эксплуатации скважин погружным насосным оборудованием в составе двухпакерной компоновки, состоящей из верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ или ПРО-ЯВЖТ-С, нижнего пакера, посадочного инструмента ИПМ (или ИПГ) и шламоуловителя; - освоение и эксплуатация нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведение различных технологических операций; - для длительной автономной (независимой от связи с НКТ) изоляции нарушенного участка обсадной колонны. - для закачки воды в нагнетательных скважинах; - для разделения пластов при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ); ДОСТОИНСТВА - возможность натяжения колонны НКТ после посадки пакера, без нарушения герметичного разобщения интервалов эксплуатационной колонны; - верхний механический якорь зафиксированный от проворота относительно штока позволяет исключить разгерметизацию пакера автономно оставляемого в скважине при отвороте от него механического посадочного инструмента ИПМ; - пакеры содержат нижние шток и корпус, подвижное соединение между которыми выполнено герметично, что обеспечивает возможность использовать этот пакер в двухпакерных компоновках; - пакеры содержат шпонку, что обеспечивает передачу крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленное под пакером; - легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки; КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - пакеры не имеют нижнего заякоривающего устройства и предназначены для работы с упором на забой или на другой, расположенный под ним, пакер; - пакеры содержат верхнее механическое заякоривающее устройство, приводимое в рабочее состояние при определенном значении осевой сжимающей нагрузки, создаваемой весом НКТ, расположенных над пакером; - пакер ПРО-ЯВЖТ многократного действия за одну СПО; - пакер ПРО-ЯВЖ-Т-С содержит срезные штифты, подбор количества которых обеспечивает регулируемую нагрузку первичной посадки, при использовании его в двухпакерной компоновке в качестве верхнего пакера; - высокая ремонтопригодность. 10 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Шифр ПРО-ЯВЖТ-114 ПРО-ЯВЖТ-118 ПРО-ЯВЖТ-122 ПРО-ЯВЖТ-140 ПРО-ЯВЖТ-145 ПРО-ЯВЖТ-С-114∆ ПРО-ЯВЖТ-С-118 ∆ ПРО-ЯВЖТ-С-122∆ ПРО-ЯВЖТ-С-140∆ ПРО-ЯВЖТ-С-145∆ Диапазон допустиДиаметр Обсадная колонна, мм Наружный мых усилий при напроходного диаметр, тяжении НКТ после канала, мм, Условный Толщина мм посадки пакера, кН, не менее диаметр стенок не более 140 7-10,5 114 146 10-12 140 6-8 46 118 146 9-11 50 - 120* 146 6,5-9 122 168 7,3-11 140 178 12,7-15,0 59 168 7,3-8 145 178 8,1-12,7 140 7-10,5 114 146 10-12 140 6-8 50 118 146 9-11 146 6,5-9 122 50 - 120* 168 7,3-11 140 178 12,7-15,0 59 168 7,3-8 145 178 8,1-12,7 Длина, мм, не более Масса, кг, не более Присоединительная резьба гладких НКТ ГОСТ 633-80 Верх Низ 73 102 (73**) 89 114 (89**) 73 102 (73**) 89 114 (89**) 75 2040 79 2365 95 2407 97 82 86 2590 90 2700 117 2790 131 93 Пакеры ПРО-ЯВЖ-Т-С со срезными штифтами, с регулируемой нагрузкой посадки 8-16 т. * Величина допустимого усилия натяжения колонны НКТ после посадки пакера из диапазона 50-120 кН (5-12 т) выполняется по требованию заказчика заводом-изготовителем. ** В стандартном исполнении пакер комплектуется переводником (для типоразмеров пакера 114/118/122 - переводник ниппель102 х ниппель 73, для типоразмеров пакера 140/145 - переводник ниппель 114 х ниппель 89). • Максимальный перепад давления на пакер 35 МПа. • Нагрузка при пакеровке 120-160 кН. • Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – ПРО-ЯВЖТ-122Т. • По специальному заказу пакерующее устройство может быть укомплектовано двумя резиновыми уплотнительными элементами. ∆ ПАКЕР ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: 1 Нулевой; Обозначение пакера на Т=100°С ПРО-ЯВЖТ-114 2 3 4 5 Минимальный ЗИП 01 Стандартный ЗИП 02 Стандарт плюс ЗИП 03 Максимальный ЗИП 04 ПРО-ЯВЖТ-114/01 ПРО-ЯВЖТ-114/02 ПРО-ЯВЖТ-114/03 ПРО-ЯВЖТ-114/04 № комплект ЗИП обозначение пакера на Т=150°С ПРО-ЯВЖТ-114Т ПРО-ЯВЖТ-114Т/01 ПРО-ЯВЖТ-114Т/02 ПРО-ЯВЖТ-114Т/03 ПРО-ЯВЖТ-114Т/04 Пример оформления записи при заказе пакера «нулевой» комплектации: - на Т=100°С - ПРО-ЯВЖТ-114; - на Т=150°С - ПРО-ЯВЖТ-114Т. Пример оформления записи при заказе пакера «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С - ПРО-ЯВЖТ-114/02; - на Т=150°С - ПРО-ЯВЖТ-114Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64. факс: (34767) 6-75-15 E-mail: mail@npf-paker.ru Технологии изоляции водопритока в скважинах 11 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Пакеры механические осевой установки ПРО-ЯМО2, ПРО-ЯМО3 (на 100 МПа*) Предназначены для герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны и защиты ее от динамического воздействия рабочей среды в процессе проведения различных технологических операций. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин; - для проведения опрессовки обсадной колонны и поиска негерметичности; - для кислотной обработки пластов под давлением; - для проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций. ДОСТОИНСТВА - надежная герметизация эксплуатационной колонны при проведении работ, требующих создания высокого перепада давления на пакер; - легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки; - конструкция пакера проверена многолетним опытом успешного применения. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - пакер устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений колонны труб (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб; - оборудование многократного действия за одну СПО; - высокая ремонтопригодность. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Обсадная колонна Шифр ПРО-ЯМОЗ-82 ПРО-ЯМОЗ-88 ПРО-ЯМОЗ-92 ПРО-ЯМОЗ-99 ПРО-ЯМО3-104 ПРО-ЯМО2-112 ПРО-ЯМО2-118 ПР0-ЯМО2-122 ПР0-ЯМО2-136 ПРО-ЯМО2-142 ПРО-ЯМО2-145 ПРО-ЯМО2-158 ПРО-ЯМО2-182 ПРО-ЯМО2-204 12 МаксимальНаДиаметр ный перепад ружный проходного Условный Толщина давления диаметр, канала, мм, диаметр, стенок, на пакер, мм не менее мм мм МПа 102 5,5-7 82 114 8,6-10,2 88 34 114 6,4-7,4 92 127 7,5-10,7 99 40 127 5,6-7,5 104 140 9-11 100* 112 146 12 140 7-8 46 118 146 9-11 146 6,5-9 122 168 10-12 136 59 168 7-9 142 178 7-14 60* 145 58 194 7-14 50* 158 66 219 8-14 182 80 40* 245 9-15 204 90 Длина, мм, не более Масса, кг, не более 1532 29 32 35 54 56 1611 1771 1672 Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80 Верх Низ (муфта) (ниппель) 60 48 73 60 89 73 102 89 62 1735 1814 1790 1897 1925 1935 64 64 83 84 89 97 112 126 Технологии изоляции водопритока в скважинах 114 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Обсадная колонна МаксимальДиаметр Наный перепад ружный проходного Условный Толщина давления диаметр, канала, мм, диаметр, стенок, на пакер, не менее мм мм мм МПа Шифр ПРО-ЯМО3-114∆ ПРО-ЯМО3-118∆ ПРО-ЯМО3122∆ 140 146 146 146 7-10,5 10-12 6-8 9-11 146 6,5-9 Длина, мм, не более 114 100* 116 Масса, кг, не более Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80 Верх Низ (муфта) (ниппель) 60 59 122 1802 61 73 63 * При условии, что вес колонны труб достаточен для удерживания пакера от перемещения вверх. В случае, если вес труб недостаточен, над пакером необходимо установить гидравлический якорь, поставляемый отдельно. Новинки. Пакеры прошли скважинные испытания. • Нагрузка при пакеровке 60-120 кН. • Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – ПРО-ЯМО2-122Т. • По специальному заказу пакерующее устройство может быть укомплектовано двумя резиновыми уплотнительными элементами. Пакеры применяются в компоновках, приведенных на страницах 180, 192, 202, 204, 207. Пакер поставляется в комплектациях: № комплект ЗИП Обозначение пакера на Т=100°С Обозначение пакера на Т=150°С ПРО-ЯМО2-112 ПРО-ЯМО2-112Т ПРО-ЯМО2-112/01 ПРО-ЯМО2-112Т/01 1 Нулевой 2 Минимальный ЗИП 01 3 Стандартный ЗИП 02 ПРО-ЯМО2-112/02 ПРО-ЯМО2-112Т/02 4 Стандарт плюс ЗИП 03 ПРО-ЯМО2-112/03 ПРО-ЯМО2-112Т/03 5 Максимальный ЗИП 04 ПРО-ЯМО2-112/04 ПРО-ЯМО2-112Т/04 Пример оформления записи при заказе пакера «нулевой» комплектации: - на Т=100°С - ПРО-ЯМО2-112; - на Т=150°С - ПРО-ЯМО2-112Т. Пример оформления записи при заказе пакера «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С - ПРО-ЯМО2-112/02; - на Т=150°С - ПРО-ЯМО2-112Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64. факс: (34767) 6-75-15 E-mail: mail@npf-paker.ru Технологии изоляции водопритока в скважинах 13 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Пакер механический двухстороннего действия осевой установки ПРО-ЯДЖ-О (на 35 МПа) Предназначен для герметичного длительного разобщения интервалов ствола обсадной колонны нагнетательной скважины и защиты ее от динамического воздействия закачиваемой воды. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - для установки в нагнетательных скважинах; - для длительной автономной (без связи с НКТ) изоляции требуемого к разобщению участка эксплуатационной колонны; - для использования в многопакерных компоновках. ДОСТОИНСТВА - надежная герметизация эксплуатационной колонны на длительный срок, в том числе и при циклической подаче нагнетательной жидкости, достигается благодаря наличию в конструкции пакера верхнего механического якоря, в отличие от пакеров аналогичного назначения, содержащих верхний гидравлический якорь; - легкая распакеровка без дополнительной растягивающей нагрузки; - использование данного пакера позволяет максимально сократить время простоя скважины и увеличить межремонтный период скважины, экономить материалы, время и энергоносители; - конструкция пакера проверена многолетним опытом успешного применения. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - пакер устанавливается в скважине механически, путем осевых перемещений колонны труб (не требует вращения НКТ), приводится в транспортное положение натяжением колонны труб; - оборудование многократного действия за одну СПО; - простота конструкции и обслуживания. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Обсадная колонна Шифр ПРО-ЯДЖ-О-114 ПРО-ЯДЖ-О-118 ПРО-ЯДЖ-О-122 ПРО-ЯДЖ-О-140 ПРО-ЯДЖ-О-142 ПРО-ЯДЖ-О-145 ПРО-ЯДЖ-О-182 Условный Толщина диаметр, стенок, мм мм 140 146 140 146 146 168 178 168 178 168 178 219 7-10,5 10-12 6-8 9-11 6,5-9 8-11 13,7-15,0 7,3-8,9 12,7-15,0 7,3-8,0 8,1-12,7 7,7-14,2 Наружный диаметр, мм Диаметр проходного канала, мм, не менее Длина, Масса, кг, мм, не не более более 114 118 90 50 2400 122 62 145 182 93 73 60 89 73 96 140 142 Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80 Верх Низ (муфта) (ниппель) 80 2459 100 110 2471 120 2760 275 • Максимальный перепад давления на пакер 35 МПа. • Нагрузка при пакеровке 120-160 кН. 14 Технологии изоляции водопритока в скважинах 114 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский • Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – ПРО-ЯДЖ-О-122Т. • По специальному заказу пакерующее устройство может быть укомплектовано двумя резиновыми уплотнительными элементами. ПАКЕР ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № комплект ЗИП Обозначение пакера на Т=100°С обозначение пакера на Т=150°С 1 Нулевой ПРО-ЯДЖ-О-114 ПРО-ЯДЖ-О-114Т 2 Минимальный ЗИП 01 ПРО-ЯДЖ-О-114/01 ПРО-ЯДЖ-О-114Т/01 3 Стандартный ЗИП 02 ПРО-ЯДЖ-О-114/02 ПРО-ЯДЖ-О-114Т/02 4 Стандарт плюс ЗИП 03 ПРО-ЯДЖ-О-114/03 ПРО-ЯДЖ-О-114Т/03 5 Максимальный ЗИП 04 ПРО-ЯДЖ-О-114/04 ПРО-ЯДЖ-О-114Т/04 Пример оформления записи при заказе пакера «нулевой» комплектации: - на Т=100°С - ПРО-ЯДЖ-О-114; - на Т=150°С - ПРО-ЯДЖ-О-114Т. Пример оформления записи при заказе пакера «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С - ПРО-ЯДЖ-О-114/02; - на Т=150°С - ПРО-ЯДЖ-О-114Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64. факс: (34767) 6-75-15 E-mail: mail@npf-paker.ru Технологии изоляции водопритока в скважинах 15 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Клапан-отсекатель КО Предназначен для герметичного разобщения внутренней полости НКТ и затрубного пространства и одностороннего перепуска жидкости вниз. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - для установки в нагнетательных скважинах или для закачки химических реагентов при технологических операциях. ДОСТОИНСТВА - надежная герметизация эксплуатационной колонны на длительный срок, в том числе и при циклической подаче нагнетательной жидкости, достигается благодаря наличию в конструкции клапана уплотнительного узла повышенной износостойкости; - возможность проводить ремонт и замену элементов фонтанной арматуры без глушения скважины; - в аварийных ситуациях позволяет осуществить перепуск жидкости вверх путем сброса шарика и созданием давления во внутренней полости НКТ. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - открытие клапана для перепуска жидкости вниз осуществляется путем сброса шарика и создания во внутренней полости НКТ давления, превышающего давление в затрубном пространстве скважины. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наименование параметра, единица измерения Минимальный внутренний диаметр труб обсадной колонны, при котором применим клапан, мм Максимальная температура, °С Минимальный перепад давления открытия клапана, МПа Габаритные размеры, мм, не более: - максимальный диаметр по корпусу - длина - основной канал / диаметр шарика - вспомогательный канал / диаметр шарика Рабочие радиальные каналы, шт. Диаметр радиального канала / эквивалентный диаметр, мм Суммарная площадь проходного сечения радиальных каналов, мм2 Уравнительный радиальный канал, шт: - диаметр, мм - эквивалентная суммарная площадь, мм2 Перепад давления открытия уравнительных каналов клапана, МПа Мacca, кг, не более Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: - в верхней части (муфта) - в нижней части (ниппель) КО 112 100(150*) 0,4 108 952 54(48*) / 7,15(50*) 20 / 35 12 16 / 55 24,1 12 18 61 7.5...15,0 48 89 73 * Изготавливается по специальному заказу. КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № 16 комплект ЗИП Обозначение клапана на Т=100°С Обозначение клапана на Т=150°С 1 Нулевой КО-108 КО-108Т 2 Минимальный ЗИП 01 КО-108/01 КО-108Т/01 3 Стандартный ЗИП 02 КО-108/02 КО-108Т/02 4 Стандарт плюс ЗИП 03 КО-108/03 КО-108Т/03 5 Максимальный ЗИП 04 КО-108/04 КО-108Т/04 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации: - на Т=100°С - КО-108; - на Т=150°С - К0-108Т. Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С - КО-108/02; - на Т=150°С - КО-108Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Схема клапана КО 1 2 3 4 1. КЛАПАН ЗАКРЫТ Транспортное положение при спуске, заполнение НКТ скважинной жидкостью. 2. КЛАПАН ОТКРЫТ Закачка жидкости в пласт. 3. КЛАПАН ЗАКРЫТ Клапан закрыт после прекращения закачки. Функция клапанаотсекателя. 4. КЛАПАН ОТКРЫТ Клапан открыт после сброса шарика, создания в НКТ определенной величины давления для среза штифтов, перемещения поршня, открытия боковых отверстий. Открыта циркуляция между трубным и затрубным пространствами. Технологии изоляции водопритока в скважинах 17 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Клапан перепускной газовый для работы в многопакерных компоновках при освоении и эксплуатации скважин КПГ (на 35 МПа) Предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости НКТ от межтрубного пространства. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - фонтанная эксплуатация скважин; - эксплуатация скважин с УШН; - комбинированная эксплуатация (запуск насосом, после его отключения фонтанная эксплуатация). ДОСТОИНСТВА - большой диапазон регулирования пропускной способности клапана; - может использоваться в аварийных ситуациях с целью глушения скважин. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - простота конструкции; - отсутствие резиновых уплотнительных элементов; - циркуляционный канал открывается когда затрубное давление выше трубного на заданную величину. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наименование параметра, единица измерения 112 Минимальное внутреннее давление, воспринимаемое клапаном в закрытом положении (в НКТ), мм, МПа 35 Перепад давления, необходимый для открытия клапана, МПа, не более 0,01 Максимальная температура, °С 200 Габаритные размеры, мм: - наружный диаметр, не более - длина, не более - минимальный диаметр проходного отверстия 108 195 62 Масса, кг 15 Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: - в верхней части (муфта) - в нижней части (ниппель) 73 Проходная площадь боковых отверстий*, см2: - максимальная (при 8 мм) - минимальная (при 3,5 мм) Угол наклона скважины в месте установки, градус, не более * Регулируется установкой штуцеров. 18 КПГ Минимальный внутренний диаметр труб обсадной колонны, при котором применим клапан, мм Технологии изоляции водопритока в скважинах 6 0,1 25 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № комплект ЗИП Обозначение клапана 1 Нулевой КПГ-108 2 Минимальный ЗИП 01 КПГ-108/01 3 Стандартный ЗИП 02 КПГ-108/02 4 Стандарт плюс ЗИП 03 КПГ-108/03 5 Максимальный ЗИП 04 КПГ-108/04 Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации: - КПГ-108; Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - КПГ-108/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64. факс: (34767) 6-75-15 E-mail: mail@npf-paker.ru Схема клапана КПГ 1. КЛАПАН ЗАКРЫТ Давление в НКТ выше затрубного. 2. КЛАПАН ОТКРЫТ Затрубное давление выше трубного на величину, необходимую для поднятия шариков. Технологии изоляции водопритока в скважинах 19 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Клапан циркуляционный гидравлический КЦГ (на 70 МПа) Предназначен для организации сообщения затрубного пространства и внутренней полости НКТ в скважинных пакерных компоновках при проведении работ по извлечению и закачке жидкостей и эксплуатации скважин. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - для установки в скважинных компоновках пакерного оборудования при проведении технологических операций, связанных с прямой, обратной или комбинированной прокачкой жидкостей; - для установки в скважинных компоновках пакерного оборудования при селективной обработке и раздельном опробовании двух пластов; - для установки в скважинных стационарных компоновках пакерного оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин; - для выравнивания трубного и затрубного давления в компоновках пакерного оборудования. ДОСТОИНСТВА - позволяет простым способом организовать сообщение затрубного пространства с внутренней полостью НКТ; - регулируемое давление открытия. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - открытие клапана осуществляется сбросом шарика и созданием давления во внутренней полости НКТ. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наименование параметра, единица измерения Минимальный внутренний диаметр труб обсадной колонны, при котором применим клапан, мм Максимальная температура, °С Максимальное внутреннее давление, воспринимаемое клапаном в НКТ, МПа Перепад давления открытия клапана, МПа Диаметр шарика, применяемый для открытия клапана, мм Габаритные размеры, мм: - максимальный диаметр по корпусу - длина - диаметр проходного канала Масса, кг 11 2 100 (150*) 70 7,5-15,0 57,15 108 575 54 25 Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: - в верхней части (муфта) - в нижней части (ниппель) * Изготавливается по специальному заказу. 20 КЦГ-108 Технологии изоляции водопритока в скважинах 89 73 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № Обозначение клапана на Т=100°С комплект ЗИП Обозначение клапана на Т=150°С 1 Нулевой КЦГ-108 КЦГ-108Т 2 Минимальный ЗИП 01 КЦГ-108/01 КЦГ-108Т/01 3 Стандартный ЗИП 02 КЦГ-108/02 КЦГ-108Т/02 4 Стандарт плюс ЗИП 03 КЦГ-108/03 КЦГ-108Т/03 5 Максимальный ЗИП 04 КЦГ-108/04 КЦГ-108Т/04 Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации: - на Т=100°С - КЦГ-108; - на Т=150°С - КЦГ-108Т. Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С - КЦГ-108/02; - на Т=150°С - КЦГ-108Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64. факс: (34767) 6-75-15 E-mail: mail@npf-paker.ru Схема клапана КЦГ 1. КЛАПАН ЗАКРЫТ 2. КЛАПАН ОТКРЫТ Клапан открыт после сброса шарика и создания давления в НКТ. Открыта циркуляция между трубным и затрубным пространствами. Технологии изоляции водопритока в скважинах 21 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Клапан уравнительный механический КУМ (на 70 МПа) Предназначен для выравнивания давления затрубного надпакерного пространства с давлением внутри колонны НКТ. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - используется совместно с пакером при проведении ГРП или других технологических операций, после которых механически обеспечивается создание циркуляции между затрубным и внутритрубным пространствами НКТ. ДОСТОИНСТВА - обеспечивает легкий срыв пакера после проведения ГРП или другой технологической операции; - клапан снабжен шлицевым соединением, обеспечивающим передачу крутящего момента через колонну НКТ на оборудование, установленное под ним; - клапан многократного действия за одну СПО. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - срабатывание клапана механическое при натяжении инструмента вверх; - усилие срабатывания клапана регулируется предприятием-изготовителем по требованию заказчика; - закрытие клапана осуществляется разгрузкой инструмента. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наименование параметра, единица измерения Минимальный внутренний диаметр труб эксплуатационной колонны, при котором применим клапан, мм КУМ-82 КУМ-112 КУМ-136 87 118,7 144,1 Максимальная температура, °С 100 (150*) Усилие, необходимое для срабатывания клапана при натяжении инструмента вверх, т 1-5** 1-6* Максимальное внутреннее давление, воспринимаемое клапаном в закрытом положении (в НКТ), МПа 70 Проходная площадь боковых отверстий, см2 1,7 Габаритные размеры, мм: - наружный диаметр, не более - длина, не более - минимальный диаметр проходного отверстия 82 805 40 112 740 59 136 910 76 Масса, кг 22 28 42 Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: в верхней части - муфта; в нижней части - ниппель 60 73 89 • Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – КУМ-136Т. * Усилие, необходимое для срабатывания при натяжении инструмента вверх, может быть изменено по требованию заказчика. КЛАПАН ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № 1 2 3 4 5 22 комплект ЗИП Нулевой Минимальный ЗИП 01 Стандартный ЗИП 02 Стандарт плюс ЗИП 03 Максимальный ЗИП 04 Обозначение клапана на Т=100°С КУМ-112 КУМ-112/01 КУМ-112/02 КУМ-112/03 КУМ-112/04 Обозначение клапана на Т=150°С КУМ-112Т КУМ-112Т /01 КУМ-112Т /02 КУМ-112Т /03 КУМ-112Т /04 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Пример оформления записи при заказе клапана «нулевой» комплектации: - на Т=100°С - КУМ-112; - на Т=150°С - КУМ-112Т. Пример оформления записи при заказе клапана «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С - КЦ-112/02; - на Т=150°С - КЦ-112Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Наши телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64. факс: (34767) 6-75-15 E-mail: mail@npf-paker.ru Схема клапана КУМ 1. КЛАПАН ЗАКРЫТ Клапан закрыт при разгрузке инструмента на него. 2. КЛАПАН ОТКРЫТ Клапан открыт для выравнивания давления после натяжения инструмента вверх усилием, превышающим паспортное (настроенное) усилие срабатывания с учетом веса спущенного оборудования. Технологии изоляции водопритока в скважинах 23 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Разъединитель колонны РК Предназначен для соединения пакера с хвостовиком (фильтром) и их разъединения в случае прихвата. ДОСТОИНСТВА Разъединение в случае прихвата не требует вращения, производится натяжением колонны НКТ. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - шпоночное соединение для передачи вращения; - возможна регулировка усилия разъединения от 2 до 12 т. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наименование параметра, единица измерения РК-73 Максимальная температура, °С Габаритные размеры, мм: - максимальный диаметр по корпусу - диаметр проходного канала - длина 100(150*) 89 52 400 108 62 450 120 Усилие натяжения НКТ для разъединения, кН, не более 24 РК-89 Масса, кг, не более 12 21 Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: - в верхней части (муфта) - в нижней части (ниппель) 73 89 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Переводник безопасный ПБ Предназначен для легкого разъединения труб от прихваченного подземного оборудования при проведении работ в скважине. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ В КОМПОНОВКЕ С ПАКЕРНЫМ ОБОРУДОВАНИЕМ - для проведения гидроразрыва пластов; - для закачки воды в нагнетательных скважинах; - для эксплуатации нефтяных и газовых скважин; - для проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, при проведении которых существует возможность прихвата подземного оборудования. ДОСТОИНСТВА - разъединение, в случае прихвата, производится вращением колонны НКТ вправо. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - герметичность соединения обеспечивается без применения резиновых уплотнительных элементов. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наименование параметра, единица измерения ПБ-73 Максимальное внутреннее давление (в НКТ), МПа ПБ-89 70 Максимальная нагрузка, кН: - растягивающая - сжимающая 400 450 500 550 Габаритные размеры, мм, не более: - наружный диаметр - длина - диаметр проходного канала 94 320 62 114 400 76 Масса, кг, не более 7 12 Присоединительная резьба гладких НКТ, ГОСТ 633-80: - в верхней части (муфта) - в нижней части (ниппель) 73 89 Технологии изоляции водопритока в скважинах 25 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Инструмент посадочный механический ИПМ Предназначен для разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием. ДОСТОИНСТВА - высокая надежность уплотнительного узла посадочного инструмента позволяет после спуска его с пакером в скважину и последующей пакеровки проводить опрессовку пакера по межтрубному пространству и последующее разъединение с ним; - инструмент многократного действия; - использование инструмента позволяет значительно экономить материальные затраты при проведении РИР или других технологических операций при КРС. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - комплект ИПМ состоит из инструмента для посадки пакера, оставляемого автономно в скважине, и последующего разъединения от НКТ и инструмента для соединения НКТ с находящимся в скважине автономно пакером, последующего его срыва и извлечения из скважины; - разъединение НКТ вместе с инструментом от пакера после его посадки в скважине производится путем поворота НКТ по часовой стрелке на 5-8 оборотов при одновременной разгрузке инструмента от веса спущенных НКТ; - соединение специального инструмента, спускаемого на НКТ, с находящимся в скважине пакером для последующего срыва и извлечения осуществляется после их стыковки путем приложения осевого усилия, создаваемого весом НКТ в пределах 60-90 кН. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Шифр ИПМ-114 ИПМ-118 ИПМ-140 Внутр. диаметр обсадной колонны, мм Минимальный Максимальный 121,3 124,7 146 126 132 152 Макс. внутр. и наружное давление, воспринимаемое инструментом, МПа Макс. осевая нагр., передаваемая через инстр. на пакер, кН, не более Наруж. диаметр, мм, не более 35 200 114 118 140 Мин. диаметр проходного отверстия, мм Длина, мм, не более 50 685 62 675 Масса, кг, не более Присоединительная резьба по ГОСТ 633-80 Верх (муфта) 35 42 50 Низ (ниппель) 73 89 • Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – ИПМ-118Т. ИНСТРУМЕНТ ПОСАДОЧНЫЙ ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № комплект ЗИП Обозначение инструмента посадочного на Т=100°С Обозначение инструмента посадочного на Т=150°С ИПМ-140 ИПМ-140Т ИПМ-140/01 ИПМ-140Т/01 1 Нулевой; 2 Минимальный ЗИП 01 3 Стандартный ЗИП 02 ИПМ-140/02 ИПМ-140Т/02 4 Стандарт плюс ЗИП 03 ИПМ-140/03 ИПМ-140Т/03 5 Максимальный ЗИП 04 ИПМ-140/04 ИПМ-140Т/04 Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «нулевой» комплектации: - на Т=100°С – ИПМ-140; - на Т=150°С – ИПМ-140Т. Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С – ИПМ-140/02; - на Т=150°С – ИПМ-140Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. 26 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Инструмент посадочный гидравлический ИПГ Предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием. ДОСТОИНСТВА - герметичность соединения ловильного инструмента после стыковки позволяет проводить технологические операции с давлением до 25 МПа или продолжать эксплуатацию скважины; - использование инструмента позволяет значительно экономить материальные затраты при проведении РИР, установке многопакерных компоновок или других технологических операциях при КРС. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - комплект ИПГ состоит из инструмента для установки пакера, отсоединения от него для автономной работы и ловильного инструмента ИЛ для герметичного соединения с корпусом ИПГ и последующего извлечения пакера; - разъединение ИПГ осуществляется гидравлически после сброса шара, а соединение ловильного инструмента ИЛ осуществляется механической разгрузкой веса НКТ не менее 5 кН. ловильного Верх (муфта) Низ (ниппель) Присоед. резьба по Г ОСТ 633-80 посадочного 350 118 58 53 400 28 18 89 73 136 70 62 500 40 40 Длина 200 Диам. проходного канала инструмента, мм Масса инструмента, кг ловильного 350 Наружный диаметр ловильного Максимальная растягивающая нагрузка, кН 25 Габаритные размеры, мм посадочного 50 ловильного 3,722* Макс. растягивающая нагрузка инструмента, кН посадочного 140 6,2-7,7 146 7,0-10,7 ИПГ-136** 168 7,3-12,1 ИПГ-118 Макс. перепад давления инструмента, МПа посадочного Толщина стенок Шифр Условный диаметр Обсадная колонна Давление расцепления инструмена, МПа ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ 89 * Регулируется количеством срезных винтов. ** Инструмент проходит стендовые испытания. • Температура рабочей среды 100°С. По специальному заказу максимальная температура рабочей среды 150°С. При заказе оборудования добавляется буква «Т». Пример – ИПГ-118Т. ИНСТРУМЕНТ ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № комплект ЗИП Обозначение инструмента посадочного на Т=100°С Обозначение инструмента посадочного на Т=150°С ИПГ-118 ИПГ-118Т 1 Нулевой 2 Минимальный ЗИП 01 ИПГ-118/01 ИПГ-118Т/01 3 Стандартный ЗИП 02 ИПГ-118/02 ИПГ-118Т/02 4 Стандарт плюс ЗИП 03 ИПГ-118/03 ИПГ-118Т/03 5 Максимальный ЗИП 04 ИПГ-118/04 ИПГ-118Т/04 Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «нулевой» комплектации: - на Т=100°С – ИПГ-118; - на Т=150°С – ИПГ-118Т. Пример оформления записи при заказе инструмента посадочного «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С – ИПГ-118/02; - на Т=150°С – ИПГ-118Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. Технологии изоляции водопритока в скважинах 27 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Удлинитель со срезными штифтами УС Предназначен в составе НКТ для посадки пакера с заданной нагрузкой и дальнейшей герметичной эксплуатации с обеспечением подвижного соединения с устьевым оборудованием. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - для установки в нагнетательных и эксплуатационных скважинах с пакерами типа ПРОЯДЖ-О, ПРО-ЯВЖ, ПРО-ЯВЖТ; - для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) или одновременно-раздель-ной закачки (ОРЗ). КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - узел уплотнения изготовлен из специальной резины; - содержит шпоночное соединение для передачи вращения; - содержит регулируемый узел перевода в рабочее положение. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Наименование показателей Внутренний диаметр эксплуатационных колонн, мм, не менее Максимальная температура, °С Максимальный перепад давления, МПа Длина хода, мм Габаритные размеры, мм: - максимальный диаметр по корпусу; - диаметр проходного канала; - длина в сжатом положении (после среза винтов); - длина в транспортном положении. Усилие перевода в рабочее положение, кН Максимальные осевые усилия, кН не более: - сжимающее (после среза штифтов) - растягивающее Масса, кг, не более Присоединительная резьба гладких НКТ ГОСТ 633-80: - в верхней части (муфта); - в нижней части (ниппель), мм УС-118 124,3 100(150*) 50 545 118 60 1174 2350 32-255** 300 450 75 73 * Изготавливается по специальному заказу. ** Усилие может быть изменено самим заказчиком путем выбора количества устанавливаемых штифтов. УСТРОЙСТВО УПС ПОСТАВЛЯЕТСЯ В КОМПЛЕКТАЦИЯХ: № 1 2 3 4 5 комплект ЗИП Нулевой Минимальный ЗИП 01 Стандартный ЗИП 02 Стандарт плюс ЗИП 03 Максимальный ЗИП 04 Обозначение на Т=100°С УПС-118 УПС-118/01 УПС-118/02 УПС-118/03 УПС-118/04 Обозначение на Т=150°С УПС-118Т УПС-118Т/01 УПС-118Т/02 УПС-118Т/03 УПС-118Т/04 Пример оформления записи при заказе УПС «нулевой» комплектации: - на Т=100°С - УПС-118; - на Т=150°С - УПС-118Т. Пример оформления записи при заказе УПС «Стандартный ЗИП 02» комплектации: - на Т=100°С - УПС-118/02; - на Т=150°С - УПС-118Т/02. Составы указанных комплектов оборудования и ЗИП 01/02/03/04 будут представлены в Каталоге комплектности поставок оборудования и запасных частей (в разработке). Печатный экземпляр каталога или его электронная версия высылается по письменному запросу на имя директора Нагуманова М. М. 28 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Газосепаратор гравитационный ГСГ предназначен для отвода попутного нефтяного газа или газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в приемной части CШНУ. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ - на скважинах с высоким газовым фактором; - на скважинах работающих с низким динамическим уровнем. - для штанговых глубинных насосов НН1С (насосы ТНМ по классификации API) с диаметром плунжера 32 мм и 44 мм. ДОСТОИНСТВА - существенно снижает количество свободного газа в добываемой жидкости и оказывает положительное действие на работу клапанных пар ШСНУ; - увеличивает коэффициент заполнения насоса; - увеличивает коэффициент подачи насоса. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ - верхняя муфта содержит 8 обратных клапанов; - длина конструкции регулируется числом дополнительных вставок; - подвеска глубинного штангового насоса на верхнюю муфту независимая и осуществляется через переводник. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ Марка газосепаратора Наименование показателей Масса,* кг Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм ГСГ-22-118-32 ГСГ-22-118-44 129 127,8 Максимальная осевая нагрузка на растяжение, кН. 96 Количество клапанов, шт. 8 Диаметр дросселирующего отверстия клапана, мм 8 Диаметр шарика,мм 10 Площадь дросселирующего отверстия клапана, мм 50,3 2 Площадь кольцевого сечения проходных выкидных отверстий в клапане, мм2 61,2 Эквивалентный диаметр проходного сечения клапанов газосепаратора , мм 22 Максимальная температура рабочей среды, oС 100 Габаритные размеры, мм.: - наружный диаметр - длина BCBDEEFGGHFJEKLL Не менее 122 118 7008 Присоединительная резьба гладких НКТ ГОСТ 63380, мм: - в верхней части (муфта) - в нижней части ( ниппель) 73 73 * с центрирующими разрезными втулками. Оборудование находится на стадии изготовления опытных образцов. Технологии изоляции водопритока в скважинах 29 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Отзыв ОАО «Удмуртнефть» Механический метод изоляции прорывов газа и воды в добывающих скважинах Ю.В. Шляпников /ОАО «Удмуртнефть»/ И.И. Бекмансуров, А.М. Насыров /ОАО «Удмуртнефть»/ В нефтяных месторождениях, находящихся на поздней и завершающей стадиях разработки, повышается частота прорыва газа или воды через заколонные негерметичности, вызванные коррозией эксплуатационных колонн и разрушением заколонного цементного камня. Отрицательное влияние газа на работу глубинно-насосного оборудования (ГНО) известно. Работа таких скважин затруднена и нестабильна, к тому же не реализуется потенциал скважин по добыче нефти и предприятия несут значительные потери. При эксплуатации скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками (СШНУ), газ, как правило, снижает коэффициент наполнения насоса, а при эксплуатации скважин, оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН), избыток газа приводит к срыву подачи, постоянным отключениям по недогрузу и, как следствие, к преждевременному отказу оборудования даже при наличии сепараторов. Прорыв воды в большинстве случаев является причиной нерентабельной эксплуатации скважин. Эффективная изоляция прорыва газа и воды в добывающих скважинах -одна из важных проблем в нефтяной отрасли. Проблема успешных РИР (ремонтно-изоляционных работ) существует во всех нефтяных компаниях. Существующие технологии имеют либо низкий процент успешности, либо малый непродолжительный эффект. Поиск альтернативы привел к применению механических методов изоляции газа и воды в добывающих скважинах, который успешно внедряется с 2006 г. на Чутырско-Киенгопском месторождении Удмуртской Республики, разрабатываемом ОАО «Удмуртнефть». Чутырско-Киенгопское месторождение - самое крупное на территории Удмуртии. Его разработка ведется с 1971 г. Башкирский ярус является основным объектом разработки и обеспечивает 88,8% общей добычи на Киенгопской площади. Над залежами нефти в верейских и башкирских отложениях имеются газовые шапки, содержащие в основном азот (рис.1). По неоднородности разреза на башкирском объекте можно вьщелить пласты А4-4 и А4-6, которые имеют большую проницаемость, поэтому закачиваемая вода от системы ППД идет преимущественно по этим пропласткам, что приводит к преждевременному прорыву воды в добывающих скважинах. Прорывы газа и воды, как правило, происходят из-за интенсификации добычи нефти, уменьшения забойных давлений и, соответственно, увеличения депрессии на пласты - как газовые, так и водоносные. Рис. 1. Геологическое строение Чутырско-Киенгопского месторождения 30 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский В 2006 г. в НГДУ «Киенгоп», которое разрабатывает Чутырско-Киенгопское месторождение, остро стояла проблема эксплуатации скважин с прорывом газа. Оборудование не работало из-за влияния газа, газосепараторы не помогали, скважины останавливали и выводили в бездействие из-за невозможности эксплуатации оборудования в условиях большого содержания газа. При общем фонде в 375 скважин 134 скважины, или 36%, работали нестабильно из-за влияния газа на функционирование насосного оборудования (рис.2). Кроме того, 34 скважины пополнили фонд бездействующих из-за невозможности эксплуатации насосного оборудования в результате прорыва газа из газовой шапки. Проведение традиционными методами значительного объема РИР не дало ожидаемых результатов из-за низкой успешности операций и малой продолжительности эффекта. Совместная работа специалистов ОАО «Удмуртнефть» и НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Башкортостан) привела к достаточно успешному, на наш взгляд, применению механического метода защиты скважин от прорыва газа (в отдельных случаях - и прорыва воды). На рис.3 представлено оборудование для изоляции негерметичных интервалов эксплуатационной колонны. Данное оборудование спускается на НКТ (насосно-компрессорных трубах), нижний пакер устанавливается с упором на колонну, верхний - с упором на нижний пакер. Пакеры соединены между собой НКТ. Расстояние между пакерами может достигать 180 метров. После посадки нижнего, а затем верхнего пакера посадочное устройство отцепляется и поднимается. Данные пакеры выдерживают перепад давления до 350 атм. при температуре до 100 °С. По состоянию на 1 апреля 2009 г. на Чутырско-Киенгопском месторождении на 95 скважинах установлено данное блокирующее прорыв газа оборудование, и 87 из них эффективно изолируют зоны негерметичности колонн. Принцип подбора скважины и последовательность установки блокирующего оборудования следующие: Рис. 3. Схема блокирую- щего оборудования 1. Первым этапом является определение источника прорыва газа или воды с помощью геофизических исследований. 2. На втором этапе необходимо выяснить место посадки верхнего пакера. Поскольку эксплуатационные колонны довольно старые, следует определить место верхней зоны негерметичности, для чего пакер спускают с по-интервальной опрессовкой. 3. Третьим этапом является скреперование интервалов посадки пакеров. Делается это для того, чтобы пакерная резина надежно разобщала требуемые интервалы над и под пакером. 4. Четвертым этапом являются спуск и установка блокирующего оборудования. Рекомендуется между пакерами перед их посадкой закачивать защитный состав для предотвращения интенсивной коррозии НКТ между пакерами и эксплуатационной колонной. 5. Заключительным этапом является спуск глубинно-насосного оборудования, которое работает независимо от блокирующего прорыв газа оборудования и соответственно спускается обычным способом. Единственное ограничение при этом - максимальная глубина спуска ГНО, низ которого должен иметь расстояние до посадочного устройства в 30-50 метров. Применяемое блокирующее оборудование позволяет проводить горячие обработки и другие технологические операции с ГНО. В качестве основных элементов блокирующего устройства применены пакеры ПРО-ЯВЖТ и ПРО-ЯМО2, а также посадочное устройство ИПМ производства НПФ «Пакер», г. Октябрьский. После установки блокирующего оборудования можно проводить текущие ремонты скважин по замене оборудования или переводу на другой способ эксплуатации без подъема данного оборудования. Преимущества данного метода: 1. Исключение многократных дорогостоящих РИР традиционными методами (средняя стоимость классических РИР 450—750 тыс. руб. (РИР с блокирующим оборудованием стоят 340 тыс. руб.). Рис. 2. Добывающий фонд с влиянием газа Технологии изоляции водопритока в скважинах 31 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский 2. Надежность изоляции зоны газопроявлений или иного требуемого к разобщению участка эксллуатационной колонны. 3. Снижение забойного давления до целевого и реализация потенциала скважин по добыче нефти. 4. Высокий процент успешности применения технологии. 5. Максимальное снижение времени простоя скважины (средняя продолжительность классических РИР -14 сут. (РИР с блокирующим оборудованием - 4—6 сут.). 6. Увеличение межремонтного периода работы скважины. Следует отметить также, что если под нижний пакер на НКТ установить клапан от НГН-57 или обратный клапан от УЭЦН, то он послужит клапаном-отсекателем, который будет предохранять продуктивные пласты от воздействия на них промывочной жидкости или жидкости глушения, тем самым сохраняя коллекторские свойства пласта на поглощающих скважинах. Компоновка данного оборудования представлена на рис.4. В перспективе планируется применение блокирующего оборудования на скважинах системы ППД для регулирования закачки по менее проницаемым пропласткам (рис.5). В таблице даны параметры работы некоторых скважин до и после внедрения блокирующего прорыв газа оборудования. Негативной стороной данной технологии является то, что РИР по проведению обработок призабойной зоны пласта и работы с пластом возможны только после извлечения блокирующего оборудования. Кроме того, требуется периодически ревизовать блокирующее оборудование, но оптимальные сроки нами еще не определены. С учетом того, что в среднем по месторождениям Рис. 4. Схема блокирующего Удмуртии периодичность подхода к скважинам для оборудования с применением проведения обработок призабойной зоны составляет обратного клапана на «на по- около двух лет, извлечение блокирующего оборудоглощающих» скважинах вания с целью ревизии будет совмещаться с выполнением ОПЗ. Целенаправленные ПРС для ревизии оборудования предполагается выполнять через 3-4 года, если в этой скважине не предусматривается работа с пластом. Выводы. 1. Технология блокирования газопроявлений механическими методами имеет более высокий процент по сравнению с традиционными методами РИР. 2. Механическое блокирующее оборудование можно использовать также: - для селективной разработки отдельных пластов; - для сохранения коллекторских свойств при глушении и технологических промывках; - для избирательной закачки воды в отдельные пласты. 3. Технология подтвердила эффективность данного метода в промышленных объемах. Рис. 5. Схема применения блокирующего оборудования в ППД Таблица. Параметры работы скважин 32 № скв. Тип насоса 160 162 410 263 438 326 328 352 362 410 НГН-2-57 ЭЦН-125 НГН-2-57 ЭЦН-80 НГН-2-57 ЭЦН-80 ЭЦН-80 ЭЦН-45 НГН-2-56 НГН-2-57 До внедрения оборудования После внедрения оборудования Эффект Дата вне- НаработОбводненОбводнен- от внедредрения ка (сут.) Qн, т/сут. Qж, м3/сут. Qн, т/сут. Qж, м3/сут. ния ность, % ность, % 18.06.08 462 0 0 0 4,8 37,5 85,6 + 06.09.07 748 0,2 25 99 6,1 111 94 + 26.10.07 698 3,8 9,1 53 9,3 34 69 + 06.04.08 535 5,6 44 86 22 56 57 + 05.07.07 811 1,2 12 88 3,4 20 79 + 26.03.08 546 6,2 69 90 9,9 74 85 + 28.05.07 849 1,7 23 91 34 95 59 + 22.01.08 610 1,4 40 96 2,6 52 93 + 14.06.08 466 0 0 0 0,6 22 97 + 26.10.07 698 3,8 9,1 53 9,3 34 69 + Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Отзыв ТПП «Лангепаснефтегаз» НК «ЛУКойл» Технологии изоляции водопритока в скважинах 33 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Компоновка подземного оборудования для изоляции водопритока через негерметичность эксплуатационной колонны при эксплуатации скважины с ШГН 2ПРОК-УОИВ-1-122-46-Т100-КЗ-2 34 Технологии изоляции водопритока в скважинах Технологии изоляции водопритока в скважинах 942 1 318 8 206 218 28 6568 6355 1102 1122 565 ~tgddpklqj Cjgjcq-qbqvsqj qlqkqgklqj qlqkqgklqj Cjg. wcjgklqj 4 5 6 7 8 {aBa 763 2 1 5289 48 388 5 1 ~tgddpklqj wcjgklqj 2 4 40 3 ~ ~ ~ ~ B~ ~ ~ B~ 6 xlknp e/u cde. e/u cde. e/u e/u cde. lqsk. 7 |stj 204 150 223 327 18 77 36 23 9 i 3/kmb 1 3 1 1 0 0 0 0 10 b/kmb zq gsjucjst| lmkb npdkb Cnqk kqkbqQr Qs 1535 klg 3 2 qbqvsqj 1 i-j 1 n/n h 99 98 99 99 99 99 99 99 12 % qeg. udbd 15 17.07.09 . 2.06.09 . 25.05.09 . 26.03.09 . 10.09 . ~-125 14.09.09 . ~-125 ~-125 4.09.09 . ~-80 18.07.09 . 14 lqskjcgdt| 18 b/kmb 20 % qeg. 147 151 135 109 4 g 3 3 5 3 3 98 98 96 97 18 ej}ujkbgtt k id| nq dgmkb g cdeqbj k kjsb|ec| - nj}qijbc 17 i 3/kmb qkpj gsjucjst| Qr Qs sdkqkd }dnmkld btn 56 21 42 112 133 - 115 - 22 gsjucjst| kmbql k sdv. abcde. 229 1261,7 2,6 42 161,9 327,7 345 - 156,1 - 25 nq klg.(L) 4,1 2 3,9 2,9 2,6 - 1,4 - 23 b/kmb xyyjlb + wu. xy. zqn. uqe.(b) jdpt}dt| ncqcdi qn bsq-ncqi pjss cdeqb nq 2 ndljcs i lqinqsqgldi up| t}qp|tt gquqnctbqld sd klgdrtsd { " dsjndksjybjd}" sd 1.12.2009 . a-a3-122 -124 (89~73) jcjgqustl (73~89) jcjgqustl (89~73) -124 (~102~89) a-{-122 B-118/58 a-a3-122 -124 (89~73) jcjgqustl (73~89) jcjgqustl (89~73) -124 (~102~89) a-{-122 B-118/58 a-a3-122 -124 (89~73) -124 (~102~89) a-{-122 B-118/58 a-a3-122 -124 (89~73) -124 (~102~89) a-{-122 B-118/58 a-a3-122 -124 (89~73) -124 (~102~89) a-{-122 B-118/58 a-a3-122 jcjgqustl (~8973) -124 (89~73) -124 (~102~89) jcjgqustl (~8973) a-{-122 B-118/58 a-a2-112 -118 (89~73) -118 (~102~89) a-{-114 B-118/58 a-a3-122 -124 (89~73) -124 (~102~89) a-{-122 B-118/58 27 qeqcmu. {tn 29044 29116 27450 26353 29337 29042 30191 26340 29954 29962 26352 29133 29034 29117 26332 29957 29967 26351 29134 26349 25557 27639 27055 27056 24476 26346 27640 27055 27633 25900 26348 27401 25515 24675 25899 25904 24677 25895 25972 25903 28 ~ " dljc" qeqcmu. fdg.h nctijvdstj Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский 35 Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Структура обозначения пакерных компоновок ООО НПФ «Пакер» х ПРОК -х -х -х -х -Тх -х -х Количество пакеров (1, 2, 3…) Пакерная компоновка ООО НПФ «Пакер» Назначение* Количество узлов аварийного разъединения, шт. Максимальный наружный диаметр компоновки, мм** Проходной канал, мм*** Температурное исполнение компоновки, °С (100,150) Коррозионное исполнение компоновки**** Комплектация***** (1, 2, 3...) * НАЗНАЧЕНИЕ: ППДИВ – поддержание пластового давления с одновременной изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК); СИАГ – селективная изоляция вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная с гидравлическим разъединением от колонны НКТ; СИАМ – селективная изоляция вышерасположенного интервала негерметичности ЭК, автономная с механическим разъединением от колонны НКТ; УОИВ – для уменьшения обводнености добываемой жидкости с изоляцией вышерасположенного интервала негерметичности ЭК; ** МАКСИМАЛЬНЫЙ НАРУЖНЫЙ ДИАМЕТР КОМПОНОВКИ – для ступенчатых эксплуатационных колонн.Значения для верха и низа компоновки указываются через дробь (верх/низ). *** ПРОХОДНОЙ КАНАЛ – разные проходные каналы в верхней и нижней частях компоновки указываются через дробь (верх/низ). **** КОРРОЗИОННОЕ ИСПОЛНЕНИЕ КОМПОНОВКИ: К1 – углекислого газа до 10%; К2 – углекислого газа более 10%; К3 – соляной кислоты до 20%; К4 – углекислого газа и сероводорода каждого до 10%; К5 – углекислого газа и сероводорода каждого более 10%. на правах рекламы ***** По требованию заказчика компоновки могут поставляться в комплектациях, отличных от представленных в каталоге, с присвоением нового номера комплектации. 36 Технологии изоляции водопритока в скважинах Научно-производственная фирма «Пакер» г. Октябрьский Адреса сервисных центров и представительств ООО НПФ «Пакер» Заместитель руководителя службы сервиса в г. Октябрьском Шерстобитов Алексей Анатольевич Заместитель директора по сервису в ЗападноСибирском регионе Максимов Сергей Константинович Руководитель службы сервисного обслуживания в г. Нягань Багаев Александр Степанович Руководитель службы сервисного обслуживания в г. Муравленко Большаков Александр Николаевич Руководитель службы сервисного обслуживания в г. Саратов Валитов Искандер Ильдарович Руководитель службы сервисного обслуживания в г. Нефтеюганск и г. Сургут Матвеев Павел Васильевич Руководитель службы сервисного обслуживания в г. Новый Уренгой Киевский на правах рекламы Виктор Викторович г. Октябрьский: ул. Северная, д. 7 тел.: (34767) 6-75-65 факс: (34767) 6-75-15 E-mail: service@npf-paker.ru www.npf-paker.ru г. Нижневартовск: ул. Авиаторов, 13 Тел. (3466) 63-31-64 моб. 8-902-858-30-49 E-mail: vartovsk@npf-paker.ru г. Нягань: 44-й км. трассы Нягань–Ханты-Мансийск Тел. (34672) 9-65-91 Моб. 8-904-884-19-81 E-mail: nyagan@npf-paker.ru г. Муравленко: Промзона, панель 5 Моб. 8-904-88-47-084 E-mail: muravlenko@npf-paker.ru г. Саратов: ул. Гвардейская, д. 9Б Моб. 8-927-277-26-83 E-mail: saratov@npf-paker.ru г. Сургут: ул. Домостроителей, д. 13 Тел. моб. 8-904-884-17-45 E-mail: ugansk@npf-paker.ru Пуровский район, Уренгойское газоконденсатное месторождение, БАЗА УИРС Тел. (3494) 24-11-17 Моб. 8-904-884-97-45 E-mail: urengoy@npf-paker.ru Технологии изоляции водопритока в скважинах 37 Специалисты фирмы: Директор Научно-производственной фирмы «ПАКЕР» Нагуманов Марат Мирсатович (34767) 6-63-64 8-927-23-75-470 По вопросам технических характеристик и технологии применения Зам. директора по новой технике и технологиям Аминев Марат Хуснуллович (34767) 5-02-00 8-927-34-55-156 Руководитель службы разработки новой техники и технологий Федорченко Александр Сергеевич (34767) 5-25-14 8-937-31-15-688 По вопросам проката, ремонта, инженерного сопровождения и опытно-промышленных работ Руководитель службы сервиса Трифонов Вадим Владимирович (34767) 6-63-64; 8-937-31-65-541 По вопросам развития сбыта и сервиса Зам. директора по развитию сервиса и сбыта Балянов Сергей Владиславович (34767) 6-63-64; 6-71-91 8-937-313-97-63 Зам. директора по производственному обслуживанию Габдуллин Баязит Фазитович (34767) 5-19-00 8-927-239-93-43 По вопросам закупки оборудования Руководитель службы сбыта Хусаинов Альберт Раилевич (34767) 5-22-78, 6-71-91 8-927-23-38-394 Руководитель службы маркетинга Сагиров Максим Хамитович (34767) 5-03-05 8-927-33-43-494 на правах рекламы По вопросам предложений и замечаний на правах рекламы Научно-производственная фирма «ПАКЕР» 452606, Российская Федерация, Республика Башкортостан, г. Октябрьский, ул. Северная, д. 7. Телефоны: (34767) 6-71-91, 6-63-64 (приемная), факс: (34767) 6-75-15 E-mail: mail@npf-paker.ru www.npf-paker.ru