» » Забойное оборудование

Забойное оборудование

03.08.2016

В состав забойного оборудования могут входить:
1. Зацементированная и перфорированная обсадная колонна, оборудованная на забое вставной фильтрующей системой.
2. Щелевой фильтр на эксплуатационной колонне, зацементированной выше продуктивной толщи, который при необходимости оборудуется на забое вставной фильтрующей системой.
3. Хвостовик (потайная колонна) на забое — это комплексы технических средств, включающие обсадные трубы, фильтрующие устройства, пакера и необходимую технологическую оснастку. Это комплекс устройств, применяемый для успешного спуска обсадных колонн и качественного цементирования скважин, надежного разобщения пластов и последующей эксплуатации скважин
Принципиальные схемы выпускаемых промышленностью фильтров-хвостовиков представлены различными вариантами компоновок (рис. 2.8).
Забойное оборудование

Крепление хвостовиков на имеющейся обсадной колонне осуществляется с помощью технических средств (якорь, гидравлический или гидромеханический пакер, разъединители и цементировочная муфта, в случае прямого или манжетного цементировании).
• Забойные фильтрующие устройства в ПЗС.
Изоляция притоков и перетоков пластовых вод и газа в ПЗС обеспечивает увеличение добывающей способности эксплуатационных скважин за счет снижения обводненности и газового фактора продукции.
Изоляцию осуществляют:
• установкой изолирующих заколонных устройств (пакеров);
• созданием непроницаемого экрана или моста из тампонирующего материала.
При выборе способа изоляции и изоляционных материалов учитываются: тип коллектора, пластовая температура и давление; состояние ствола скважины; планируемая депрессия на продуктивный пласт; возможность осуществления последующих геологотехнических мероприятий и ремонтов в скважине; наличие каверн в изолируемом интервале; приемистость интервала изоляции.
При расположении напорных горизонтов на незначительном расстоянии друг от друга и повышенных градиентов давлений в ПЗС для надежной изоляции и исключения перетоков по стволу на обсадной колонне устанавливаются пакерующие устройства. Непосредственно уплотнительный элемент пакера, перекрывающий затрубное пространство, выдерживает перепады давления между разобщаемыми зонами в несколько раз больше, чем цементное кольцо аналогичной высоты.
Наиболее радикальное средство - применение заколонных пакеров, включающих в себя уплотняющий элемент в виде эластичной манжеты разной конфигурации. Манжета пакера представляет собой резиновое или резинометаллическое изделие. Пакера, не перекрывающие внутренний канал обсадной колонны, называются проходными.
Пакер, изолируя пласты, обеспечивает оптимизацию условий формирования и службы кольца цементного камня (исключает проникновение пластового газа или агрессивной жидкости в твердеющий цементный раствор, центрирует колонну, способствует образованию над ним зоны седиментационного уплотнения тампо-нажной смеси, защищает цементный камень от ударной волны при перфорации, сохраняет контакт с трубами при изменении осевых нагрузок на колонну, снижает гидростатическое давление и исключает значительную водоотдачу тампонажного раствора ниже места его установки и сохраняет коллекторские свойства пласта в период ОЗЦ.
Забойное оборудование

По уплотнительным элементам пакера классифицируются следующим образом (рис. 2.9):
- пакера манжетные; пакера сжатия (под весом колонны с упором на забой или через якорное устройство на стенки трубы или ствола); пакера гидравлические (надувные).
Пакера в зависимости от конкретных геолого-технических условий устанавливаются для:
- исключения заколонных перетоков в цементируемом интервале ствола;
- разобщения отдельных интервалов по стволу скважины;
- обеспечения проектного уровня столба тампонажного раствора в заколонном пространстве;
- для манжетного, селективно-манжетного и ступенчатого цементирования скважин в комплексе с гидравлическим или механическим управлением.
Пакер воспринимает изменяющийся на протяжении периода ожидания затвердения цемента (ОЗЦ) перепад давления в связи со снижением гидростатического давления столба тампонажного раствора в процессе его твердения и схватывания. Поэтому избыточное давление пакеровки должно быть подобрано с учетом сохранения герметизирующей способности уплотняющего элемента пакера при изменениях перепада давления.
Пакер устанавливается на колонне обсадных труб в заданном интервале глубины при креплении скважины. Пакер после срабатывания не перекрывает внутреннее пространство обсадной колонны. На обсадной колонне может быть установлено несколько пакеров.
Тип пакерующего устройства определяется конкретными условиями и технологией разобщения пластов при креплении скважин. Конструкция заколонного устройства не должна затруднять спуска обсадной колонны, промывку и цементирование скважины.
Пакера манжетного типа используются при манжетном цементировании. Манжеты позволяют создавать в заданных зонах скважины седиментационно уплотненный цементный камень.
Пакера сжатия и гидромеханические пакера перекрывают заколонное пространство на ограниченном участке заколонного пространства (менее 1 метра) и позволяют выдерживать очень большие перепады давления (до 35 МПа). Уплотнительные элементы пакеров сжатия изготовляются из эластичных материалов, а у гидромеханических пакеров представляют собой резиновые манжеты.
Гидравлические пакера с рукавными резинотканевыми уплотнительными элементами создают герметичные перемычки от 1 до 5 метров. Уплотнительные элементы гидравлических пакеров представляют собой резино-тканевые рукава, герметично обжатые по краям стальными обжимными стаканами.
На рис. 2.10 показана принципиальная схема пакера гидравлического действия для ступенчатого и манжетного цементирования. Он состоит из корпуса 8, резино-тканевого уплотнительного элемента 9 и цементировочной муфты.
Забойное оборудование

Нижняя втулка 6 муфты закрывает не только отверстия А для выхода промывочной жидкости в заколонное пространство, но также каналы В, с помощью которых кольцевая полость Г между корпусом и уплотнительным элементом может сообщаться с внутренней полостью обсадной колонны.
В конце цементирования нижнего интервала скважины в колонну сбрасывают шар 7, который садится на нижнюю втулку 6.
Под влиянием возрастающего давления в колонне втулка 6 смещается вниз до упора шпилек 5 в нижний край отверстий А; при этом отверстия Б во втулке совмещаются с входными окнами каналов В, промывочная жидкость по этим каналам поступает в кольцевую полость Г и расширяет уплотнительный элемент 9 до плотного прижатия к стенкам скважины.
При дальнейшем повышении давления в колонне шпильки 5 срезаются, втулка 6 перемещается вниз до упора и герметично закрывает вход в канал В; при этом отверстия А в муфте открываются и промывочная жидкость выходит в заколонное пространство.
Жидкость поступает в рабочую полость и удерживается там двумя обратными клапанами, один из которых осуществляет защиту пакера при последующих технологических операциях в обсадной колонне, например, при гидравлическом разрыве пласта.
В современных конструкциях пакеров используются различные варианты: заполнения уплотнительного элемента (буровым или тампонажным раствором, специальными составами); способов приведения в действие; систем срабатывания и обеспечения надёжности функционирования.
Заколонные пакера изготовляются для обсадных труб диаметром от 89 до 762 мм и устанавливаются как в зоне обсаженной колонны, так и в открытых стволах.