Оборудование для нефтяных и газовых скважин
Нуруллин Ильшат Рифович
Заместитель директора службы продаж
Змеу Артем Александрович
Директор по развитию сервиса и скважинных технологий
Отправьте краткие данные — подберём модификацию, рассчитаем цену и срок поставки
Нуруллин Ильшат Рифович
Заместитель директора службы продаж
Змеу Артем Александрович
Директор по развитию сервиса и скважинных технологий
Сопутствующие услуги
Текущий ремонт скважин (ТРС) - это комплекс операций по восстановлению работоспособности эксплуатационной колонны, призабойной зоны и внутрискважинного оборудования. От правильного выбора оснастки напрямую зависят сроки, безопасность и экономическая эффективность ремонтных работ. В этой статье разберём, какое оборудование применяется при текущем ремонте скважин, на какие классы оно делится и в каких случаях используется двухпакерная компоновка.
В зависимости от цели ремонта, оборудование для текущего ремонта скважин можно разделить на несколько групп:
Последняя группа в последние годы становится всё более востребованной, особенно при текущем ремонте нефтяных и газовых скважин с неоднородным разрезом или подозрением на утечки.
Среди компоновок для интервальной (селективной) изоляции ключевое место занимают двухпакерные. Они позволяют отсечь целевой интервал эксплуатационной колонны, создавая замкнутую рабочую зону между нижним и верхним пакерами. Это дает возможность:
Такие компоновки наиболее востребованы для ЭК диаметром 102–178 мм и рассчитаны на дифференциальное давление до 35 МПа (в специальном исполнении - до 70 МПа). В зависимости от геометрии скважины и задач заказчика, компоновки собираются с различным внутренним проходным каналом (от 34 до 76 мм) под требуемый типоразмер НКТ и оснащаются любыми присоединительными резьбами (включая стандарты ГОСТ и API).
Именно эти эксплуатационные характеристики делают двухпакерные системы незаменимым инструментом при проведении сложных технологических операций ТРС в интенсивно наклонных, искривленных и осложненных скважинах.
В таблице приведены ориентировочные диапазоны характеристик для компоновок, используемых в колоннах разных диаметров. Конкретные значения зависят от производителя и исполнения.
| Диаметр колонны, мм | Диаметр компоновки, мм | Рабочее давление, МПа | Проходной канал, мм | НКТ между пакерами, мм |
|---|---|---|---|---|
| 102–114 | 82–92 | 35 | 34 | 60 |
| 127 | 100–104 | 35 | 40 | 73 |
| 140–146 | 112–122 | 35 | 46-53 | 73 или 89 |
| 168–178 | 136–145 | 35 | 59-62 | 89 |
Для текущего ремонта нефтяных скважин часто выбирают варианты с увеличенным проходным каналом, чтобы сохранить возможность пропуска скребков или геофизических приборов.
Учитывая эти факторы, вы сможете подобрать оптимальный вариант для конкретной задачи, будь то плановая обработка или аварийный ремонт. В любом случае, оборудование для текущего ремонта скважин должно подбираться индивидуально под геолого-технические условия - и тогда эффективность ТРС будет максимальной.
При ТРС (текущем ремонте) чаще используются простые промывочные компоновки и пакеры для отсечения пласта. Для КРС (капитального ремонта) применяются более сложные технологические сборки: пакерно-якорное оборудование для РИР, механические и гидравлические пакеры для гидроразрыва, а также двухпакерные системы для селективных обработок и поинтервального поиска негерметичности ЭК.
Да. Для работы в наклонно-направленных скважинах (ННС) и горизонтальных стволах (ГС) применяются компоновки с механическим способом посадки (осевым перемещением инструмента, без вращения колонны НКТ) или гидравлической активацией, что исключает заклинивание оборудования в кривизне.
Современные компоновки НПФ «Пакер» рассчитаны на многократную перепосадку (от 15–20 циклов «посадка – срыв» и более) за одно СПО без потери герметичности уплотнительных элементов, в том числе в условиях умеренного содержания механических примесей.
Основной критерий — падение давления при поинтервальной опрессовке выше допустимого по регламенту компании-недропользователя (например, падение давления в НКТ или межколонном пространстве более чем на 0,3–0,5 МПа за 10–15 минут). Наличие дефектов уплотнительных элементов окончательно подтверждается при визуальной дефектовке оборудования после подъема на устье.
Стандартные эластомеры эффективно работают при забойных температурах до +100 °C. Для высокотемпературных скважин оборудование выпускается в термостойком исполнении (до +150…+170 °C) с применением специальных марок резин и уплотнений, устойчивых к термической деструкции и агрессивной химии.
Нуруллин Ильшат Рифович
Заместитель директора службы продаж
Змеу Артем Александрович
Директор по развитию сервиса и скважинных технологий
Нуруллин Ильшат Рифович
Заместитель директора службы продаж
Змеу Артем Александрович
Директор по развитию сервиса и скважинных технологий
