ИННОВАЦИИ БИЗНЕСУ

Наименование инновационного проекта

«Внутрискважинные герметизаторы на основе многослойных эластичных оболочек для работы в осложнённых условиях»

Рекомендуемая область пременения

Нефтепромысловое машиностроение, техника и оборудование для бурения, обустройства и капитального ремонта нефтегазовых скважин, техника и технология для повышения нефтеотдачи пласта:
устройства для внутрискважинного перекрытия и разобшения нефтегазовых пластов;
- системы для гидроразрыва пласта и возбуждения притока нефти в скважину;
- техника и технология обустройства скважины после её бурения;
- средства, используемые при капитальном ремонте скважин;
- техника и технология проводки и обустройства наклонно-направленных и горизонтальных скважин, в том числе создание «куста» скважин из одного устья на суше и на шельфах морей;
- внутрискважинная герметизация при высоких пластовых давлениях нефти и т.п

Назначение, цели и задачи проекта

Основное назначение проекта - разработка перспективных, высоконадёжных и эффективных внутрискважинных герметизаторов (пакеров), которые обладают высокой податливостью, способны удерживать повышенное (свыше 50 МПа) давление в скважине и не разрушаться при предварительном осевом сжатии («раздавливании») и действии скважинного давления, в том числе нефти при повышенной температуре (до 150 °С) с включением агрессивных и абразивных компонентов. Другим важным назначением проекта является возможность «раздавливания» пакера относительно небольшим усилием, в 8-10 раз меньше традиционного, что необходимо, прежде всего, для пакеров в горизонтальных скважинах, в которых вертикальная (гравитационная) сила, создаваемая колонной бурильных или насосно-компрессорных труб (включая утяжелённые бурильные трубы), существенно снижается.

Исходя из этого целями и задачами проекта является создание внутрискважинных герметизаторов (пакеров), которые надёжно и стабильно работали бы в указанных осложнённых условиях и

- обладали бы высокой податливостью при повышенных   возможностях - при повышенном давлении в скважине;

- не требовали бы традиционных усилий для «раздавливания» — возведения в рабочее состояние;

- не прихватывались бы к стенкам обсадной трубы (к скважине) и не разрушались вследствие этого;

- не требовали дублирования и троирования для надежного срабатывания хотя бы одного пакера;

Краткое описание заменяемого процесса или решаемой проблемы

Большинство уплотнительных элементов серийных пакеров представляют собой толстостенный резиновый (из маслобензостойкой резины) пустотелый цилиндр относительно короткой длины. Для каждого внутреннего диаметра обсадной трубы (скважины) требуется свой уплотнительный элемент, а более правильно - несколько одинаковых уплотнительных элементов, поскольку нет уверенности, что единственный элемент надежно сработает и обеспечит перекрытие скважины при повышенном давлении рабочей среды (нефть, газ, газовый конденсат, специальные сорта нефти, в том числе особо вязкие, с содержанием сероводорода и т.п.)

При изготовлении таких толстостенных резиновых цилиндров зачастую внутри образуются пустоты и трещины, выявить которые практически невозможно (выявляются после разрезания использованных пакеров). Это явно дефектные уплотнительные элементы. Для приведения в действие уплотнительных элементов (двух-четырёх в составе одного пакера) необходимо их «раздавить», придав элементам бочкообразность, которая упирается в осадную колонну и герметизирует (перекрывает) скважину. Для выполнения этой операции требуется приложить огромное усилие - до 120 кН со стороны бурульной или насосно-компрессорной колонны с утяжелёнными бурульными трубами (УБТ). При этом уплотнительный элемент может иметь надрывы резины, внутренние и наружные трещины.

Краткое описание предлагаемого технологического процесса

Внутрискважинный герметизатор (пакер) содержит корпус 1 (см. рис. 1) с втулкой 2 на конце. На корпус свободно (на посадке) установлен нижний (ниппельный) упор 3. В верхней части корпуса на резьбе посажен верхний (муфтовой) упор 4. Между упорами 3 и 4 посредством выступов на их торцах на корпус 1 посажен уплотнительный элемент 5 (на рис. 1 элемент 5 показан в рабочем состоянии - скважина загерметизирована). Нижний упор 3 имеет наружную резьбу, на которую навёрнут переводник 6 для связи с продолжением насосно-компрессорной трубы. Верхний упор 4 имеет внутреннюю резьбу для связи с насосно-компрессорной колонной 7. Возможен вариант с двумя уплотнительными элементами 5 (больше не требуется). Тогда корпус 1 должен иметь пропорционально увеличенную длину. Оба варианта внутрискважинного герметизатора размещены в скважине - в обсадной трубе 8 с определённым кольцевым зазором (на рис. 1 этот зазор выбран).

Уплотнительный элемент (рис. 2) выполнен из двух концентрично расположенных с зазором эластичных цилиндрических наружной 9 и внутренней 10 оболочек. По торцам оболочек имеются привулканизованные специальные П— образные манжеты 11 и 12 с фигурной кольцевой полостью; в этих полостях расположены торцы соответствующих оболочек. На уплотнительном элементе предусмотрены особые разделительные кольца 13 в виде закреплённых на торцах обеих оболочек 9 и 10 центрирующих колец с утопающими между оболочками выступами. В кольцевой зазор между оболочками помещено передаточное звено 14 из эластичного материала меньшей твёрдости, например из мягкой резины. Твёрдость эластичных оболочек 9 и 10 меньше твердости материала специальных манжет 11 и 12, но больше твердости передаточного звена 14, а разделительные кольца 13 выполнены из эластичного материала более высокой твердости, чем манжеты 11 и 12.

В свободном состоянии уплотнительный элемент 5 не касается стенок обсад­ной колонны 8. При воздействии веса насосно-компрессорной колонны 7 усилие на деформацию описанного уплотнительного элемента существенно уменьшается  (по сравнению с серийным уплотнительным элементом), снижается и энергоёмкость процесса. Это достигается за счет того, что уплотнительный элемент выполнен трехслойным —из двух эластичных цилиндрических оболочек 9 и 10 и мягкого передаточного звена 14. На поперечную деформацию традиционного (монолитного) уплотнительного элемента необходимо приложить усилие в 8-10 раз больше. В предлагаемой системе при продольном сжатии и поперечной деформации уплотнительного элемента 5 сводятся к минимуму внутренние напря­жения и внутреннее трение, поскольку происходит независимая объёмная деформация каждой «тонкой» оболочки 9 и 10, при этом передаточное звено «перетекает» в замкнутом кольцевом зазоре. Остальные эволюции деталей внутрискважинного герметизатора видны из рис. 1. Отметим лишь, что специальные манжеты 11 и 12 предотвращают выдавливание наружной оболочки 9 в кольцевой зазор и в сочетании с особыми разделительными кольцами 13 (рис. 2) стабилизируют функционирование внутренней оболочки 10 и герметизатора в целом.

В итоге обеспечивается высокая податливость (подобно рессоре) и эластичность герметизатора, что способствует существенному повышению герметизирующих свойств изделия при снижении контактных давлений, внутренних напряжений и усилия «раздавливания» уплотнительного элемента. Это крайне важно в связи с возросшими требованиями к экологической и техногенной безопасности при проводке, обустройстве, эксплуатации и капитальном ремонте нефтегазовых скважин и весьма актуально при работе в осложнённых условиях, в том числе на наклонно-направленных и горизонтальных скважинах и на шельфах морей.

Рис.1.

Рис.2.

Технико-экономическое обоснование применения инновационной технологии

Технико-экономические показатели и технико-экономическое обоснование применения новых внутрискважинных герметизаторов на основе многослойных эластичных оболочек зависит от конкретных условий эксплуатации, в частности от рабочей среды, давления со стороны скважины и температуры в местах установки пакеров.

Повышение эксплуатационно-технологических и технико-экономических показателей предлагаемых пакеров достигается за счет:

- принципиального изменения конструктивной схемы и принципа действия уплотнительного элемента;

- независимого действия «тонких» наружной и внутренней эластичных оболочек и передаточного звена между ними, в том числе возможности проскальзывания этих звеньев друг относительно друга;

- значительно большей поверхности контакта наружной оболочки относительно обсадной колонны и, как следствие, снижения контактных давлений;

- исключения возможности затекания резины в уплотняемый зазор;

- качественного изготовления оболочек (отсутствие пустот, надрывов, внутренних трещин и т.п.) вследствие их значительно меньшей толщины;

- повышения герметизирующих свойств при многократном снижении усилия «раздавливания» уплотнительного элемента;

- повышения надёжности и долговечности пакеров, в том числе за счёт исключения дублирующих уплотнительных элементов;

- возможности применения в таких скважинах, которые были недоступны серийным пакерам (приходилось применять ненадежные и на малые давления надувные пакеры).

Следствием этого является расширение области применения, существенное снижение материалоёмкости и энергоёмкости, кратное снижение «запасов» серийных уплотнительных элементов, надежная и стабильная работа, использова­ние при повышенных давлениях в скважине.

Технико-экономические показатели трудо-энерго-природосбережения нового процесса

Существенное снижение усилия «раздавливания» пакера. Это основное положительное свойство нового изделия, следствием чего является расширение области применения, снижение энергоёмкости, повышение надежности и долговечности.

Снижение контактных давлений в 4-5 раз. Это результат высокой эла­стичности оболочек и увеличения площади контакта.

Повышение герметизирующих свойств. Это следствие большой площади контакта при снижении внутренних напряжений и сил трения.

Исключение выдавливания резины в уплотняемый зазор. Благодаря этому повышаются эксплуатационные свойства пакера, снижается количество уплотнительных элементов, обеспечивается высокая надежность системы.

Простота извлечения пакера из скважины. Это результат исключения выдавливания резины в уплотняемый зазор и отсутствия «закусывания» уплотнительного элемента.

Повышение качества изготовления уплотнительного элемента. При «тонких» оболочках процесс вулканизации резины происходит стабильно, вследствие чего исключаются внутренние дефекты.

Энергосбережение. Это следствие существенного снижения усилий для приведения пакера в рабочее состояние и его извлечения из скважины.

Снижение материалоёмкости. За счет уменьшения количества уплотнительных элементов и снижения габаритов и массы соответствующих металлических деталей.

Новые потребительские свойства продукции

- высокая надежность и долговечность;
- снижение энергопотребления в процессе эксплуатации;
- расширение области применения, в том числе за счет использования в осложнённых условиях;
- расширение площади контакта и предотвращение выдавливания резины в уплотняемый зазор;
- простота в работе и снижение усилия для приведения в действие.

Качественные характеристики, предъявляемые к сырью и материалам

Продукция соответствует современным государственным стандартам.

Стадия и уровень разработки

Новый внутрискважинный герметизатор и несколько комплектов уплотнительных элементов к нему изготовлены в опытно-промышленных образцах. Проведены сравнительные испытания различных вариантов серийных и опытных уплотнительных элементов и предлагаемого уплотнительного элемента. Экспериментально подтверждены высокие эксплуатационно-технологические свойства нового уплотнительного элемента, в том числе его высокая податливость, сохранность после силового воздействия и низкая энергоёмкость.
Создан гидромеханический стенд для комплексных испытаний герметизатора в сборе (рис. 1) с имитацией условий эксплуатации, включая силовое воздействие для «раздавливания» уплотнительного элемента, скважинное давление до 500 МПа, температуру рабочей среды, фиксацию пакера в скважине и т.п. Всесторонние испытания (с записью показателей на компьютер) подтвердили отличные конструктивные, функциональные и энергетические показатели пакера, его высокую податливость и герметизирующие свойства. Новый пакер рекомендован для серийного производства и для использования в скважинах, в том числе в осложненных условиях.

Предлагаемые инвестиции

1,5 млн. руб.

Рынки сбыта

Предлагаемый внутрискважинный герметизатор (пакер) на основе многослойных эластичных оболочек может применяться в любых географических зонах при бурении, обустройстве, эксплуатации и капитальном ремонте нефтегазовых скважин — при давлении в месте установки пакера до 70 МПа и температуре рабочей среды до 140о С. Пакер может применяться в скважинах на суше и на море при любых конфигурациях скважин, включая наклонно-направленные и горизонтальные скважины. После освоения серийного производства новый пакер (в необходимой номенклатуре - в зависимости от диаметров насосно-компрессорной колонны и обсадных труб) может заменить все серийные (уже давно морально устаревшие) пакеры в России и в странах СНГ. При определенных условиях новый пакер может использоваться на месторождениях дальнего зарубежья, особенно на зарубежных месторождениях, разрабатываемых компаниями России.
Применение нового пакера позволит снизить аварийность на скважинах, исключить неуверенность специалистов при использовании серийных пакеров в осложненных условиях, существенно сократить потребность в уплотнительных элементах к пакерам.

Возможность и эффективность импортозамещения

Описанный пакер с успехом может заменить любые, в том числе новейшие, импортные пакеры. По сравнению с имеющимися изделиями аналогичного назначения предлагаемые внутрискваженные герметизаторы имеют долговечность в 2,5-3,5 раза больше. Их количество в скважине снижается в 202,5 раза.

Возможность выхода на мировой рынок

Срок окупаемости (в месяцах)

24

Дата поступления материала

27.11.2006