автореферат диссертации по машиностроению и машиноведению, 05.02.13, диссертация на тему:Разработка технических средств разобщения затрубного пространства паронагнетательных скважин

Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М.Губкина

На правах рукописи

0034£50479

Литвинов Андрей Витольдович

РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ РАЗОБЩЕНИЯ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА ПАРОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Специальность 05.02.13 - Машины, агрегаты и процессы (нефтегазовая промышленность)

Автореферат диссертации на соискание ученой степени

кандидата технических наук ,,т

003450479

Работа выполнена в Российском Государственном Университете нефти и газа имени И.М.Губкина, г. Москва, и Северо-Кавказском государственном научно-исследовательском и проектном институте нефтяной промышленности, г. Грозный.

Ведущее предприятие: ООО «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ», Москва

Защита состоится «¿¿2» 2008 г. в . часов на заседании

Диссертационного Совета Д 212.200.07 Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина по адресу: 119991, г.Москва, ГСП-1 Ленинский проспект, д. 65, ауд. 612.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М.Губкина.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах с заверенными гербовой печатью подписями просим направлять по адресу: 119991, г.Москва, ГСП-1 Ленинский проспект, д. 65, Российский Государственный Университет нефти и газа имени И.М.Губкина, Ученый совет.

Научный руководитель:

кандидат технических наук, профессор В.И.Дарищев

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор А.Г.Молчанов

кандидат технических наук Н.В.Шенгур

Ученый секретарь диссертационного совета, к.т.н.

Э.С.Гинзбург

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. Поиск и реализация новых методов повышения нефтеотдачи пластов является одним из важнейших направлений научно-технического развития нефтяной промышленности. Из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подходящими в технологическом отношении являются термические методы. Они могут применяться достаточно эффективно в наиболее сложных физико-геологических условиях и позволяют обеспечивать добычу нефти вязкостью 10000 мПас, увеличивая при этом конечную нефтеотдачу в кратное число раз (с 6-20% до 30-50%), что недоступно сегодня никаким другим новым методам.

В течение последних лет наблюдалось значительное совершенствование технических средств и технологий теплового воздействия на пласт. Несмотря на широкий диапазон исследований, до сих пор недостаточно полно решены вопросы сокращения потерь тепла при доставке теплоносителя в пласт и вопросы предотвращения нарушения крепи нагнетательной скважины при значительных температурных перепадах в ней. Существующее отечественное серийное оборудование для разобщения затрубного пространства не в полной мере обеспечивает надежную тепловую изоляцию, предохраняющую тепловой поток от рассеивания в окружающие горные породы, а крепь скважины от разрушения.

Изложенное обуславливает актуальность проблемы качественного совершенствования технического обеспечения процессов теплового воздействия на пласт, которое может быть достигнуто только при кратном улучшении характеристик применяемой техники на научной основе и с применением принципиально новых технических решений.

Цель работы. Повышение эффективности и качества разобщения затрубного пространства паронагнетательных скважин путем создания новых узлов уплотнения пакеров из композиций на основе термостойких полимерных материалов.

Основные задачи работы

1. Анализ известных теоретических и расчетных методов определения нагрузок сжатия, геометрических параметров, контактных напряжений уплотнителя пакера.

2. Теоретические исследования и расчеты упругого деформирования уплотнителя из эластичного полимера.

3. Выбор и обоснование области применения термостойкого полимерного материала для создания уплотнителыюго узла пакера.

4. Разработка новых технических решений, учитывающих конструкционные особенности выбранных термостойких полимерных материалов.

5. Анализ принципиально новых схем работы термостойких узлов уплотнения и обоснование подходов к их разработке.

6. Разработка конструкции термостойких пакеров с использованием новых технических решений и методики их эффективного применения

7. Проведение промысловых испытаний, внедрение нового пакерного оборудования и практическая реализация основных выводов и рекомендаций.

Методы решения поставленных задач. Поставленные задачи решались путем проведения теоретических и опытно-промысловых работ по общепринятым современным методикам исследований. Проведен анализ научной литературы, а также исследований, выполненных другими авторами по аналогичным темам. Теоретические исследования выполнялись комплексно: аналитическим путем с применением современных методов математического анализа, теоретической механики, нелинейной теории упругости и пластичности, методов герметологии, технической гидромеханики и др. Опытно-промышленные испытания проводились на участках Старогрозненского, Малгобек-Вознесенского, Гремихинского, Кенкиякского и др. месторождений с применением гидродинамических исследований и компьютерной обработки информации.

Научная новизна

1. Получены математические зависимости, позволяющие определить величину осевой нагрузки, необходимой для проявления эффекта уплотнения в зависимости от физико-механических свойств и геометрических размеров уплотнительного элемента пакера.

2. Получены математические зависимости, позволяющие рассчитать оптимальные значения геометрических размеров уплотнительного элемента, при которых осевая нагрузка имеет минимальное значение.

3. Описано и исследовано изменение осевой нагрузки на пакер как функции большого числа переменных в разных границах, что позволило рассчитать условия, в которых уплотнительный элемент пакера имеет характеристики, оптимальные для конкретных приложений.

4. Показано, что в зависимости от преобладающих деформаций и распределения напряжений при эксплуатации уплотнения, на его работоспособность влияет ряд свойств материала уплотнителя - прочность, твердость, эластичность. Кроме того, на свойства материала, на работоспособность оказывают влияние конструктивные особенности узла уплотнения и условия работы его деталей.

5. Получены формулы, позволившие рассчитать необходимые контактные напряжения и геометрические параметры уплотнительного узла пакера, что стало основой для создания принципиально новой уплотнителыюй системы, защищенной авторскими свидетельствами.

6. Показано, что при использовании уплотнительного узла со стволом переменного сечения и фторопластовыми и свинцовыми уплотнительными элементами реализуется требование к термостойкому пакерному оборудованию, заключающееся в аккумулировании усилия посадки и

сохранении заданных усилий осевого сжатия и радиального расширения в продолжение всего времени эксплуатации пакера.

Обоснованность и достоверность результатов диссертации.

Обоснованность результатов диссертации обеспечивается корректностью постановки задачи, точной формулировкой критериев, исследованием и сравнительным анализом существующих подходов к решению поставленной задачи, применением точных методов решения и практическим использованием полученных технических решений.

Достоверность полученных результатов подтверждается тем, что они сделаны на базе анализа большого объема литературных источников и на основе современных общепринятых методик лабораторных, экспериментальных и промысловых исследований, а также тем, что новые технические решения, созданные в процессе работы и защищенные авторскими свидетельствами на изобретения, успешно прошли промысловые испытания.

Практическая ценность и реализация результатов работы.

Обоснованы направления создания специальной техники обеспечения процессов тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов, в том числе при добыче высоковязких нефтей.

Определен класс материалов, перспективных для применения в качестве уплотнителей термостойкого пакерного оборудования, обоснованы преимущества использования этих материалов для создания пакеров с уплотнительными элементами из термостойких полимерных материалов и композиций на их основе.

Найдены принципиально новые технические конструктивные решения, пять из которых признаны изобретениями, определившие достижение новых качественных рубежей в развитии технических приемов разобщения затрубного пространства скважин и обеспечившие практически принцип многофункционального использования узлов и деталей скважинного оборудования.

Установлены зависимости, связывающие конструктивные параметры составных частей узлов уплотнения термостойкого пакерного оборудования. Установлены оптимальные значения конструктивных параметров технических средств разобщения затрубного пространства нагнетательных скважин для закачки теплоносителя в нефтяной пласт.

Получены расчетные зависимости, обеспечивающие возможности проектирования, установление режимов работы предложенных технических устройств и обоснованный выбор сопутствующего оборудования.

Разработаны, изготовлены, испытаны и рекомендованы в производство специальные технические устройства, обеспечивающие при эксплуатации ряд технико-технологических преимуществ.

Разработаны технологические приемы, которые включены в стандарт предприятия, утвержденный и внедренный в производственном объединении

«Грознефть». Методические рекомендации диссертационной работы внедрены на ряде предприятий отрасли.

Полученные результаты могут быть использованы на нефтегазодобывающих производствах по следующим направлениям:

- при составлении технологических схем разработки месторождений тепловыми методами;

- при разработке скважинных устройств для технического обеспечения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, а точнее, при разработке пакерных устройств для разобщения затрубного пространства нагнетательных скважин по закачке теплоносителей в нефтяной пласт;

- при разработке пакерных устройств для разобщения затрубного пространства добывающих скважин при проведении различных технологических операций, а также изоляции нарушений обсадных колонн.

Апробация работы. Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на Всесоюзном совещании по проблеме «Создание, совершенствование производства и использования пакеров, обеспечивающие повышение производительности нефтяных и газовых скважин и охрану недр» (г. Калуш, 1990 г.), Всесоюзной научно-технической конференции молодых ученых и специалистов (г. Волгоград, 1987 г.), отраслевых научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов (г. Бугульма, 1984 г., г. Пермь, 1986 и 1990 г., г. Небит-Даг, 1988 г., г. Шевченко, 1989 г.) и краевых научно-технических конференциях молодых ученых и специалистов (г. Пятигорск, 1985 г. и г. Ставрополь, 1987 г.), III региональной научно-технической конференции «Вузовская наука -Северо-Кавказскому региону» (г. Ставрополь, 1999 г.), седьмой Всероссийской конференции молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии газовой промышленности» (Москва, 2007).

Кроме того, содержание и состояние работы обсуждалось на заседаниях Ученого Совета СевКавНИПИнефти, Научно-технического Совета ОАО «ЛУКОЙЛ».

Публикации. По материалам диссертации опубликованы 13 печатных работ, в том числе 5 авторских свидетельств на изобретения и 3 работы в научно-технических журналах, входящих в перечень рецензируемых научных журналов и изданий, утвержденный ВАК РФ.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех разделов, заключения и списка использованных литературных источников, включающего 168 наименований. Работа изложена на 161 страницах машинописного текста, содержит 21 иллюстрацию и 4 таблицы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении кратко изложено современное состояние проблемы и обоснована актуальность выбранной темы диссертационной работы.

В первом разделе показано, что одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов считаются термические методы, а среди них -тепловое воздействие на пласт.

Представлены результаты анализа современного состояния проблемы снижения энергетических потерь при нагнетании теплоносителей в нефтяные пласты.

Тепловое воздействие на пласт требует значительных затрат тепловой энергии. С точки зрения задачи повышения эффективности процесса теплового воздействия на пласт сокращение потерь тепловой энергии является наиболее важным.

Анализ современной технической литературы, посвященной данной проблеме, свидетельствует, что, несмотря на актуальность, вопросам совершенствования техники сокращения потерь тепла при тепловом, и, в частности, паротепловом воздействии на пласт, уделялось относительно малое внимание как отечественными, так и зарубежными исследователями.

В результате значительной разности температур между движущимся в скважине теплоносителем и окружающими ствол горными породами тепловые потери тем больше, чем меньше термическое сопротивление радиальному теплообмену. Потери тепла весьма значительны при нагнетании теплоносителя по насосно-компрессорным трубам при отсутствии пакерного разобщения межтрубного пространства. Кроме того, изменение температуры в системе элементов, составляющих нагнетательную скважину для закачки теплоносителей, создают условия для нарушения целостности крепи скважины.

Все отмеченное ведет к необходимости разобщения обсадных колонн и колонн насосно-компрессорных (лифтовых) труб нагнетательных скважин с помощью термостойких пакерных устройств для обеспечения перекрытия межтрубного пространства и защиты обсадной колонны от прямого воздействия температуры и давления со стороны закачиваемого теплоносителя.

Нагнетательная колонна устанавливается на пакере, жидкость из затрубного пространства удаляется и замещается воздухом, газом или парами воды. При этом теплопередача в кольцевом пространстве уменьшается, так как теплопроводность газа значительно меньше, чем теплопроводность жидкости.

Анализ современного состояния вопроса позволил выделить различные методы тепловой защиты нагнетательных скважин, технология использования которых одинаково требует разобщения затрубного пространства термостойким пакером.

Анализ существующих технологических приемов и технических средств разобщения затрубного пространства нагнетательных скважин позволил сформулировать основные требования к термостойкому пакерному

оборудованию, описать недостатки существующего серийного оборудования и определить направления его совершенствования.

В результате проведенного научно-технического анализа были определены дальнейшие задачи исследований и пути их решения.

Второй раздел посвящен теоретическим исследованиям процесса работы уплотнительных узлов пакеров, расчетам нагрузок и геометрических параметров, необходимых для герметизации затрубного пространства.

Улучшение работоспособности пакера связано с повышением герметизирующей способности его уплотнительного узла. При посадке пакера уплотнительный элемент должен деформироваться в радиальном направлении, прижиматься к внутренней поверхности обсадной колонны и тем самым герметизировать ствол скважины. Эта задача герметизации является довольно сложной, и ее решение требует основательного изучения механизма уплотнения с учетом реальных условий работы уплотнительного элемента.

Особенности условий работы уплотнительных элементов пакеров требуют особого подхода. Проведенные ранее исследования в этой области недостаточны для изучения напряженно-деформированного состояния уплотнительных элементов пакеров с учетом особенностей их работы. Изучение напряженно-деформированного состояния уплотнительного элемента пакера при его посадке и разработка на этой основе эффективных мер по улучшению его работоспособности представляют как практический, так и научный интерес. Поэтому была сделана попытка установления зависимости между геометрическими параметрами уплотнительного элемента и осевой нагрузкой.

Осевая нагрузка, необходимая для деформирования обычно применяемого цилиндрического уплотнителя до полного контакта его поверхности со стенкой обсадной колонны, зависит от высоты уплотнителя. Контактное давление между наружной поверхностью уплотнителя и стенкой обсадной колонны также существенно зависит от нее.

Основными размерами уплотнительного элемента пакера с цилиндрическим уплотнительным элементом (рис. 1) являются:

- внутренний диаметр элемента с1;

- наружный диаметр элемента А) (£) - в деформированном положении);

- высота элемента ко (/г - в деформированном положении).

Оптимальный размер наружного диаметра уплотнительного элемента

определяется в зависимости от конкретных условий работы по параметру

О

ч> = -—. Объем элемента при его деформировании остается постоянным, а

"о

суммарная поверхность тела данного объема зависит от его формы

Получено уравнение, позволяющее определять рациональную высоту уплотнительного элемента пакера в зависимости от его диаметра, размера рабочей деформации уплотнительного элемента и диаметра штока пакера.

= 0,5 Д

(1)

г Рз

Рис. 1. Схема срабатывания уплотнителя пакера а, б, в-этапы деформирования уплотнительного элемента

С ростом высоты уплотнителя распределение контактного давления по высоте становится более равномерным. Это повышает герметизирующую способность уплотнителя и улучшает условия его работы.

Во время посадки пакера при осевом сжатии уплотнительного элемента обычно происходит его деформирование в радиальном направлении, в результате которого из-за трения между соприкасающимися поверхностями опорных шайб и уплотнителя последний принимает бочкообразную форму. Первое соприкосновение тела уплотнительного элемента со стенкой обсадной колонны происходит в его середине. Дальнейшее увеличение осевой нагрузки приводит к деформированию «отстающих» сечений до соприкосновения со стенкой обсадной колонны. При этом, если возникающее в зоне контакта давление между наружной поверхностью уплотнителя и стенкой обсадной колонны еще недостаточно для достижения эффекта уплотнения, то приходится еще больше увеличивать осевую нагрузку.

Достижение эффекта уплотнения состоит из следующих этапов:

- начало деформации уплотнительного элемента до первого соприкосновения его наружной поверхности со стенкой обсадной колонны (рис. 1, а);

- дожатие «отстающих» сечений уплотнительного элемента до соприкосновения со стенкой обсадной колонны (рис. 1, б);

- достижение необходимого значения контактного давления прижатия наружной поверхности уплотнителя к внутренней поверхности обсадной колонны (рис. 1, в).

Исследовано напряженно-деформированное состояние отдельных областей уплотнительного элемента. Путем изменения граничных условий, определяющих достижение необходимых значений контактных давлений, с применением уравнений Эйлера и выполнением условий несжимаемости (не изменения объема уплотнительного элемента) в интегральной форме, получены формулы, позволяющие определить величину осевой нагрузки, необходимой для проявления эффекта уплотнения на каждом из этапов в зависимости от физико-механических свойств и геометрических размеров уплотнительного элемента, и позволяющие рассчитать оптимальные значения геометрических размеров уплотнительного элемента, при которых осевая нагрузка имеет минимальное значение.

На первом этапе граничное условие определяется деформированием уплотнителя до соприкосновения его тела со стенкой обсадной колонны. С примением гипотеза плоских сечений получаем:

2а(К0-Щ)-_ (2)

На втором этапе деформирования, когда происходит дожатие отстающих сечений уплотнительного элемента до их соприкосновения со стенкой обсадной

колонны, напряженно-деформированное состояние области его под шайбой отличается от напряженно-деформированного состояния над шайбой. Поэтому напряженно-деформированное состояние этих областей рассматриваем в отдельности. Граничные условия определяются достижением необходимых значений контактных давлений всех сечений уплотнительного элемента и обуславливаются соответствующим прижатием поверхности уплотнителя к внутренней поверхности обсадной колонны. Для области 1:

kf -к;

shk2'±chk'±- shkj — ^ 2 2 ' 2 _ 2

k2chk, 2 " 2

к,

К + К

к]

г 2 h,

к,chkА 2 - - 2

А ' 2

1 + Е„,

k;t0

shky , ■ 2 lh

>h 2

к,chk.

- 2

(3)

Для области 2:

A3 1 . , , 1 4,, к-6 1 1 , h2 ,, lu hA

Р, = -2E,,tm— + tmD:-±-kl- —--sink.h. + ---—shk. ■ chk. — + — +

" 10 2 07 0 2 3 4{2 ks 1 s) 07 2 0 , 2, ft, 2{кл 6 2 6 2 2 1

c/rk6j-

4 F21 A-'±L + +2, Пк ^-kk 1 2 4t» 2 2 chk A

k6 cos ks -z- h ks sin k, -4--------- — shk, — + 1

kl±k26

, chk. — + 2 к -t-k2 6 2

ft,

¡hk _

+ 2l01En D0 Sink5^ + 2t07^-k0Eu --'-I-* D- A:I

07 " 2 2t„ 0 s 2 07 2 0 " 2t„ chk h^ "24

¡т к5

hA

ch2k„

ks cos k; —

(t0ik46 +t„)+2D0^-kg —

chk у

k. sink.

!h.

Л-мА-

—;-

ks + k6 2

-t„D„ ^f-k.

2 "" ,ь 'h

6 ~2

f -+ tnDS^-^lh-sinks!h-{k;~k2)+

k6 sin ks у chk6 у ks cos к5 у- shk6 ~

+ t n F hl-^Lb2 ,,2Ü°b"2t„ 4 s

$шк5— со$ к5 -'

к5,

к; +к;

- tr 4 к2к2 ¿И 1ь К _ 1ц

4 CÄ*>2U 2 2 2

--+4лО

(н0+Е2у1Цк1+

~2К(

(4)

В выражениях (2-4):

Р - осевые нагрузки, необходимые для деформирования уплотнителя до разных вариантов контакта его тела со стенкой обсадной колонны;

/г, /?, О, — геометрические размеры уплотнительного элемента пакера на разных этапах его деформирования;

Г Д - многочлены, содержащие геометрические размеры уплотнительного элемента пакера, введенные для упрощения выражений;

А - осадка сечений, где приложены силы;

(3, Б - соответственно, модуль сдвига материала уплотнительного элемента и постоянная, определяющая этот модуль;

А, В, а - многочлены, зависящие от физико-механических свойств уплотнительного элемента пакера, введенные для упрощения выражений;

Таким образом, описано и исследовано изменение осевой нагрузки на пакер как функции большого числа переменных, что позволило рассчитать условия, в которых уплотнительный элемент пакера имеет характеристики, оптимальные для конкретных приложений.

Получены формулы, позволяющие определить величину осевой нагрузки, необходимой для проявления эффекта уплотнения в зависимости от физико-механических свойств и геометрических размеров уплотнительного элемента и позволяющие рассчитать оптимальные значения геометрических размеров уплотнительного элемента, при которых осевая нагрузка имеет минимальное значение.

Необходимость повышения герметизирующей способности уплотнителей термостойких пакеров при высоких температурах закачки теплоносителей (300"320°С и выше) потребовала проведения выбора термопластичных уплотнительных материалов с достаточно высокой температурой плавления. Выбор фторопласта-4 (политетрафторэтилена) в качестве основы композиций материалов уплотнителей определился его конструкционными и пластическими свойствами, которые обеспечивают выполнение большинства требований, предъявляемых к термостойкому пакерному оборудованию.

Комплексное использование конструкционных и пластических свойств фторопласта с одновременным применением новых технических решений позволяет значительно повысить температурный предел работы уплотнителей термостойкого пакерного оборудования.

При разработке пакеров с узлами уплотнения на основе фторопласта-4 были использованы принципы, положенные в основу некоторых технических решений, направленных на повышение надежности пакеров с резиновыми манжетами. Однако, непосредственная замена материала манжет на фторопласт невозможна в связи со значительно меньшей, по сравнению с резиной, его эластичностью.

В зависимости от преобладающих деформаций и распределения напряжений при эксплуатации уплотнения на его работоспособность влияет ряд свойств материала уплотнителя - прочность, твердость, эластичность и т.д. Не меньше, чем свойства материала, на работоспособность оказывают влияние конструктивные особенности узла уплотнения и условия работы его деталей.

Для обеспечения герметичности уплотнения необходимо, чтобы уплотнитель прижимался к сопряженным поверхностям с давлением несколько большим, чем давление уплотняемой среды. Это может быть достигнуто созданием предварительной деформации за счет изменения радиальных размеров уплотнителя.

При совмещении признаков нескольких известных устройств в одной конструкции удалось существенно повысить надежность термостойкого уплотнительного узла пакера для паронагнетательных скважин. Для этого использована конструкция узла уплотнения, предусматривающая применение вместе с уплотнителем, который представляет собой цилиндрическую деталь из полимерного материала, штока переменного сечения с конусным переходом от меньшего диаметра к большему (рис. 2).

Для перекрытия уплотняемого зазора между штоком и обсадной трубой 3 диаметром 07 к уплотнителю 1 прикладывают усилие Р, под действием которого уплотнитель перемещается в положение б, проходя через конусный участок штока 2. При этом внутренний диаметр уплотнителя увеличивается и становится равным большему диаметру штока с/2. Наружный диаметр уплотнителя также увеличивается до диаметра трубы, во внутреннюю поверхность которого упирается наружная поверхность уплотнителя, принимая диаметр Эт.

На основе теоретических исследований было предложено новое техническое решение, при котором уплотнитель состоит из фторопластовых колец и свинцовых колец между ними, установленных на стволе переменного сечения с конусным переходом от меньшего диаметра к большему с улом конусности 22°. Такое выполнение уплотнительного узла пакера позволяет надежно перекрыть кольцевое затрубное пространство нагнетательной скважины путем перемещения пакета уплотнительных колец на конусном переходе и расширить технологические возможности применения пакерного

оборудования в высокотемпературных условиях паронагнетательных скважин. Данное техническое решение защищено авторским свидетельством.

Рис. 2. Упругое деформирование уплотнителя а - первоначальное положение; б - рабочее положение уплотнителя

1 - уплотнитель; 2 - шток переменного сечения; 3 - обсадная труба;

4 - опорная деталь

На рис. 3 показана расчетная схема распакеровки уплотнителыюго узла пакера: а - транспортное положение, б - момент прошивания пакета колец нижним конусом конусного перехода, в - момент прошивания пакета колец цилиндрической ступенью, г - момент прошивания пакета колец верхним

конусом конусного перехода, д - положение произведенной пакеровки, е - схема действия усилий при прошивании уплотнительного кольца конусом.

Рис. 3. Расчетная схема распакеровки уплотнительного узла пакера

1 - верхнее уплогаителыгое кольцо; 2- среднее уплотнительное кольцо; 3 - нижнее уплотнительное кольцо; 4 - ствол переменного сечения; 5 - тонкая часть ствола; б - нижний конусный переход; 7- верхний конусный переход; 8 - цилиндрическая ступень; 9 - утолщенная часть ствола; 10 - ограничитель; 11 - опорная втулка; 12 - обсадная колонна

Угол а между осью и образующей конусного перехода выбирается из следующих соображений. Усилие Р при прошивании верхнего фторопластового кольца нижним конусом не должно создавать такого давления на среднее свинцовое кольцо, под действием которого оно раздавливалось бы раньше, чем произойдет полное ограничение его крайними кольцами. Это последнее допускаемое усилие [Р„,] определяется пластичными свойствами свинцового кольца и равно

[/'„,] = ^(о; -¿?}т.„ (5)

где стт - предел ползучести свинца, Па.

Р<[РпЛ- (6)

Усилие прошивания р определяем по схеме действия сил, представленной на рис. 3, е, на которой:

С>щ, - усилие преодоления силы трения при движении кольца по конусу, Н; Оп, - усилие движения кольца по конусу с одновременным растяжением, Н; йР - усилие растяжения, Н; йн - нормальное усилие, Н.

Усилия, необходимые для перемещения фторопластового кольца на цилиндрическую ступень, определяем по формулам:

йР =Р,ср = (О, - <11) Ь, ар, (7)

где р1 - площадь сечения кольца в начальном положении, м2; ар - предел прочности при растяжении фторопласта-4, Па.

О.у = йР сои а~(В1-(¡¡) Ъ] ар ста, (8)

йтР = 2«/"= (О, - Л,) Ь, о-р/соза, (9)

где /- коэффициент трения фторопласта-4 по стали конусного перехода в условиях пакеровки.

От = ЙР ¡¡па= (О; - (1,) Ь1 ар ¡та (10)

Ей = а,,. + йтр = (О, - Ь, ар</со^а + .ипО). (11)

Усилие прошивания

Р = Ей сгма= (О; - Щ) Ь: ар сола{/соха + ¡та). (12)

Следовательно, угол конусности, равный 2а, можно выбрать в зависимости от прочностных свойств материалов среднего и верхнего уплотнительных колец, их геометрических размеров и коэффициента трения материала верхнего кольца по стали конусного перехода в условиях пакеровки.

Предложен уплотнительный узел пакера, позволяющий расширить технологические возможности применения пакерного оборудования в условиях паронагнетательных скважин при температурах 320-350°С путем использования материалов с различными пластичными и прочностными свойствами при низких осевых нагрузках для распакеровки уплотнителей.

Показано, что при использовании уплотнительного узла со стволом переменного сечения и фторопластовыми и свинцовыми уплотнительными элементами реализуется требование к термостойкому пакерному оборудованию, заключающееся в аккумулировании усилия посадки и сохранении заданных усилий осевого сжатия и радиального расширения в продолжение всего времени эксплуатации пакера.

Необходимо учитывать, что при температурах выше 327°С фторопласт-4 переходит в высокоэластичное состояние. При этом возможно выдавливание (экструзия) материала в зазоры между деталями пакера и внутренней поверхностью обсадной колонны. Поэтому было предложено новое техническое решение, защищенное авторским свидетельством, направленное на

реализацию требования к термостойкому пакерному оборудованию о максимальном приближении размеров металлических опорных поверхностей пакера к внутреннему диаметру обсадной колонны. Необходимо снабжать пакеты тарельчатых опорных шайб, ограничивающих с торцов уплотнительные кольца пакера, дополнительными антиэкструзионными шайбами. Наружный диаметр этих шайб больше внутреннего диаметра обсадной колонны, а внутренний диаметр меньше диаметра направляющего штока.

С целью повышения надежности работы пакера за счет исключения преждевременного срабатывания его при спуске в скважину необходимо размещать между доньями опорных и антиэкструзионных шайб элементы ограниченной жесткости. Такие элементы изготавливаются в виде распорных колец из материала с более низкой прочностью при сжатии, чем материал уплотнителя. Кроме того, эти элементы могут выполняться в виде кольцевых выступов на доньях опорных и антиэкструзионных шайб. При использовании уплотнителыюго узла с опорными и антиэкструзионными шайбами и приспособлениями ограниченной жесткости реализуется требование о максимальных размерах опорных поверхностей пакера.

В третьем разделе показано, что приведенные ранее математические зависимости, позволившие рассчитать необходимые контактные напряжения и геометрические параметры уплотнителыюго узла пакера, стали основой для создания нами принципиально новой уплотнительной системы, защищенной авторскими свидетельствами. Основным рабочим узлом, общим для всех созданных в СевКавНИПИнефти конструкций термостойких пакеров, является уплотнительный узел, состоящий из пакета фторопластовых и свинцовых колец, насаженных на ствол переменного сечения, и ограниченного с обеих сторон наборами опорных и антиэкструзионных шайб (рис. 4).

Отличительной особенностью новой уплотнительной системы является способ деформирования уплотнительных колец при распакеровке, состоящий в комбинированном воздействии на них. Сначала кольца, проходя конусную часть штока, растягиваются в радиальном направлении, затем испытывают осевое сжатие. Осуществление такого способа происходит при прошивании уплотнительного пакета стволом переменного сечения. Переход с меньшего диаметра на больший - по конусу с углом 22° .

При нагреве под воздействием пара с температурой 300-320°С фторопласт переходит в состояние, близкое к высокоэластичному, и внутренние напряжения частично снимаются. Уплотнение происходит за счет радиального растяжения и торцового сжатия фторопласта. Постоянное действие нагрузки от веса колонны насосно-компрессорных труб компенсирует релаксационные изменения напряженного состояния фторопласта.

Эффект уплотнения обеспечивается за счет перетекания части расплавляемого материала низкотемпературных свинцовых колец в зазоры между более жесткими фторопластовыми кольцами и неровностями внутренней поверхности обсадной колонны.

Рис. 4. Термостойкий пакер ПТШ.140-62

1 - шток; 2 - головка; 3 - упорное кольцо; 4 - винт; 5 - ограничитель;

6,7,8- уплотнительные элементы; 9 - антиэкструзионные шайбы;

10 - опорные шайбы; II - конус; 12 - плашки; 13 - наклонные пазы; 14 - тяги;

15 - кольцо тяг; 16 - шпильки; 17 - отверстия; 18 - пружины; 19 - корпус фонаря; 20 - пластинчатые пружины; 21 - Г-образный паз; 22 - палец

Наличие антиэкструзионных шайб предохраняет фторопласт от выдавливания в зазоры между пакером и внутренней поверхностью обсадной колонны. Разработанное нами техническое решение, заключающееся в использовании антиэкструзионных шайб особой формы, также защищено авторским свидетельством.

Использование ствола переменного сечения позволяет снизить необходимые для распакеровки нагрузки и изолировать затрубное пространство до начала закачки пара. Нагрев уплотнителей в процессе нагнетания пара обеспечивает последующее уплотнение без увеличения нагрузок.

Ниже приводится описание получившего наиболее широкое применение термостойкого пакера типа ПТШ.140-62. Он механического действия, со шлипсовой опорой, с поворотным управлением. Внутреннее отверстие 62 мм. Основное назначение пакера - изоляция затрубного пространства паронагнетательных скважин, обсаженных эксплуатационными колоннами с условными диаметрами 140 и 146 мм.

Техническая характеристика пакера ПТШ.140-62 следующая:

Глубина установки, м - 200...4000

Удерживаемый перепад

давления, МПа - 50

Температура рабочей среды, °С - 320-350

Материал уплотнителей - фторопласт-4, свинец

Присоединительные резьбы - НК-73 ГОСТ 633-80

Длина, мм - 1460

Масса, кг - 73

Разработана методология и технологические приемы применения термостойкого пакерного оборудования с целью снижения потерь тепла при нагнетании теплоносителей в нефтяной пласт. В качестве конечной цели применения пакеров рассматривается сокращение потерь тепла при доставке теплоносителя к забою скважины и предотвращение нарушений обсадных колонн, вызываемых их перегревом.

Работа пакерных устройств в паронагнетательной скважине при закачке теплоносителей имеет свои особенности. С одной стороны, установка пакера должна исключать перемещение его вниз под действием веса колонны насосно-компрессорных труб, на которых спускается пакер. С другой стороны, должна исключаться возможность выталкивания пакера верх при превышении подпакерным давлением (давлением закачки теплоносителя) давления от веса колонны НКТ.

Приемы применения термостойких пакеров конструкции СевКавНИПИнефти разработаны нами для стандарта объединения «Грознефть» СТП 09-000-31-85 «Эксплуатация и ремонт паронагнетательных скважин».

Изоляция затрубного пространства при проведении теплового воздействия на пласт достигается установкой термостойких пакеров по схемам, отличающимся по типу фиксации пакеров в эксплуатационной колонне.

Пакеровка осуществляется созданием нагрузки от веса лифта и обеспечивается перемещением ствола переменного сечения относительно неподвижного пакета уплотнительных элементов. Уплотнители при этом приходят в напряженное состояние, создаваемое стеснением их между утолщенной поверхностью ствола и внутренней поверхностью обсадной колонны. Развиваются необходимые контактные напряжения, чем достигается исходная герметизация затрубного пространства, позволяющая до разогрева уплотнителей теплом нагнетаемого теплоносителя держать давление более 60

МПа. Дополнительная герметизация во время многократных нагреваний и охлаждений обеспечивается торцовым сжатием, создаваемым за счет разгрузки на уплотнитель колонны лифтовых труб.

Рассмотрена возможность изготовления уплотнителей термостойких пакеров из пластичных металлов. Представляет интерес техническое решение, в котором использовано свойство металлов, обладающих эффектом «памяти формы» при нагревании. Уплотнительный элемент, изготовленный из такого сплава в виде чаши, вводят в обсадную колонну. Перед спуском в скважину чашу деформируют определенным образом, например, гофрируют до размеров, меньших внутреннего диаметра обсадной колонны. При подаче тепла к пакерной чаше происходит восстановление ее первоначальной формы, то есть проявляется эффект «памяти формы», и обеспечивается герметизирующее действие пакера. Таким образом, пакеровка происходит автоматически и не требует управления с дневной поверхности. Предложено выполнять чашу в виде сегмента параболоида вращения, поверхность которого гофрирована с затуханием амплитуды гофр по мере приближения к вершине параболоида. Это наше техническое решение защищено авторским свидетельством.

Часто тепловое воздействие осуществляется на продуктивные пласты, залегающие на небольшой глубине. Это обстоятельство предъявляет к термостойкому пакерному оборудованию дополнительные требования: оно должно устанавливаться и удерживаться на месте без приложения нагрузки (или при небольшом ее значении) от веса колонны насосно-компрессорных труб. Для этого были предложены новые технические решения: термостойкий гидравлический якорь и пакерное устройство с якорем механического действия, предназначенные для установки в нагнетательной скважине и обеспечивающие предотвращение выталкивания скважинного оборудования под действием подпакерного давления. Устройства предназначены для работы в среде теплоносителя с температурой выше 300°С. Предложенные технические решения защищены авторскими свидетельствами.

Данные технические решения являются перспективными в совершенствовании пакерного оборудования для оснащения паронагнетательных скважин, в первую очередь, в районах Коми и Татарстана при разработке месторождений высоковязких нефтей и битумов.

В четвертом разделе приводятся результаты промысловых испытаний и внедрения разработанной техники и технологии. Термостойкое пакерное оборудование применялось на объектах паротеплового воздействия на пласт объединений «Грознефть», Союзтермнефть и «Актюбинскнефть». При этом использовались выводы и рекомендации, полученные при аналитических и экспериментальных исследованиях.

В ПО «Грознефть» осуществлялось опытно-промышленное паротепловое воздействие на X пласт Старогрозненского месторождения. Нагнетание велось при давлении 6-8 МПа и температуре 260-280°С. В различные периоды времени в процессе участвовали паронагнететельные скважины № 303, 305, 306, 349, 350, 440-6.

Герметизация затрубного пространства от проникновения в него теплоносителя и защита эксплуатационных колонн ог высокой температуры закачиваемого пара осуществлялась установкой термостойких пакеров предложенной конструкции. Неизбежные перерывы в пароснабжении вызывали изменение в системе элементов, составляющих паронагнетательную скважину. Перепады температуры приводили к значительному качественному и количественному изменению напряжений в отдельных элементах.

Извлекаемые после работы из паронагнетательных скважин пакеры подвергались тщательному осмотру и проверке. Анализировалась работа пакеров в зависимости от температуры нагнетаемого пара, количества и длительности остановок в паронагнетании.

Промысловые испытания показали, что разработанные технические и технологические решения позволили обеспечить герметизацию затрубного пространства от проникновения в него теплоносителя и защиту эксплуатационных колонн от высокой температуры закачиваемого пара за счет установки термостойких пакеров нашей конструкции. Оборудование позволило обеспечить нагнетание пара со следующими устьевыми параметрами: давление закачки 6,0-8,0 МПа, температура 200-220°С. Скважины работали без ремонта по 12-24 месяца с открытым затрубным пространством вплоть до полного выполнения технологического назначения.

В НГДУ «Малгобекнефть» опытно-промышленное паротепловое воздействие осуществлялось на XII-XIII пласты Южно-Вознесенской структуры Малгобек-Вознесенской площади. Закачка пара велась в паро-нагнетательные скважины № 164-9, 165-9, 166-9, 170-9, 171-9 и 172-9. Глубина искусственного забоя этих скважин находилась в интервале 720-774 м.

Несмотря на ряд технических трудностей, связанных с работой парогенераторной техники и обеспечением подачи теплоносителя в пласт, в целом технологические показатели разработки в условиях истощенного месторождения и старого фонда скважин оказались удовлетворительными.

В ходе проведения опытно-промышленных испытаний термостойкое . пакерное оборудование разработанной конструкции показало высокую работоспособность, межремонтный период работы паронагнетательных скважин составлял от 3 до 16 месяцев. Применяемые пакеры обеспечивали надежную изоляцию затрубного пространства от рабочего интервала, чем достигалось сокращение потерь тепла и предотвращение повышения температуры эксплуатационной колонны до величин, вызывающих в них критические напряжения, ведущие к разрушению.

Пакеры ПТШП.168, разработанные с участием автора, применялись на объектах паротеплового воздействия на пласт НПО Союзтермнефть. Ими были оборудованы скважины № 839, 840, 845, 850 и 851 Гремихинского, № 845 и 855 Ново-Кипячего, № 596 и 597 Ново-Суксинского месторождений. Работы проводились согласно «Рекомендациям по предотвращению нарушений крепи и снижению потерь тепла в паронагнетательных скважинах объединения

«Грознефть». Эти рекомендации, разработанные с участием автора, распоряжением по НПО Союзтермнефть были введены в качестве руководящего документа при использовании на паронагнетательных скважинах объединения Союзтермнефть пакеров даннойконструкции.

Пакеры в скважинах работали при температуре 230-240°С. Промысловые данные указывают на достаточную надежность работы пакеров. Межремонтный период работы паронагнетательных скважин составил от 90 до 404 суток, при этом причиной ремонта ни в одном случае не являлось разуплотнение пакеров.

В ПО «Актюбинскнефть» работы по оказанию научно-технической помощи при оборудовании паронагнетательных скважин термостойкими пакерами типа ПТШ.168. проводились на месторождении Кенкияк. Одновременно проводилась оценка работоспособности пакеров других конструкций, применяемых в паронагнетательных скважинах, и проводились опытно-конструкторские работы по совершенствованию пакеров ПТШ.168 с целью повышения их надежности.

Герметизация затрубного пространства от проникновения в него теплоносителя и защита эксплуатационных колонн от высокой температуры закачиваемого пара, производимые с помощью термостойких пакеров нашей конструкции, позволили обеспечить межремонтный период работы паронагнетательных скважин от 40 до 992 суток (в среднем 309 суток) в отличие от продолжительности работы пакеров типа ПВ-ЯГМ, которая составляла от 3 до 545 суток (в среднем 177 суток).

Опытно-промысловые испытания и внедрение разработанного термостойкого пакерного оборудования с целью кокращения потерь тепла и предотвращения нарушений крепи в паронагнетательных скважинах при закачке теплоносителей в нефтяной пласт показали научную состоятельность найденных и примененных технических решений

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. На основании анализа состояния вопросов технического обеспечения процесса паротеплового воздействия на нефтяной пласт установлено, что для повышения энергетической эффективности процесса необходимо создание в нагнетательной скважине достаточно надежной тепловой изоляции за счет разобщения кольцевого пространства в зоне нагнетания теплоносителя термостойким пакером, что позволит в среднем на 15% сократить рассеивание теплового потока в окружающие горные породы и предохранить крепь скважины от разрушения.

2. Проведенный анализ существующих конструкций термостойкого пакерного оборудования позволил определить перспективные пути повышения его надежности, направления совершенствования отдельных узлов и установить необходимость проведения теоретических исследований по изучению работы уплотнительного узла пакера с определением нагрузки

контактных напряжений, необходимых для герметизации затрубного пространства при закачке пара с температурой до 350°С.

3. Показаны методы определения оптимальных геометрических параметров уплотнительного элемента пакера и проведена модернизация расчетных зависимостей между его параметрами и осевой нагрузкой.

4. На основании аналитических исследований и расчетных методов с применением элементов математического анализа и теории упругости показано, что осевая нагрузка, необходимая для приведения уплотнителя пакера в рабочее положение, существенно зависит от его длины и формы, а повышение контактных напряжений при деформации уплотнителя до 9,3-14,0 МПа способствует уменьшению необходимой осевой нагрузки в 3,0-3,2 раза.

5. В результате теоретического исследования напряженного состояния цилиндрического уплотнителя из термопластичного полимерного материала, когда уплотнение достигается за счет изменения размеров уплотнительного элемента при его перемещении с меньшего диаметра на больший, установлено, что этот переход должен происходить по конусной поверхности с углом конусности 21-22°.

6. Предложены новые технические решения, защищенные авторскими свидетельствами и направленные на совершенствование работы термостойкого пакерного оборудования, основанные на использовании конструкционных особенностей термопластичных полимеров, а также металлов с «памятью формы»

7. Разработаны конструкции термостойких пакеров механического типа, в которых применены новые технические решения, разработаны технологические приемы применения нового оборудования, проведены промысловые испытания разработанных технических средств, показавшие практическую значимость и высокую техническую эффективность разработок.

СПИСОК РАБОТ, ОПУБЛИКОВАННЫХ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Литвинов A.B. Уплотнительный узел пакера механического действия // -Нефтепромысловое дело - М., 2007. - № 2. - С. 24-29.

2. Литвинов A.B. Повышение работоспособности уплотнительного элемента пакера // Нефтепромысловое дело - М., 2007. - № 3. - С. 41-45.

3. Литвинов A.B., Роман И.В., Арсеньев А.К. Разработка и внедрение пакерного оборудования с уплотнительными элементами на основе фторопласта-4 // Нефтяное хозяйство. - 1993. - № 8. - С. 40- 42.

4. Литвинов A.B. Пути повышения эффективности работы паро-нагнетательных скважин, осложненных пескопроявлением // Повышение эффективности добычи нефти: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. - Грозный. -1986. - Вып. 44. - С. 13-20.

5. Литвинов В.М., Литвинов A.B. Упругое деформирование уплотнителя // Сб. науч. тр.: Сер. Нефть и газ / Северо-Кавказский государственный технический университет. - Ставрополь, 1999. - Вып. 32. - С. 192-202.

6. Литвинов В.М., Литвинов A.B. Уплотнение термостойкого пакера// Сб. науч. тр.: Сер. Нефть и газ / Северо-Кавказский государственный технический университет. - Ставрополь, 2000. - Вып. 3. - С. 80-86.

7. Арсеньев А.К., Литвинов A.B. Термостойкое глубинное оборудование для обеспечения процессов воздействия на пласт под высоким давлением // Повышение эффективности методов воздействия на нефтяные пласты: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. - Грозный, 1980. - Вып. 32. - С. 98-101.

8. Роман И.В., Литвинов A.B. Применение пакеров типа ПТШ для изоляции обсадных колонн при нагнетании в пласты жидкой двуокиси углерода // Интенсификация добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. - Грозный, 1990. - Вып. 52. - С. 83-89.

9. A.c. 1609963 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Уплотнительный элемент пакера / А.В.Литвинов. - № 4377641/24-03; Заявлено 10.02.88; Опубл. 30.11.90. - Бюл. № 44.

10. A.c. 1168697 СССР, МКИ5 Е21В 23/06. Гидравлический якорь / И.В.Роман, А.К.Арсеньев, А.ВЛитвинов. - № 3649115/22-03; Заявлено 04.10.83; Опубл. 23.07.85. - Бюл. № 4.

11. A.c. 1399449 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Уплотнительный узел пакера/ И.В.Роман, А.К.Арсеньев, А.В.Литвинов, А.Д.Чумаченко. - № 4047224/22-03; Заявлено 31.03.86; Опубл. 30.05.88. - Бюл. № 20.

12. A.c. 1404636 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Пакер/ И.В.Роман, А.К.Арсеньев, А.В.Литвинов, Н.А.Белогуров. - № 3943626/22-03; Заявлено 19.08.85; Опубл. 23.06.88. - Бюл. № 23.

13. A.c. 1788208 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Пакерное устройство / И.В.Роман, А.В.Литвинов. - № 4862220/24-03; Заявлено 27.08.90; Опубл. 15.01.93.-Бюл. №2.

Подписано в печать 21.10.08 Печать офсетная. Бумага офсетная. Усл. п.л. 0,75. Тираж 100. Заказ № 535

Отпечатано в типографии издательства «Нефть и Газ».

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ ИССЛЕДОВАНИЙ ПО ПРОБЛЕМАМ РАЗОБЩЕНИЯ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА ПАРОНАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН.

1.1. Преимущества тепловых методов повышения нефтеотдачи пластов.

1.2. Обоснование необходимости сокращения потерь тепла при паротепловом воздействии на пласт.

1.3. Состояние вопросов техники и технологии сокращения потерь тепла и предотвращения нарушений крепи в паронагнетательных скважинах.

1.4. Анализ существующих конструкций термостойкого пакерного оборудования.

Высокий уровень добычи нефти в стране может быть достигнут путем открытия и ввода в разработку новых, а также повышения степени извлечения нефти из пластов ранее эксплуатируемых залежей. Применение методов повышения нефтеотдачи пластов позволяет поддерживать добычу или замедлить темпы ее падения в старых нефтедобывающих районах страны, поднять эффективность использования запасов нефти в стране в целом.

Среди современных методов интенсификации добычи нефти из недр существенный практический интерес представляют тепловые методы воздействия на нефтяные пласты. В продуктивных пластах, содержащих вязкую нефть, даже незначительное повышение температуры способствует резкому улучшению процесса разработки и ее результатов. С повышением температуры в пласте и призабойной зоне эксплуатационных скважин значительно снижается вязкость нефти в пластовых условиях. Выпавшая из нефти твердая фаза переходит в состояние раствора, снижая влияние поверхностных сил, удерживающих нефть в поровых каналах. Дебит нефти повышается и увеличивается нефтеотдача пластов.

В течение последних лет осуществлено некоторое усовершенствование технических средств, технологии и организации работ при паротепловом воздействии на пласт. Несмотря на довольно широкий диапазон исследований и разработок, до сих пор недостаточно решены вопросы сокращения потерь тепла при доставке теплоносителя в нефтяной пласт и вопросы предотвращения нарушения крепи нагнетательной скважины при значительных температурных перепадах в ней. Существующее отечественное серийное оборудование, используемое в нагнетательных скважинах при закачке теплоносителей, не обеспечивает достаточно надежную тепловую изоляцию в скважине, предохраняющую тепловой поток от рассеивания в окружающие горные породы, а крепь нагнетательной скважины от разрушения.

Разработка нового термостойкого оборудования и технологии его применения является одной из важных задач повышения эффективности работы нагнетательных скважин и процесса паротеплового воздействия на нефтяной пласт в целом.

Представленная работа посвящена совершенствованию скважинного оборудования для технического обеспечения процессов теплового воздействии на нефтяные пласты. При этом повышение надежности изоляции затрубного пространства нагнетательных скважин поставлено в прямую зависимость от работы термостойких уплотнителей скважинного оборудования. В работе, наряду с этим, определенное внимание уделено исследованиям зависимости надежности работы скважинного оборудования от различных факторов в конкретных скважинных условиях, а также предлагаются некоторые конструктивные решения.

В основу диссертационной работы положены теоретические, экспериментальные и промысловые исследования, а также конструкторские разработки, посвященные вопросам повышения эффективности работы нагнетательных скважин при закачке теплоносителей, выполненные автором в период его работы с 1979 по 1993 годы в лаборатории техники добычи нефти Северо-Кавказского государственного научно-исследовательского и проектного института нефтяной промышленности (СевКавНИПИнефть).

Основные методические, технологические и конструкторские разработки, отраженные в диссертации, реализованы на практике при осуществлении процесса паротеплового воздействия на пласты и проведении капитального ремонта скважин на площадях Чечено-Ингушской, Казахской, Удмуртской республик и Краснодарского края.

Автор выражает признательность научному руководителю, кандидату технических наук, профессору В.И.Дарищеву за постановку темы, постоянную помощь и внимание в период работы над диссертацией.

Основные результаты и выводы работы сводятся к следующему.

1. На основании анализа состояния вопросов технического обеспечения процесса паротеплового воздействия на нефтяной пласт установлено, что для повышения энергетической эффективности процесса необходимо создание в нагнетательной скважине достаточно надежной тепловой изоляции за счет разобщения кольцевого пространства в зоне нагнетания, теплоносителя термостойким пакером, что позволит в среднем на 15% сократить рассеивание теплового потока в окружающие горные породы и предохранить крепь скважины от разрушения.

2. Проведенный анализ существующих конструкций термостойкого пакерного оборудования позволил определить перспективные пути повышения его надежности, направления совершенствования отдельных узлов и установить необходимость проведения теоретических исследований по изучению работы уплотнительного узла пакера с определением нагрузки контактных напряжений, необходимых для герметизации затрубного пространства при закачке пара с температурой до 350°С.

3. Показаны методы определения оптимальных геометрических параметров уплотнительного элемента пакера и проведена модернизация расчетных зависимостей между его параметрами и осевой нагрузкой.

4. На основании аналитических исследований и расчетных методов с применением элементов математического анализа и теории упругости показано, что осевая нагрузка, необходимая для приведения уплотнителя пакера в рабочее положение, существенно зависит от его длины и формы, а повышение контактных напряжений при деформации уплотнителя до 9,3-14,0 МПа способствует уменьшению необходимой осевой нагрузки в 3,0-3,2 раза.

5. В результате теоретического исследования напряженного состояния цилиндрического уплотнителя из термопластичного полимерного материала, когда уплотнение достигается за счет изменения размеров уплотнительного элемента при его перемещении с меньшего диаметра на больший, установлено, что этот переход должен происходить по конусной поверхности с углом конусности 21-22°.

6. Предложены новые технические решения, защищенные авторскими свидетельствами и направленные на совершенствование работы термостойкого пакерного оборудования, основанные на использовании конструкционных особенностей термопластичных полимеров, а также металлов с «памятью формы»

7. Разработаны конструкции термостойких пакеров механического типа, в которых применены новые технические решения, разработаны технологические приемы применения нового оборудования, проведены промысловые испытания разработанных технических средств, показавшие практическую значимость и высокую техническую эффективность разработок.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Аббасов Э.М. Определение параметров уплотнителя пакера // Повышение надежности нефтепромыслового оборудования: Сб. науч. тр. / АзИНмаш, Баку, 1986.-С. 125-127.

2. Аббасов Э.М. Разработка методов повышения герметизирующей способности пакеров с учетом динамики колонны труб и жидкости: Дисс. канд. техн. наук. Баку, 1989. - 186 с.

3. Авдонин H.A., Буйкис A.A. Изменение температуры жидкости при ее движении по стволу скважины // Термические методы увеличения нефтеотдачи и геотермия нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. — М.: Недра, 1967. — 185 с.

4. Агаларов Ф.Ф., Троицкий В.Ф., Сазонов В.В. Испытание уплотнительного резинового элемента гидравлического пакера на устойчивость в эксплуатационной колонне // Азербайджанское нефтяное хозяйство. — 1967. — № 10.-С. 44-46.

5. Акопов Э.А., Воробьев В.Д., Крутиков Б.С. Испытание резиновых манжет на нефтегазостойкость// Машины и нефтяное оборудование. — 1971. — № 10.-С. 34-36.

6. Антонов В.А., Закхеев В.А., Логвиненко C.B. К методике оценки качества цементного камня в паронагнетательных скважинах // Нефтегазовая геология и геофизика. 1985. - Вып. 6. - С. 44-46.

7. Анурьев В.И. Справочник конструктора-машиностроителя. Кн.1. — М.: Машиностроение, 1973. — 416 с.

8. Арсеньев А.К., Роман И.В. Результаты внедрения глубинного оборудования при паротепловом воздействии на пласт// Повышениеэффективности методов воздействия на нефтяные пласты: Сб. науч. тр./ СевКавНИПИнефть. Грозный, 1980. - Вып. 32. - С. 101-104.

9. Арушенков Б.Х. Резиновые уплотнители. JL: Химия, 1978. - 136 с.

10. Архангельский Б.А. Пластические массы. — JL: Судпромгиз, 1961. —720 с.

11. A.c. 836337 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Пакер / В.А.Галустянц,

12. A.А.Гайворонский, Л.Х.Фарукшин, Ю.Г.Апанович, П.А.Моржиц, К.А.Владимиров, Г.Г.Гераськин, Ласло Мадар, Золтан Тота, Ласло Захар, Иштван Жока. № 2393298/22-03; Заявлено 02.08.76; Опубл. 07.06.81. - Бюл. №21.

13. A.c. 926238 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Гидравлический пакер /

14. B.А.Галустянц, А.А.Гайворонский, Л.Х.Фарукшин, П.А.Моржиц, А.А.Цыбин, Тота Золтан, Жока Иштван. № 2524039/22-03; Заявлено 19.09.77; Опубл. 07.05.85. - Бюл. № 7.

15. A.c. 1168697 СССР, МКИ5 Е21В 23/06. Гидравлический якорь / И.В.Роман, А.К.Арсеньев, А.В.Литвинов. № 3649115/22-03; Заявлено 04.10.83; Опубл. 23.07.85. - Бюл. № 4.

16. A.c. 1252477 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Термостойкий пакер /

17. B.Р.Коршунов, В.А.Гиринский, А.А.Беглов. № 3729150/22-03; Заявлено 12.04.84; Опубл. 23.08.86. - Бюл. № 31.

18. A.c. 1361303 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Термостойкий пакер /

19. C.Г.Кипнис, Ю.А.Яненко, Д.И.Косюга, Н.Д.Войтех, С.И.Васильев. — № 3983138/33-03; Заявлено 19.08.85; Опубл. 23.12.87. Бюл. № 47.

20. A.c. 1399449 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Уплотнительный узел пакера / И.В.Роман, А.К.Арсеньев, А.В.Литвинов, А.Д.Чумаченко. № 4047224/22-03; Заявлено 31.03.86; Опубл. 30.05.88. - Бюл. № 20.

21. A.c. 1404636 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Пакер / И.В.Роман, А.К.Арсеньев, А.В.Литвинов, Н.А.Белогуров. № 3943626/22-03; Заявлено 19.08.85; Опубл. 23.06.88. - Бюл. № 23.

22. A.c. 1484913 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Способ разобщения межтрубного пространства паронагнетательной скважины и устройство для его осуществления / Е.А.Власюк, М.Н. Гайнуллин, С.Г.Кипнис. — № 4249109/23-03; Заявлено 26.05.87; Опубл. 07.06.89. -Бюл. № 21.

23. A.c. 1609963 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Уплотнительный элемент пакера / А.В.Литвинов. № 4377641/24-03; Заявлено 10.02.88; Опубл. 30.11.90. - Бюл. № 44.

24. A.c. 1788208 СССР, МКИ5 Е21В 33/12. Пакерное устройство / И.В.Роман, А.В.Литвинов. № 4862220/24-03; Заявлено 27.08.90; Опубл. 15.01.93.-Бюл. №2.

25. Асфандияров Х.А., Максутов P.A., Попов A.A. Пакеры, технологические схемы и область их применения в добыче нефти: Обзор, информ. Сер. Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений. -М.: ВНИИОЭНГ, 1988.-48 с.

26. Бабаев С.Г. Надежность нефтепромыслового оборудования. М.: Недра, 1988.- 264 с.

27. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р. Тепловые методы разработки нефтяных место-рождений. -М.: Недра, 1988. — 343 с.

28. Байдюк Б.В., Яремийчук P.C. Исследование влияния температуры на устойчивость стенок скважины при установившихся тепловых режимах // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 8. — С. 5-10.

29. Бараг Я.И. Новый метод изоляции обводненного нефтяного пласта в эксплоатирующейся скважине // Нефть. 1936. - № 6. — С. 9.

30. Баранов A.B. Определение коэффициента теплопередачи в скважинах // Нефтепромысловое дело. 1968. - № 3. - С. 15-18.

31. Беленьков А.Ф., Лапшин П.С. О герметизирующей способности пакеров сжатия // Машины и нефтяное оборудование. — 1972. — №3. — С. 11-14.

32. Беленьков А.Ф., Лапшин П.С. Работоспособность резиновых уплотнителей // Машины и нефтяное оборудование. —1972. № 8. - С. 25-29

33. Беленьков А.Ф., Лапшин П.С. Расчет и выбор конструкций пакеров гидравлического действия // Машины и нефтяное оборудование. 1969. — № 1. -С. 7-9

34. Белоконь Н.И., Романов Б.А., Шотиди К.Х. Энергетические показатели термического воздействия на нефтяные пласты // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 11. - С. 40-45.

35. Беляев Н.М. Сопротивление материалов. — М.: Наука, 1976. 608 с.

36. Берштейн М.А., Чичеров Л.Г. Влияние закачки холодной и горячей воды на герметичность затрубного пространства // Нефтяное хозяйство. 1969. - № 11.-С. 33-36.

37. Бидерман В.Л. Расчет цилиндрических деталей, нагруженных переменным по длине давлением: Дисс. канд. техн. наук. М., 1961. — 116 с.

38. Бидерман В.Л., Сухова H.A. Расчеты на прочность. Вып. 13. М.: Машиностроение, 1968.-С. 113-119.

39. Бобров Б.С. Вопросы теории и расчета полимерных конструкций на прочность и деформируемость. Л.: ЛГУ, 1978. — 128 с.

40. Брагин В.А., Гарушев А.Р., Курташов Х.Г. Измерение температуры при закачке пара в пласт // Нефтяное хозяйство. 1966. — № 10. - С. 34-36.

41. Булгакова Т.А., Злыгостев Е.Е. Тепловые потери в процессе генерации и нагнетания влажного пара // Вопросы геологии и разработки нефтяных месторождений: Сб. науч. тр. М.: ВНИИОЭНГ, 1984. - С. 83-90.

42. Бурже Ж., Сорио П., Комбарну М. Термические методы повышения нефтеотдачи пластов. Пер. с франц. М.: Недра, 1989. — 422 с.

43. Валеев И.М. Основные требования, предъявляемые к термостойкому внутрискважинному оборудованию // Конструкторские работы в областинефтепромыслового оборудования: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИнефтемаш, 1984. -С. 90-94.

44. Васильев С.И. Проектирование устройств с практически деформируемыми металлическими трубчатыми элементами // Известия ВУЗ. Нефть и газ. 1989. - № 3. - С. 78-84.

45. Варламов П.С. Испытатели пластов многоциклового действия. М.: Недра, 1982. - 247 с.

46. Воробьев В.Д. Применение пакеров в нефтяных и нагнетательных скважинах: Обзор зарубеж. лит-ры. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1975. 64 с.

47. Временная инструкция по проведению паротепловой обработки призабойной зоны нефтяных скважин. ВНИИ. — М. — 1971. - 38 с.

48. Гжиров Р.И. Краткий справочник конструктора: Справочник. Л.: Машиностроение, 1984. — 464 с.

49. Головачев В. Л. Особенности состояния элементов ствола нагнетательной скважины и меры их тепловой защиты // Термохимические методы повышения нефтеотдачи пластов: Сб. науч. тр. М.: МИНХиГП, 1981. -Вып. 156.-С. 140-147.

50. ГОСТ 10007-80. Фторопласт-4. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1982. - 20 с. УДК 678.743.41: 006.354. Группа Л27 СССР.

51. Григорьев Е.Т. Расчет и конструирование резиновых амортизаторов. -М.: Машгиз, 1960. С. 180 с.

52. Гурбанов P.C., Раджабов С.А., Аббасов Э.М. К определению параметров и рациональной конструкции упругого элемента пакеров // Известия ВУЗ. Нефть и газ. 1973. - № 4. - С. 49-53.

53. Джавадян A.A., Гавура В.Е. Современные методы повышения нефтеотдачи и новые технологии на месторождениях Российской Федерации // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 10. - С. 6-13.

54. Джафаров Т.Г. Определение величины осевой „нагрузки на уплотнительные элементы пакеров // Изв. ВУЗ. Нефть и газ. — 1973. — № 2. С. 45-48.

55. Догерти Б.Дж., Кептейн K.M., Хатчисон С.О. Новый термостойкий пакер // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1982. - № 10. - С. 23-25.

56. Завертайло М.М., Толстой И.В. О нагнетании в пласт теплоносителей // Проблемы рациональной разработки нефтяных месторождений термическими методами: Сб. науч. тр. М.: ВНИИОЭНГ. -1982.-С. 72-75.

57. Зайцев E.H. Заякориваемая глубинная установка для герметизации затрубного пространства скважин ШУГ-МЗ // Повышении эффективности методов воздействия на нефтяные пласты: Сб. науч. тр./ СевКавНИПИнефть. -Грозный. 1980. - Вып. 32. - С. 93-97.

58. Захарчук З.И., Масич В.И. Пакеры и якори. Конструкции и области применения. -М.: Гостоптехиздат, 1961. 80 с.

59. Заявка 2010942 Великобритания, МКИ Е21В 33/128. High Temperatute Well Packer; Baker International Corporation (США). № 863871; Заявлено 23.12.79; Опубл. 04.07.79; HKHEIF.

60. Заявка 2071186 Великобритания, МКИ Е21В 33/128. High Temperature Well Packer; Otis Engineering Corporation (США). № 082406; Заявлено 05.10.79; Опубл. 05.05.83; HKME1F.

61. Заявка 2107763 Великобритания, МКИ Е21В 23/06. High Temperature Well Packer; Otis Engineering Corporation (США). № 092417; Заявлено 25.01.80; Опубл. 25.07.83; HKHEIF.

62. Заявка 2155521 Великобритания, МКИ Е21В 23/06. Piston Actuated High Temperature Well Packer; Cameo Incorporated (США). № 587477; Заявлено 08.05.84; Опубл. 25.09.85; HKHEIF.

63. Инструкция по освоению и исследованию опытно-промышленных паронагнетательных скважин. РД 39-4-487-80. ВНИИ. - М. - 1980. - 55 с.

64. Калинчев Э.П., Саковцева М.Б. Выбор пластмасс для изготовления и эксплуатации изделий. Л.: Химия, 1987. — 416 с.

65. Канторович JI.B., Крылов В.И. Приближенные методы высшего анализа. — М.: Физматгиз, 1962. — 708 с.

66. Кизима A.M., Сучков Б.М., Доброскок Б.Е., Суворов JI.A. Оптимальные размеры и форма резиновых уплотнительных элементов // Машины и нефтяное оборудование. 1965. -№ 1. - С. 21-24.

67. Конструкционные материалы в нефтяной, нефтехимической и газовой промышленности: Справочное руководство / Г.К.Шрейбер, Б.Ф.Шибряев, А.П.Полферов, С.М.Перлин. -М.: Гостоптехиздат, 1962. 382 с.

68. Краткий технический справочник. Т. 1 / Под ред. В.А.Зиновьева. — M.-JL: Государственное издательство технико-теоретической литературы, 1949. -532 с.

69. Кудинов А.П. Некоторые особенности работы термостойких пакеров // Вопросы совершенствования технологий и технических средств при термических методах добычи нефти: Сб. науч. тр. / НПО Союзтермнефть. — М.: ВНИИОЭНГ. 1987. - С. 79-81.

70. Кучернюк A.B., Оганов К.А. Контроль температуры в скважине при нагнетании теплоносителя // Нефтяная и газовая промышленность. — 1990. — № 2. С. 37-39.

71. Лавендел Э.Э. Расчет резинотехнических изделий. М.: Машиностороение, 1976.— 231 с.

72. Лазар М., Радо Р., Климан Н. Фторопласты / Пер. со словацкого под ред. С.А.Яманова. М.-Л.: Энергия, 1965. - 187 с.

73. Лепетов В.А., Юрцев Л.Н. Расчеты и конструирование резиновых изделий. — Л.: Химия, 1977. — 408 с.

74. Литвинов A.B. Повышение работоспособности уплотнительного элемента пакера // Нефтепромысловое дело М., 2007. - № 3. - С. 41-45.

75. Литвинов A.B. Пути повышения эффективности работы паронагнетательных скважин, осложненных пескопроявлением // Повышение эффективности добычи нефти: Сб. науч. тр. / СевКавНИПИнефть. — Грозный. -1986.-Вып. 44.-С. 13-20.

76. Литвинов A.B., Роман И.В., Арсеньев А.К. Разработка и внедрение пакерного оборудования с уплотнительными элементами на основе фторопласта-4 // Нефтяное хозяйство. 1993. — № 8. — С. 40-42.

77. Литвинов A.B. Уплотнительный узел пакера механического действия // Нефтепромысловое дело М., 2007. - № 2. - С. 24-29.

78. Литвинов В.М., Литвинов A.B. Уплотнение термостойкого пакера // Сб. науч. тр.: Сер. Нефть и газ / Северо-Кавказский государственный технический университет. — Ставрополь, 2000. — Вып. 3. — С. 80-86.

79. Литвинов В.М., Литвинов A.B. Упругое деформирование уплотнителя // Сб. науч. тр.: Сер. Нефть и газ / Северо-Кавказскийгосударственный технический университет. Ставрополь, 1999. - Вып. 32. - С. 192-202.

80. Литвинов В.М. Повышение надежности нефтепромысловых насосов. -М.: Недра, 1978.-192 с.

81. Литвинов В.М. Распределение напряжений в теле уплотнителя для бурового оборудования // Сб. науч. тр.: Сер. Нефть и газ / СтГТУ. -Ставрополь. 1998. — Вып. 1.

82. Люри И.В. Оборудование для добычи нефти тепловыми методами // Нефтяник. -1973.-№9. -С. 12-13.-№ 10. С. 18-20.

83. Люри И.В., Раков П.П. Усовершенствование техники и технологии тепловых методов добычи нефти // Нефтяное хозяйство. — 1972. № 11. — С. 6467.

84. Люри И.В., Романов Б.А. Оборудование для добычи нефти при паротепловом воздействии на пласт. — М.: Недра, 1979. 181 с.

85. Макаров Г.В. Уплотнительные устройства. Л.: Машиностроение, 1978.-288 с.

86. Максутов P.A., Доброскок В.В. Зайцев Ю.В. Одновременно-раздельная эксплуатация многоплпстовых нефтяных месторождений. — М.: Недра, 1974.-232 с.

87. Мамедов В.Т. Разработка и исследование упругого элемента двухпроходного пакера с целью обеспечения эффекта самоуплотнения: Дисс. . канд. техн. наук. Баку, 1986. — 231 с.

88. Мартиросян В.Б., Журик И.В. Температурные исследования нагнетательных скважин // Нефтяное хозяйство. — 1967. — № 1. С. 22-24.

89. Матвеенко Л.М. Конструкция скважины для закачки в пласт теплоносителя // Азербайджанское нефтяное хозяйство. — 1982. — № 6. — С. 3236.

90. Методика оценки качества цементирования скважин при термических способах добычи нефти / Г.Б.Брахин, А.А.Валуйский, В.В.Букач, Т.Н.Авдоевцева, А.Г.Козловский // Нефтяное хозяйство. 1986. - № 1. — С. 3438.

91. Москвитин В.В. Вторичные пластические деформации в полых толстостенных цилиндрах: Дисс. канд. техн. наук. -М., 1951. — 86 с.

92. Мустаев А .Я. Особенности разработки месторождений Башкирии с применением способов теплового воздействия и требования к оборудованию: РНТС. Сер. Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ. - 1977. - № 1. - С. 913.

93. Никитенко Г.Н. О надежности нагнетательных скважин при тепловом воздействии на пласт // Нефтяная и газовая промышленность. — 1988. — № 3. С. 35-37.

94. Оборудование для термических методов интенсификации добычи нефти/ Е.И.Бухаленко, М.М.Жданов, Р.А.Закиров, С.А.Хачатурян // Обзорн. инфор. Сер. Машины и нефтяное оборудование. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - 47 с.

95. Общетехнический справочник: Справочник / Под ред. Е.А.Скороходова. -М.: Машиностроение, 1982. — 415 с.

96. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт. М.: Недра, 1967. - 261 с.

97. Пакер для высоких температур / Н.В.Забелин, В.А.Сафин, А.К.Николаев, В.Я.Напалков, В.М.Ковальчук // Машины и нефтяное оборудование. 1971. -№ 6. - С. 16-18.

98. Пакеры и технологические схемы их установки // Ю.В.Зайцев, Р.А.Максутов, Х.А.Асфандияров, Б.М.Сучков. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. - 100 с.

99. Паншин Ю.А., Малкевич С.Г., Дунаевская Ц.С. Фторопласты. — М.: Химия, 1978.-232 с.

100. Паросоченко С.А. Разработка технологий ликвидации заколонных газоперетоков в скважинах газовых месторождений и ПХГ: Автореф. . канд. техн. Наук М., 2005. - 25 с.

101. Пат. 4185689 США, МКИ Е21В 23/00. Casing Bridge Plug with Push-Out Pressure Equalizer Valve/ A.E.Harris; Duncan (США). № 939532; Заявлено 05.09.78; Опубл. 29.01.80; НЕСИ 166-133.

102. Пат. 4281840 США, МКИ Е21В 33/129. High Temperature Packer Element for Well Bores/ A.E.Harris; Duncan (США). № 144791; Заявлено 28.04.80; Опубл. 04.08.81; НКИ 277-117.

103. Пат. 4296806 США, МКИ Е21В 33/128. High Temperature Well Packer/ D.F.Taylor, I.H.Bostock; Otis Engineering Corporation (США). № 82406; Заявлено 05.10.79; Опубл. 21.10.81; НКИ 166-120.

104. Пат. 4403656 США, МКИ Е21В 33/12. Permanent Thermal Packer/ I.F.Ploege, A.L.Oden; Chevron Research Company (США). № 288258; Заявлено 29.07.81; Опубл. 13.09.83; НКИ 166-179.

105. Пат. 4424865 США, МКИ Е21В 33/12. Thermally Energized Packer Cup/ D.G.Payton; Sperry Corporation (США). № 299767; Заявлено 08.09.81; Опубл. 10.01.84; НКИ 166-302.

106. Пат. 4515213 США, МКИ Е21В 33/12. Packing Tool Apparatus for Sealing Well Bores/ N.E.Rogen, D.N.Adnyana; Memory Metal (США). № 464787; Заявлено 19.02.83; Опубл. 07.05.85; НКИ 166-123.

107. Пат. 4665978 США, МКИ Е21В 33/128. High Temperature Packer for Well Conduits/ M.A.Luke; Backer Oil Tools (США). № 811093; Заявлено 19.12.85; Опубл. 19.05.87; НКИ 166-196.

108. Потураев В.Н., Дырда В.И., Круш И.И. Прикладная механика резины. Киев.: Наукова думка, 1980. - 260 с.

109. Практическое руководство по капитальному и подземному ремонту скважин / С.Б.Мирсалаев, М.В.Скорняков, Г.С.Берлин, Е.А.Трайнин. — М.: Гостоптехиздат, 1955. — 276 с.

110. Применение полиолефинов, полистиролов, фторопластов и поливинилацетатных пластиков / Под ред. Г.Д.Мясникова. Черкассы НИИТЭХИМ, 1981. - 195 с.

111. Применение термических методов добычи нефти на месторождениях СНГ / Д.Г.Антониади, Ф.Г.Аржанов, А.Р.Гарушев, В.Г.Ишханов // Нефтяное хозяйство. 1993. - № 10. - С. 24-29.

112. Проселков Ю.М. Определение термических нагрузок в обсадной колонне глубоких скважин // Машины и нефтяное оборудование. 1969. — № 8. -С. 8-14.

113. Проселков Ю.М. Термопередача в скважинах. М.: Недра, 1975.242 с.

114. СевКавНИПИнефть): Руководители А.К.Арсеньев, В.А.Чирков. Шифр 35-77; № ГР 77044190. - Грозный, 1980. - 82 с.

115. Раковский H.JI. Методика определения потерь тепла в нагнетательных скважинах при закачке в пласт теплоносителей // Разработка нефтяных месторождений и гидродинамика пласта: Сб. науч. тр./ ВНИИ. — М.: Недра, 1970. Вып. 55. - С. 82-83.

116. Регламент по технологии термоизоляции насосно-компрессорных труб в паронагнетательных скважинах базальтовым волокном. РД 39-23-106684. ВНИПИтермнефть. - Краснодар, 1984. - 27 с.

117. Результаты разработки и внедрения термостойкого эксплуатационного глубинного оборудования / Б.Ф.Сайко, А.С.Мамврийский, В.А.Чирков, Е.Н.Зайцев, А.К.Арсеньев // Машины и нефтяное оборудование. -1979. -№3.- С. 9-11.

118. Романов Б.А., Головачев B.JI. Расчет температур в элементах конструкции скважин при нагнетании в пласт теплоносителя // Машины и нефтяное оборудование. 1981. - № 3. — С. 20-22.

119. Романов Б.А., Головачев B.JI. Состояние элементов конструкций нагнетательных скважин при термическом воздействии на пласт // Нефтепромысловое дело. 1982. - № 5. — С. 13-15.

120. Руббо Р.П. Проектирование скважинных уплотнителей // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1987. - № 6. - С. 10-15.

121. Самсонов О.Н. Исследование работы пакеров испытателей пластов: Дисс. канд. техн. наук. — Грозный, 1980. 156 с.

122. Сафин В.А., Напалков В.Я., Ковальчук В.М. О конструкциях пакеров, применяемых при закачке в пласт горячей воды и пара // Машины и нефтяное оборудование. 1970. - № 2. - С. 15-18.

123. Свойства полимеров при высоких давлениях / С.Б.Айнбиндер, К.И.Алксне, Э.Л.Тюрина, М.Г.Лака. -М.: Химия, 1973. 192 с.

124. Сергеев В.З., Калашнев В.Б., Чернов В.И Некоторые результаты промышленного применения свинцовых уплотнительных пакеров в условиях высоких температур и давлений // Нефтепромысловое дело. 1972. - № 2. — С. 24-27.

125. Снежко М.П. Совершенствование техники и технологии испытания пластов в процессе бурения глубоких высокотемпературных скважин: Дисс. . канд. техн. наук. — Грозный, 1974. — 156 с.

126. Состояние применения третичных методов увеличения нефтеотдачи в России и бывшем СССР // В.П.Филиппов, С.А.Жданов, В.Е.Кащавцев, В.И.Сафронов / Нефтяное хозяйство. 1993. - № 10. - С. 16-20.

127. Справочная книга по добыче нефти / Под ред. Ш.К.Гиматудинова. — М.: Недра, 1974.-704 с.

128. Справочник по нефтепромысловому оборудованию / Под ред. Е.И.Бухаленко. -М.: Недра, 1983. 399 с.

129. Справочное руководство по нефтепромысловым трубам / И.Ф.Пивоваров, А.Е.Сароян, Н.Д.Щербюк, М.А.Гусейнов, Н.В.Якубовский, Г.М.Эрлих, Н.Н.Борзов. М.: Недра, 1967. - 596 с.

130. СТП 09-000-31-85. Эксплуатация и ремонт паронагнетательных скважин. Стандарт объединения «Грознефть». Введен 01.01.85. - Грозный, 1985. - Группа Т 53 СССР.

131. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А., Яшин A.C. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин. М.: Недра, 1984. - 225 с.

132. Сургучев М.А. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. — М.: Недра, 1985. — 309 с.

133. Сухоносов Г.Д. Исследования вопросов пакеровки открытого ствола скважины пакером механического принципа действия при работе с испытателем пластов: Дисс. . канд. техн. наук. Волгоград, 1965. — 183 с.

134. Сучков Б.М. Определение температуры по стволу скважины и оценка эффективности теплоизоляции лифта при эксплуатации // Нефтепромысловое дело. 1968. - № 5. - С. 15-21.

135. Теплоизоляция конструкций паронагнетательных скважин / А.В.Орлов, A.B.Полозков, И.Ю.Быков, В.И.Иноземцев // Нефтяное хозяйство. — 1985.-№ 1.-С.21.

136. Термические методы добычи нефти в России и за рубежом / Н.К.Байбаков, А.Р.Гарушев, Д.Г.Антониади, В.Г.Ишханов. М.: ВНИИОЭНГ, 1995.-181 с.

137. Термоинтенсификация добычи нефти / Н.К.Байбаков, В.А.Брагин, А.Р.Гарушев, И.В.Толстой. -М.: Недра, 1971. 280 с.

138. Техника добычи нефти / Под ред. Дж.В.Чилингера и К.М.Бисона. -М.: Недра, 1973.-248 с.

139. Техника и технология термоизоляции колонн паронагнетательных скважин / В.А.Машков, И.М.Фельдман, В.М.Щапин, В.Н.Коршунов, Ю.Н.Ялов, Е.М.Щеголев: Обзорн. инф. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1987.-72 с.

140. Тимошенко С.П., Гудьер Д.Ж. Теория упругости. — М.: Наука, 1974.-559 с.

141. Уплотнения и уплотнительная техника: Справочник / Л.А.Кондаков, А.И.Голубев, В.Б.Овандер, В.В.Гордеев, Б.А.Фурманова, Б.В.Кармугин. — М.: Машиностроение, 1986. 464 с.

142. Фторопласты. Каталог. — Черкассы: НИИТЭХим. — 1983. 210 с.

143. Хасаев A.M., Зайцев Ю.В., Локсин В.Ш. О работе уплотнительных элементов пакеров для одновременно-раздельной эксплуатации пластов в одной скважине // Машины и нефтяное оборудование. 1968. - № 4. - С. 7-11.

144. Хачатуров P.M., Соколовский Э.В., Смоглюков Н.И. Перспективы применения современных методов повышения нефтеизв лечения на месторождениях объединения «Грознефть» // Нефтяное хозяйство. 1989. - № 1.-С. 31-36.

145. Цырин Ю.З., Ванифатьев В.И. Обеспечение надежности работы пакеров, применяемых в необратимых технологических процессах: Экспресс-информация. Сер. Бурение. -М.: ВНИИОЭНГ, 1987. Вып. 7. - С. 17.

146. Чегодаев Д.Д., Наумова З.К., Дунаевская Ц.С. Фторопласты. Л.: Госхимиздат, 1960. - 216 с.

147. Чичеров Л.Г. Определение напряжений, возникающих в обсаженном стволе скважины при изменении температуры // Нефтяное хозяйство. 1969. -№ 8. - С. 13-17.

148. Чичеров Л.Г., Сергеев А.И. Оборудование для термического воздействия на пласт. М.: Недра, 1972. — 152 с.

149. Шейнман А.Б., Малофеев Г.Е., Сергеев А.И. Воздействие на пласт теплом при добыче нефти. М.: Недра, 1969. — 256 с.

150. Шотиди К.Х., Купцов С.М. Номограммы для определения потерь тепла в паронагнетательной скважине // Нефтяное хозяйство. — 1988. № 11.— С. 30.

151. Юрчук A.M., Истомин А.З. Расчеты в добыче нефти. М.: Недра, 1979.- 112 с.

152. Ялов Ю.Н. Исследование паронагнетательных скважин в условиях фазового перехода // Нефтяное хозяйство. — 1986. — № 1. — С. 52-54.

153. Ялов Ю.Н., Лунев В.Ю. Приближенный расчет тепловых потерь в паронагнетательных скважинах // Техника и технология добычи нефти: Сб. науч. тр. М.: ВНИИ. 1981.- Вып. 77. - С. 52-56.

154. Ялов Ю.Н. Определение тепловых потерь в паронагнетательных скважинах методом двойной тепловой метки // Подъем жидкости из скважин: Сб. науч. тр. -М.: ВНИИ, 1984. С. 90-94.

155. Ялов Ю.Н. Расчет устьевого давления паронагнетательных скважин // Нефтепромысловое дело. — 1979. № 9. - С. 14-15.

156. Earlougher, R.C. Some Practical Considerations in the Design of Steam Injection Wells // Journal of Petroleum Tehnology. 1969. - V. 21. - No. 3. - P. 7986.

157. Ganapathy, V. Heat Loss, Insulation Thickness Are by Use of Chart // Oil and Gas Journal. 1983. - V. 81. - No. 17. - P. 79-86.

158. Hutchison, S.O. How Down-Hole Tools Improve Steam Stimulation Efficiency // World Oil. 1977. - V. 198. - No. 6. - P. 56-61.

159. Pacheco, E.F., Farouq Ali, S.M. Wellbore Heat Losses and Pressure Drop in Steam Injection // Journal of Petroleum Technology. 1980. - V. 32. -No. 4.-P. 941-949.

160. Satter, A. Heat Losses during Flow of Steam Down a Wellbore // Journal of Petroleum Technology. 1965. - V. 17. - No. 14. - P. 845-851.

161. Spriggs, D. EOR Success Hines on Proper Equipment Selection // Petroleum Engineering. 1988. - V. 60. - No. 1. - P. 36-39.