Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru

Опыт применения оборудования НПФ «Пакер» при ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны

В настоящее время большинство нефтяных месторождений России находится на поздней стадии разработки и характеризуется высокой обводненностью добываемой продукции. Одна из наиболее часто встречающихся технологических причин обводненности – нарушение герметичности эксплуатационной колонны (НЭК). В предлагаемой Вашему вниманию статье представлены наработки ООО НПФ «Пакер» в области ликвидации НЭК.

13.12.2016 Инженерная практика №08/2016
Кадетов Алексей Вячеславович Инженер-технолог Службы разработки скважинного оборудования и технологий ООО «НПФ «Пакер»

Рис. 1. Компоновка для изоляции негерметичности ЭК 1ПРОК-ИВЭ-1
Рис. 1. Компоновка для изоляции негерметичности ЭК 1ПРОК-ИВЭ-1

Ставшая уже почти «классической» компоновка подземного оборудования с применением пакеров с кабельным вводом 1ПРОК-ИВЭ обладает преимуществом, заключающимся в значительной экономии материальных ресурсов при ремонтно-изоляционных работах (РИР), и позволяет отсечь вышележащий интервал негерметичности от продуктивного пласта за одну спускоподъемную операцию (СПО) (рис. 1). Проводка и герметизация кабеля питания насосной установки в пакере проводятся без его сращивания двумя способами: по трем жилам со снятием брони или в цельном виде с заливкой специального герметизатора, способного выдерживать высокие перепады давления.

Однако использование такой компоновки ограничивает возможности реанимационных операций с глубинно-насосным оборудованием (ГНО). Так, по понятным причинам провести обратную промывку ГНО не представляется возможным, а при установке обратного клапана не получится реализовать и прямую промывку. Поэтому для выполнения промывки насоса от механических примесей вместо обратного клапана можно установить обратный трехпозиционный клапан КОТ, который при остановке насоса выполняет функцию стандартного обратного клапана, а при подаче давления в колонну НКТ и создании на него заданного перепада давления открывается и пропускает жидкость сверху вниз (рис. 2). Применение такой компоновки в скважинах после ГРП, когда при запуске был зафиксирован вынос проппанта и заклинивание насоса, позволило промыть технической жидкостью внутреннюю полость ЭЦН и в итоге запустить скважину в работу.

Рис. 2. Клапан для промывок КОТ-93
Рис. 2. Клапан для промывок КОТ-93

Следует отметить, что работа компоновки 1ПРОКИВЭ в скважинах с высоким газосодержанием связана с риском срыва подачи насоса по газу. Чтобы решить проблему отвода газа из подпакерного пространства, от пакера до устья проводят газоотводные трубки, что повышает стоимость всего оборудования и в разы увеличивает сложность его спуска в скважину. Работа же перепускных клапанов на глубинах свыше 1500 м уже ставится под сомнение в зависимости от режима работы УЭЦН.

Рис. 3. Компоновка для изоляции негерметичности ЭК с отводом газа 2ПРОК-ИВЭГ-1
Рис. 3. Компоновка для изоляции негерметичности ЭК с отводом газа 2ПРОК-ИВЭГ-1

КОМПОНОВКИ 2ПРОК-ИВЭГ И 2ПРОК-СИАГ

Учитывая все обозначенное выше, специалисты НПФ «Пакер» пошли в данном вопросе дальше и разработали для более эффективного отвода газа компоновку 2ПРОК-ИВЭГ, в которой реализовано прямое сообщение между зоной, расположенной под нижним пакером, и пространством над верхним пакером (рис. 3). Это позволяет не только обеспечить бесперебойную работу УЭЦН без срыва подачи по газу, но также определять динамический уровень по затрубному пространству и проводить стандартные «реанимационные» действия с насосом, связанные с промывкой.

Рис. 4. Компоновка для селективной изоляции негерметичности ЭК (автономная) 2ПРОК-СИАГ
Рис. 4. Компоновка для селективной изоляции негерметичности ЭК (автономная) 2ПРОК-СИАГ
Рис. 5. ЯКПРО-СДУ
Рис. 5. ЯКПРО-СДУ

В тех случаях, когда ГНО располагается выше интервала негерметичности, применяется двухпакерная компоновка 2ПРОК-СИАГ, включающая также механический или гидравлический узел разъединения, позволяющий отсоединить колонну НКТ от компоновки и оставлять ее в скважине автономно (рис. 4).

Актуальную проблему негерметичности адаптера хвостовика в скважинах с боковыми и горизонтальными стволами также возможно решить путем применения ступенчатой компоновки 2ПРОК-СИАГ, в которой нижний пакер подбирается для установки в хвостовике, а верхний сажается в материнской колонне.

Для установки такой компоновки на пакер необходима передача сжимающей нагрузки (порядка 12-16 т). Этого не всегда удается добиться на малых глубинах или в наклонно-направленных скважинах. Поэтому для передачи недостающей нагрузки применяется компоновка ЯКПРО-СДУ, трансформирующая гидравлическую энергию в механическую энергию сжатия (рис. 5).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Алексей Вячеславович, какие устройства вы используете в качестве разъединителя компоновки?
Алексей Кадетов: Гидравлический (ИПГ) или механический (ИПМ) посадочный инструменты, либо же универсальный разъединитель колонны РКУ (также гидравлического действия). Применение ИПМ ограничивается степенью кривизны и глубиной спуска и обусловлено возможностью передачи крутящего момента для разъединения.
Вопрос: То есть, уже не МРГ-89?
А.К.: МРГ – по-другому муфта разъемная гидравлическая – применяется в наших компоновках в качестве узла безопасности, устанавливаемого на случай присыпания, прихвата, расположенного под ним оборудования.
Комментарии

Эту публикацию еще никто не прокомментировал. Станьте первым, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Методы интенсификации добычи нефти путем ограничения водопритока и гидрофобизации пласта
Опыт ликвидации негерметичности эксплуатационных колонн в ПАО «Оренбургнефть»
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №03/2018

Инженерная практика

Выпуск №03/2018

Сбор, подготовка и транспорт нефти.Рациональное использование ПНГ
Испытания установки предварительной подготовки дисперсных системРеализация программы утилизации ПНГ в ПАО «ЛУКОЙЛ»Оценка дебита скважин с использованием PVT-зависимостейУтилизация ПНГ: ароматизация тяжелых фракций, жидкофазное окислениеИнгибирование солеотложений карбонатного типаМеталлографитные покрытияАнализ операционных процессов при строительстве скважинСопровождение разработки и мониторинга объектов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Разработка месторождений
Мониторинг – 2018
Производственно-технический семинар-совещание

Мониторинг ‘2018. Системы мониторинга и управления для эксплуатации мехфонда и контроля разработки месторождений

18 июня 2018 г., г. Москва
Интеллектуализация процессов добычи нефти (автоматизация, телемеханизация, интеллектуальные станции управления) с целью сокращения затрат, повышения наработки оборудования и дебита жидкости, увеличения энергоэффективности и контроля разработки месторождений, внедрение нового программного обеспечения, геофизического оборудования, интеллектуализация систем одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) и др.
Ближайший тренинг
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июнь 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

18 – 22 июня 2018 г., г. Москва
Цель курса состоит в создании у слушателей комплексного и разностороннего представления о современной теории и практике работы с механизированным фондом скважин при решении ряда основных производственно-технических задач. Занятия проводятся с использованием новейших презентационных материалов и программных комплексов экспертами-практиками с большим производственным и научным опытом.