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

Применение байпасных систем Y-Tool для ПГИ

Для оценки состояния многопластовых и горизонтальных скважин сегодня уже недостаточно проведения одних лишь устьевых замеров. С целью максимального использования потенциала скважин необходимо проводить комплексные промысловые исследования, позволяющие определить характеристики многофазного потока по стволу скважины; выявить интервалы притока воды, нефти и газа; интервалы прорыва воды, газа и возможности их изоляции; интервалы снижения притока и потенциал стимуляции; оценить техническое состояние скважин и систем заканчивания; зоны скопления газа/жидкости в горизонтальном участке ствола скважины.

Подобные исследования важно проводить не на остановленных скважинах с демонтированным оборудованием для механизированной добычи, а во время эксплуатации скважины, поскольку только в этом случае можно добиться наилучших результатов.

Преимущества проведения исследований с использованием системы Y-Tool и УЭЦН включают в себя сокращение количества проводимых операций и сроков их выполнения, возможность проведения исследований без извлечения ВСО и изучения притока в работающей скважине. 

06.11.2016 Инженерная практика №06/2016
Лавриненко Андрей Начальник технического отдела Департамента механизированной добычи Baker Hughes

Современные методы промысловых исследований с использованием передовой геофизической аппаратуры позволяют выполнять оценку текущей насыщенности пласта и свойств флюидов, определять причины снижения продуктивности, выявлять межпластовые и внутрипластовые перетоки, проводить диагностику состояния скважины после ГРП и др.

В результате проведения исследования обеспечивается получение детальной информации, которая может быть использована для определения профиля притока газожидкостной смеси (ГЖС) и состава флюида из различных интервалов; идентификации множественных трещин ГРП в интервале воздействия; выделения невыработанных зон пласта; оценки технического состояния скважины, потенциала стимуляции пласта и качества гравийной набивки.

Основные затруднения при реализации исследований связаны с необходимостью их проведения в различных интервалах скважин при одновременном создании депрессии на пласт. Также исследования должны проводиться при различных депрессиях на пласт, что зачастую проблематично обеспечить без спуска добывающего оборудования. К другим видам затруднений следует отнести необходимость интерпретации данных в виде трехмерных моделей и оценки состояния заколонного пространства и призабойной зоны пласта. Все эти работы повышают эффективность эксплуатации, но при этом техническая сложность их реализации может привести к увеличению сроков реализации проекта.

КОМПЛЕКТАЦИЯ БАЙПАСНЫХ СИСТЕМ Y-TOOL

Кратко рассмотрим технологию проведения операции по исследованию скважин с помощью байпасной системы Y-Tool.

На первом этапе выполняется анализ конструкции скважины, подбирается комплекс проводимых исследований и геофизических приборов, а также выбирается система УЭЦН. Далее подбирается конфигурация байпасной системы Y-Tool с учетом рассчитанных предельных нагрузок, воспринимаемых всей компоновкой при спуске в соответствии с фактическим профилем скважины.

Следующим шагом становится выбор способа доставки геофизических приборов на забой, после чего уточняется конфигурация внутрискважинного оборудования и комплекс дополнительного оборудования для проведения операций. Так, в некоторых случаях требуется применение НКТ меньшего диаметра над Y-Tool для упрощения процесса установки пробок и клапанов. На заключительном этапе формируются рекомендации по составу компоновки спускового инструмента.

Сегодня байпасные системы Y-Tool активно применяются для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов, обеспечения возможности использования систем с резервной УЭЦН. Также с помощью байпасных систем можно проводить различные операции при работающей УЭЦН, включая геофизические исследования, обработку призабойной зоны пласта, изменение интервала перфорации, отбор проб с забоя скважины, закачку жидкости под давлением, изоляцию нижележащих зон скважины, защиту УЭЦН в режиме фонтанирования и управление циркуляционными муфтами (премиум порты) в составе системы нижнего заканчивания.

На рис. 1 представлены основные компоненты байпасной системы. В стандартной конфигурации компоновка включает в себя переводник, верхний ниппель, байпасный блок, подключаемый к нему ниппель байпасной линии, телескопический патрубок, переводник подвески, байпасную трубу, протектор удлинителя и опорный блок.

Рис. 1. Комплектация байпасной системы Y-tool
Рис. 1. Комплектация байпасной системы Y-tool

Для герметизации и обеспечения возможности прохода каротажных приборов в составе байпасных систем могут использоваться различные муфты. Муфта переводника, например, соединяет байпасную систему с НКТ, при этом соединение должно соответствовать типу используемых НКТ (рис. 2). Применение муфты позволяет осуществлять ее быструю замену в случае повреждения без демонтажа другого оборудования. В свою очередь, переводник обеспечивает соединение Y-блока с НКТ. Оборудование выбирается с учетом возможности установки пробок и клапанов определенного диаметра.

Y-блок (или тройник) объединяет байпасную и выкидную линии, соединенные с насосом в нижней части, и переводник, соединенный с НКТ в верхней (рис. 3). Тройник оснащен специальным пазом для прокладки кабельных удлинителей и контрольных линий, защита которых обеспечивается дополнительными пластинами.

Рис. 2. Муфта переводника и переводник
Рис. 2. Муфта переводника и переводник
Рис. 3. Y-блок и автоматический Y-блок
Рис. 3. Y-блок и автоматический Y-блок

Опционально может применяться Y-блок с отклонителем, который автоматически открывается при запуске ЭЦН. В этом случае отсутствует необходимость в использовании глухой пробки и обратного клапана, а также эластомеров в зоне уплотнения.

Рис. 4. Переводник подвески насоса и УЭЦН
Рис. 4. Переводник подвески насоса и УЭЦН
Рис. 5. Верхний ниппель, ниппель байпасной линии и телескопический патрубок
Рис. 5. Верхний ниппель, ниппель байпасной линии  и телескопический патрубок

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Переводник подвески насоса обеспечивает канал связи между Y-блоком и УЭЦН (рис. 4). Резьбовое соединение в нижней части должно соответствовать типу резьбы выкидного модуля ЭЦН. Установка ЭЦН используется в том числе для создания необходимой депрессии на пласт. Все оборудование должно быть подобрано с учетом заданных параметров для выполнения комплекса исследований при различных дебитах ГЖС.

Применение ТМС WellLift с датчиками на приеме и в выкидной линии насоса позволяет обеспечить детальный мониторинг эксплуатации оборудования и достичь максимального МРП.

Верхний ниппель применяется для установки обратного клапана выше Y-блока (тройника) или изолирующей муфты и обеспечивает возможность опрессовки НКТ или установки гидравлически активируемых пакеров (рис. 5).

Ниппель байпасной линии обеспечивает соединение тройника с элементами байпасной линии. Ниппель расположен в зоне установки глухой пробки, которая предотвращает рециркуляцию потока жидкости вдоль байпасной линии при работе насоса. Также его можно разместить в зоне установки каротажных пробок.

Рис. 6. Байпасные трубы
Рис. 6. Байпасные трубы
Рис. 7. Опорный блок насоса
Рис. 7. Опорный блок насоса

Еще один важный элемент системы – байпасные трубы, которые устанавливаются вдоль УЭЦН и обеспечивают канал для прохождения оборудования канатно-тросовой техники или колтюбинга в интервалы ниже системы Y-Tool (рис. 6). Трубы соединяются при помощи безмуфтовых соединений для обеспечения минимального внешнего диаметра и максимального внутреннего диаметра байпасной линии. В зависимости от воспринимаемых нагрузок могут использоваться различные типы резьбовых соединений. В случае, если в байпасной линии создается высокое давление или байпасная линия воспринимает значительные растягивающие нагрузки, используются премиальные резьбовые соединения типа ST-L.

Опорный блок насоса используется при наличии больших растягивающих нагрузок, воспринимаемых системой Y-Tool (рис. 7). Применение опорного блока насоса позволяет осуществлять монтаж всей байпасной системы в течение одного цикла, при этом исключается необходимость фактической подгонки байпасной линии к длине УЭЦН непосредственно при монтаже оборудования на устье скважины. При использовании опорного блока отпадает необходимость в защитном хомуте байпасной линии при монтаже, что снижает риски обрыва оборудования при сборке на устье скважины. Помимо этого, сокращается время монтажа оборудования. В настоящий момент разработано несколько типов конструкций опорного блока.

Геофизическая воронка устанавливается в нижней части байпасной линии и упрощает прохождение и извлечение геофизических приборов и дополнительного оборудования при использовании канатно-тросовой техники или колтюбинга (рис. 8). С целью снижения рисков при проведении внутрискважинных операций к геофизической воронке может дополнительно подвешиваться колонна труб для обеспечения прямого канала связи с хвостовиком.

Байпасные хомуты фиксируют систему байпасных труб с УЭЦН и обеспечивают центрирование системы в скважине (рис. 9). Также они служат для защиты кабельных удлинителей и контрольных линий. Конструкция хомутов позволяет компенсировать температурное расширение металла при различных режимах эксплуатации оборудования. Использование хомутов существенно упрощает монтаж оборудования.

Рис. 8. Геофизическая воронка
Рис. 8. Геофизическая воронка
Рис. 9. Байпасные хомуты
Рис. 9. Байпасные хомуты

 

 

Рис. 10. Функционирование системы при установке различных элементов
Рис. 10. Функционирование системы при установке различных элементов

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

На рис. 10 показано функционирование системы при установке различных элементов, таких как глухая пробка, каротажная пробка, обратный клапан и др. Эти устройства помогают проводить геофизические  исследования без необходимости извлечения оборудования из скважины.

Глухая пробка с компенсатором давления устанавливается в ниппеле байпасной линии и предотвращает рециркуляцию потока жидкости вдоль байпасной линии при работе насоса (рис. 11). Конструкция пробки позволяет выравнивать давление сверху и снизу пробки при ее извлечении. Глухая пробка бывает нескольких видов. Стандартная глухая пробка устанавливается в ниппеле с помощью зажимных цанг. Ее конструкция позволяет извлекать пробку с приложением существенно меньшей нагрузки, поэтому данную пробку не рекомендуется применять при фонтанировании скважины, а также с ГНКТ, поскольку необходимо учитывать и постоянно контролировать максимальный перепад давления снизу и сверху пробки с целью предотвращения ее вылета с посадочного места.

Рис. 11. Глухая пробка с компенсатором давления
Рис. 11. Глухая пробка с компенсатором давления

Также существует так называемая запирающаяся глухая пробка, оборудованная принудительным жестким механизмом закрепления в ниппеле. Данная конструкция может использоваться при фонтанировании скважины или в случае применения ГНКТ.

Рис. 12. Изолирующая муфта
Рис. 12. Изолирующая муфта

Изолирующая муфта устанавливается в ниппеле байпасной линии и перекрывает зону до верхнего ниппеля, при этом создается прямой канал между НКТ и байпасной линией (рис. 12). Изолирующая муфта применяется для защиты УЭЦН в режиме фонтанирования, либо при проведении дополнительных операций через байпасную линию (например, при закачке жидкости).

Обратный клапан устанавливается в верхнем ниппеле и позволяет производить опрессовку колонны НКТ (рис. 13). Также он используется для установки гидравлически активируемого пакера выше Y-Tool.

Каротажная пробка устанавливается в ниппеле байпасной линии и обеспечивает герметичность байпасной линии при проведении исследований и одновременной эксплуатации насоса (рис. 14).

Рис. 13. Обратный клапан
Рис. 13. Обратный клапан

Специальный канал внутри пробки обеспечивает прохождение троса, а герметизация внутренней полости обеспечивается благодаря подбору уплотняющей вставки соответствующего диаметра. Окончательная установка каротажной пробки выполняется с помощью кабельного захвата, монтируемого на трос. Зона установки кабельного захвата ограничивает глубину спуска геофизических приборов и должна быть определена максимально точно. Для фиксации геофизических приборов при возможном обрыве каната при подъеме может быть использован специальный захватный механизм.

Рис. 14. Каротажная пробка
Рис. 14. Каротажная пробка
Рис. 15. Каротажная пробка для койлтюбинга
Рис. 15. Каротажная пробка для койлтюбинга

В свою очередь, каротажная пробка для колтюбинга обеспечивает герметичность байпасной линии при проведении исследований с применением ГНКТ (рис. 15). Для установки пробки на ГНКТ необходим специальный зажим, который подбирается в зависимости от диаметра ГНКТ и толщины стенки. Пробка автоматически устанавливается в ниппеле байпасной линии при спуске и позволяет свободно пропускать ГНКТ через себя.

Компоновка установочного инструмента при использовании колтюбинга показана на рис. 16. На рис. 17 представлены габариты байпасной системы.

Рис. 16. Компоновка установочного инструмента при использовании койлтюбинга
Рис. 16. Компоновка установочного инструмента при использовании койлтюбинга
Рис. 17. Габариты системы Y-tool
Рис. 17. Габариты системы Y-tool

ПРОВЕДЕНИЕ КАРОТАЖНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ СКВАЖИН

Каротажные исследования скважин могут выполняться двумя способами: с применением канатнотросовой техники или с применением колтюбинговой установки.

В первом случае технология предусматривает следующий порядок действий. Сначала с помощью специального инструмента из Y-Tool извлекается глухая пробка, после чего осуществляются подбор и установка уплотняющей вставки каротажной пробки в соответствии с диаметром используемого троса для обеспечения герметичности линии. Далее пробка вместе с компоновкой геофизических приборов спускается на кабеле на глубину, равную участку от низа Y-Tool до максимальной глубины исследований. Следующим шагом становится установка специального канатного захвата, после чего выполняется спуск компоновки геофизических приборов с установкой каротажной пробки в ниппеле байпасной линии. Затем осуществляется запуск УЭЦН и проводятся необходимые исследования на различных режимах. После чего каротажная пробка и геофизическое оборудование извлекаются из скважины и производится повторная установка глухой пробки.

При использовании установки колтюбинга глухая пробка точно также извлекается из Y-Tool с помощью специального инструмента, затем подбирается и устанавливается уплотняющая вставка каротажной пробки в соответствии с диаметром используемой ГНКТ для обеспечения герметичности линии.

Затем с помощью специального зажима необходимо присоединить компоновку геофизических приборов и после этого закрепить каротажную пробку в компоновке с геофизическими приборами. Далее осуществляется спуск компоновки до момента установки каротажной пробки в ниппеле байпасной линии Y-Tool. Пробка автоматически установится в ниппеле байпасной линии и позволит спускать ГНКТ с компоновкой геофизических приборов далее на за бой. После спуска геофизических приборов и запуска УЭЦН проводятся сами исследования. На заключительном этапе каротажная пробка для колтюбинга и геофизическое оборудование извлекаются из скважины и осуществляется повторная установка глухой пробки.

Рис. 18. Проведение исследований с использованием Y-Tool (УЭЦН серии 338 Flex6)
Рис. 18. Проведение исследований с использованием Y-Tool (УЭЦН серии 338 Flex6)

На рис. 18 показан пример использования УЭЦН серии 338 Flex6 с байпасной системой для колонн с внутренним диаметром 157 и 159 мм. В данном случае скважина работала с дебитом 107 м3/сут при частоте 50 Гц. При максимальной подаче насоса при 65 Гц дебит увеличился до 138 м3/сут. Использовалось оборудование со следующими габаритами: диаметр корпуса – 85,9 мм, корпуса ПЭД – 95,3 мм. Благодаря мультифазным насосам MVP G5 и газосепаратору работа системы поддерживалась даже при 80-85% свободного газа на приеме.

Рис. 19. Проведение исследований с использованием Y-Tool (УЭЦН серии 338 DC2500)
Рис. 19. Проведение исследований с использованием Y-Tool (УЭЦН серии 338 DC2500)

На рис. 19 приведен пример использования УЭЦН серии 338 DC2500 с байпасной системой для колонн с внутренним диаметром 157 и 159 мм. При частоте 50 Гц дебит скважины составил 415 м3/сут, а при максимальной подаче насоса и частоте 65 Гц – 538 м3/сут. Как и в предыдущем случае, диаметр корпуса насоса составлял 85,9 мм, корпуса ПЭД – 95,3 мм. За счет установки газосепаратора поддерживалась работа системы при 65-70% свободного газа на приеме.

ПРИМЕНЯЕМЫЕ ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ПРИБОРЫ

Кратко рассмотрим геофизические приборы, рекомендуемые для проведения различных видов исследований, например, исследования режима потока флюидов в горизонтальных скважинах.

Как известно, даже при небольших зенитных углах легкие фазы занимают верхнюю часть ствола. Стандартные приборы контроля не могут полностью охарактеризовать многофазный поток фаз в наклонных и горизонтальных скважинах. Поэтому для горизонтальных скважин необходимый комплекс исследований включает профилеметрию, шумометрию, термометрию, использование трассеров, в том числе многодатчиковых комплексов для контроля и мониторинга горизонтальных скважин. Такие многодатчиковые комплексы позволяют занять весь объем скважины и определить режим потока флюидов вдоль всего ствола.

Для проведения исследований в горизонтальных стволах можно использовать автономный комплексный прибор СОВА-С6 АК5-30-80 (рис. 20). Его основные преимущества заключаются в малом диаметре (30 мм), наличии датчика СТИ, возможности автономной работы и сравнительно низкой стоимости. Из недостатков стоит отметить отсутствие распределенных датчиков (один расходомер, размещенный в центре компоновки делает исследования низкоинформативными в горизонтальных и наклонных скважинах) и относительно низкую чувствительность.

Рис. 20. Прибор СОВА-С6 АК5-30-80
Рис. 20. Прибор СОВА-С6 АК5-30-80

Следующий зарекомендовавший себя прибор – это АГАТ-КСА-К9, который также характеризуется малым диаметром (38 мм) и наличием датчика СТИ (рис. 21). Распределенные датчики в данном случае также отсутствуют: два расходомера, размещенные в центре компоновки, делают исследования низкоинформативными в горизонтальных и наклонных скважинах. За счет этого снижаются качество и объем данных. Чувствительность прибора относительно низкая. Однако сам прибор и его техобслуживание стоят недорого.

Рис. 21. Прибор АГАТ-КСА-К9
Рис. 21. Прибор АГАТ-КСА-К9

Также существует другая модификация прибора АГАТ – АГАТ-42-КГ-6В – предназначенная для геофизических исследований эксплуатационных горизонтальных скважин (рис. 22). Прибор используется для контроля разработки нефтяных и газовых месторождений и позволяет регистрировать такие параметры, как влагосодержание (шесть датчиков); угол вращения прибора вокруг своей оси; угол наклона; температуру (два датчика); давление; а также проводить механическую расходометрию (два датчика); термоиндикацию притока; локацию муфт; определять мощность экспозиционной дозы гамма-излучения и удельное сопротивление жидкости.

Рис. 22. Прибор АГАТ-42-КГ-6В
Рис. 22. Прибор АГАТ-42-КГ-6В

Для контроля разработки и проведения объемных исследований может применяться технически более совершенный многозондовый прибор MAPS, укомплектованный расходомером (SAT), влагомером (CAT) и резистивиметром (RAT) для определения типа фаз и скорости потока каждой из них (рис. 23). За счет многочисленных датчиков обеспечивается высокая точность исследований. Прибор определяет интервалы обводнения скважины / прорыва газа, а специальные сенсоры позволяют получить объемное представление о распределении флюида и скоростях потока. Также с помощью комплекса MAPS можно определять скорость потока вдоль ствола скважины; выделять три фазы (газ, нефть, вода) в расслоенном потоке. Прибор работает в скважинах с любым зенитным углом, в том числе горизонтальных, и совместим со всеми типами скважинных тракторов и ГНКТ.

Рис. 23. Многокомпонентный комплекс MAPS для объемных исследований и контроля за разработкой
Рис. 23. Многокомпонентный комплекс MAPS для объемных исследований и контроля за разработкой

На сегодняшний день многодатчиковый комплекс MAPS выпускается в нескольких комплектациях с различным количеством датчиков (рис. 24). Так, модификация с массивом из шести вертушек SAT, смонтированных на гибких рессорах, используется для измерения локальных потоков с малыми скоростями с ин тервалом 60 для определения скоростей каждой фазы (рис. 25).

Рис. 24. Варианты комплектации многодатчикового комплекса MAPS
Рис. 24. Варианты комплектации многодатчикового комплекса MAPS
Рис. 25. Прибор с массивом вертушек SAT
Рис. 25. Прибор с массивом вертушек SAT

Прибор с вертушками SAT применяется для регистрации скорости каждой фазы. Он полностью совместим со стандартными приборами. Каротаж выполняется как при движении, так и стационарно. Есть возможность индивидуального ориентирования сенсоров. Вращение прибора увеличивает разрешение профиля потока в скважине.

Многодатчиковый влагомер CAT различает фазы ГЖС (вода, нефть и газ) и оснащен 12 миниатюрными влагомерами, установленными на гибких рессорах (рис. 26). К его основным преимуществам можно отнести упрощенную механическую часть, возможность записи как на подъеме, так и на спуске, устойчивость датчиков к износу, возможность калибрования в воде, нефти и газовой среде, возможность быстрой смены датчиков, а также наличие независимого датчика вращения прибора. Тефлоновое покрытие уменьшает влияние давления на сенсоры. Вращение прибора повышает разрешающую способность. Кроме этого, есть возможность нормализации данных во время анализа.

Рис. 26. Многодатчиковый влагомер CAT
Рис. 26. Многодатчиковый влагомер CAT

Прибор с резистивным массивом RAT также оснащен 12 миниатюрными датчиками сопротивления на гибких рессорах (рис. 27). При скорости записи 10 м/мин разрешение составляет один дюйм. Среди других преимуществ отметим хорошую дискретизацию «вода – углеводород», возможность учета маленьких и быстрых капель пузырьков (например, прибор способен различить пузырек диаметром один миллиметр при скорости движения 10 м/с), наличие независимого сенсора вращения, возможность нормализации во время анализа. Вращение прибора увеличивает разрешение профиля потока.

Рис. 27. Прибор с резистивным массивом RAT
Рис. 27. Прибор с резистивным массивом RAT

Компоновка приборов SAT, CAT и RAT показана на рис. 28. Видно, что после прохождения одного зонда по пути потока к следующему зонду режим потока возвращается в первоначальное состояние. Полная длина сборки, включающей комплекс MAPS и стандартный комплекс ПГИ, составляет 11-15 метров.

Рис. 28. Компоновка приборов SAT, RAT и CAT
Рис. 28. Компоновка приборов SAT, RAT и CAT

Для оценки параметров продуктивного пласта в обсаженных скважинах и контроля добычи рекомендуется использовать многофункциональный импульсный нейтронный прибор RPM. C его помощью можно измерять такие параметры, как водонасыщенность (нейтронный захват, нейтронное рассеивание, Fluidview) и газонасыщенность пласта (GasView), скорость потока воды (гидролог, каротаж затрубных потоков, FlowShot), а также определять компонентный состав скважинных флюидов.

Рис. 29. Пример работы прибора RPM в режиме FlowShot
Рис. 29. Пример работы прибора RPM в режиме FlowShot

На рис. 29 приведен пример работы RPM в режиме FlowShot. Набор значений, и может дать распределение затрубных скоростей и дополнительную информацию об источниках поступления воды в затрубное пространство. RPM позволяет выявить как перетоки воды за колонной, так и перетоки через набухающие пакеры. С использованием приборов MAPS и RPM можно проводить измерения в затрубном пространстве (рис. 30).

Рис. 30. Измерение объемного количества и потоков флюида в затрубном пространстве
Рис. 30. Измерение объемного количества и потоков флюида в затрубном пространстве

СПОСОБЫ ДОСТАВКИ ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ПРИБОРОВ НА ЗАБОЙ

На забой геофизические приборы могут быть доставлены несколькими способами, например, с использованием скважинного трактора (рис. 31). Это стандартный и дешевый метод, который не требует применения дополнительного оборудования. Вместе с тем существует ряд ограничений на его использование, в числе которых внутренний диаметр байпасной трубы, максимальное тяговое усилие, ограничение по максимальному искривлению ствола скважины и низкая скорость каротажа при спуске в скважину.

Рис. 31. Каротаж с использованием трактора
Рис. 31. Каротаж с использованием трактора

Второй способ подразумевает использование установки колтюбинга. Его основные преимущества – отсутствие ограничений по диаметру байпасной линии и максимальному искривлению ствола скважины. При использовании колтюбинга параллельно можно про водить другие операции, например кислотную обработку, закачку азота и др.

Говоря о недостатках, стоит отметить, что это более дорогой метод, применение которого требует больше времени на подготовку операций и предусматривает проведение более детальной проработки компоновки внутрискважинного оборудования. Также колтюбинг может создавать эффект свабирования и вызывать нестабильность потока.

И третий способ доставки геофизических приборов на забой – это так называемый метод Slickline, подразумевающий использование специальной канатно-проволочной аппаратуры (рис. 32). У данного метода есть неоспоримое преимущество – низкая стоимость и до ступность. Среди недостатков отметим ограничение по максимальному искривлению ствола скважины, запись данных во внутреннюю память вместо передачи в режиме онлайн на поверхность, а также использование метода в основном в вертикальных стволах скважин.

Рис. 32. Канатно-проволочная аппаратура
Рис. 32. Канатно-проволочная аппаратура

ПЛАНИРОВАНИЕ РАБОТ И ПРОЦЕДУРА ПРОВЕДЕНИЯ ИССЛЕДОВАНИЙ

Процедура проведения исследований обычно включает несколько последовательных этапов. На первом этапе формируется программа исследований, далее подбирается соответствующая комбинация приборов для достижения целей каротажа. После этого производится испытательный спуск для подтверждения размеров оборудования системы заканчивания и выявления неизвестных препятствий. На следующем этапе создается стабильный режим потока ГЖС (данные промыслового каротажа не интерпретируемы, если режимы потока изменяются). Затем регистрируются дебиты ГЖС, значения давлений на различных участках скважины. После этого подбирается вспомогательное оборудование (например, шарнирный соединитель, центраторы, вертлюги и др.) для соответствия методу спуска приборов. На заключительном этапе уточняются детали каротажной программы и проводится интерпретация данных промысловых исследований.

При планировании работ и интерпретации данных используется различная информация. Во-первых, данные каротажа. Во-вторых, информация о конструкции скважины и применяемом внутрискважинном оборудовании, включая систему нижнего заканчивания (важно знать внутренние диаметры всех элементов и препятствия в скважине). Помимо этого, необходимы данные инклинометрии, данные по дебитам нефти, газа и воды на поверхности, PVT, минерализации, (GOR при растворенном газе и т.д.) и дополнительная скважинная информация, например, данные открытого ствола, цементометрии, кавернометрии и др.

ИНТЕРПРЕТАЦИЯ ДАННЫХ ПРОМЫСЛОВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

Рассмотрим несколько примеров интерпретации данных промысловых исследований.

На рис. 33 приведен пример интерпретации с использованием прибора АГАТ-42-КГ-6В. По результатам обработки данных шести датчиков влагомера в гори зонтальном стволе наблюдается двухфазный газонефтяной поток с признаками содержания воды: газ отмечен желтым цветом, нефть – коричневым, вода – синим.

Рис. 33. Интерпретация данных исследований с использованием прибора АГАТ-42-КГ-6В
Рис. 33. Интерпретация данных исследований с использованием прибора АГАТ-42-КГ-6В

На рис. 34 представлен пример интерпретации данных с применением комплекса MAPS. Работы выполнялись в специализированном ПО (Emeraude и PLATO), а 3D-визуализация потока ГЖС – в ПО MAPS View. Проведен интегрированный анализ данных датчиков SAT, RAT и CAT в комплексе со стандартными расходомерами, датчиками температуры, давления и т.д. В данном случае по результатам интерпретации данных удалось определить профиль притока, выявить интервалы обводнения скважины / прорыва газа, получить объемное представление о распределении флюида и скоростях потока по стволу скважины.

Рис. 34. Интерпретация данных исследований с использованием комплекса MAPS
Рис. 34. Интерпретация данных исследований с использованием комплекса MAPS

На рис. 35 показан пример визуализации 3D-модели потока ГЖС. Как видно, в верхней части скважины произошло скопление газа. Это говорит о том, что, возможно, в этом интервале необходимо поставить гравитационный газосепаратор, который позволит увеличить эффективность эксплуатации оборудования. Помимо этого, можно рекомендовать проведение изоляции данного интервала скважины.

Рис. 35. Построение 3D-модели потока ГЖС в ПО MAPS View
Рис. 35. Построение 3D-модели потока ГЖС в ПО MAPS View

И еще один пример – интерпретация данных с использованием прибора RPM (рис. 36). В данном случае установлено объемное содержание фаз (нефти, газа и воды) за колонной; скорость потока воды в колонне и за колонной, определен компонентный состав скважинных флюидов.

Рис. 36. Пример интерпретации данных RPM
Рис. 36. Пример интерпретации данных RPM

ОПЫТ РЕАЛИЗАЦИИ ПРОЕКТОВ ПГИ

К настоящему времени в нашей компании накоплен богатый опыт реализации проектов по исследованию скважин. Исследования проводились в том числе на месторождениях российских нефтяных компаний. Так, например, один из проектов был реализован на скважине с внутренним диаметром эксплуатационной колонны 157 мм. Работы выполнялись с использованием прибора АГАТ. Геофизические приборы были доставлены на забой при помощи установки колтюбинга. В ряде случаев оборудование оставили для дальнейшей эксплуатации в скважине. Наработка УЭЦН 338-й серии составила 213 суток. Подъем осуществлен не по отказу УЭЦН, а в связи с окончанием исследований.

Следующий пример – проект по исследованию горизонтальных скважин после проведения многоста дийного ГРП (рис. 37). Скважина характеризовалась наличием целого ряда проблем, в том числе ростом обводненности после МГРП, недостаточной мощностью системы обустройства для утилизации воды. Глубина забоя составляла до 6500 м; всего в скважине были проведены 10 стадий ГРП. Минимальные проходные диаметры системы заканчивания скважин составляли 65,1 и 93,7 мм.

Рис. 37. Пример комплекса исследований горизонтальных скважин с МГРП
Рис. 37. Пример комплекса исследований горизонтальных скважин с МГРП

В задачи проекта входили определение источников обводнения скважин, проведение работ по селективной закачке изолирующего состава в выделенные интервалы, а также оценка эффективности изоляции.

Работы проводились с помощью комплекса ПГИ MAPS + SNL на ГНКТ с передачей данных по системе Telecoil. Для обеспечения приемистости была выполнена дополнительная перфорация на ГНКТ с применением Telecoil. Закачку изолирующего состава проводили через ГНКТ (до 150 м3 на скважину). Для оценки эффективности РИР в завершение был повторно проведен комплекс ПГИ с использованием MAPS + SNL.

Все работы выполнены в соответствии с намеченным планом. Достигнуто снижение обводненности скважин в среднем на 45%.

И последнее, на чем хотелось бы остановиться, – это пример определения заколонных перетоков с помощью прибора RPM (рис. 38). Исследования выполнялись в горизонтальной скважине с высокой обводненностью после многостадийного ГРП (дебит воды 50,5 м3/сут при дебите газа 51 тыс. м3/сут). В данном случае нам также пришлось столкнуться с проблемой удаления воды с забоя. Система заканчивания представляла собой нецементированный хвостовик диаметром 114 мм с десятью стадиями ГРП.

Рис. 38. Пример определения заколонных перетоков с помощью прибора RPM
Рис. 38. Пример определения заколонных перетоков с помощью прибора RPM

Задача проекта сводилась к определению интервалов притока воды и интервалов перетоков воды по заколонному пространству для последующей изоляции.

Был проведен комплекс работ, включавший запись показаний RPM по длине горизонтального ствола с определением точек для стационарной записи. Также были выполнены стационарные замеры скорости заколонных перетоков воды. Полученные результаты замеров были воспроизведены на тестовом стенде (модели горизонтальной скважины) для проверки. По результатам работ достигнуто снижение дебита воды на 85% и повышение дебита газа на 227%.

Реклама Дисковый фильтр производства АО «Новомет-Пермь» помог увеличить наработку УЭЦН в семь раз!
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Исследование объектов разработки, эксплуатируемых однолифтовыми установками ОРД путем дистанционного отключения пластов
Исследования наклонно-направленных и горизонтальных скважин с применением системы байпасирования УЭЦН
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №09/2017

Инженерная практика

Выпуск №09/2017

Механизированная добыча. Трубопроводный транспорт
Эксплуатация осложненного фонда скважин: оборудование, реагенты, методики, ОПИМониторинг работы механизированного фонда скважин, одновременно-раздельная эксплуатацияОборудование и технологии для эксплуатации малодебитных скважин и скважин малого диаметраИспытания высокотемпературных систем погружной телеметрииПроизводство погружных вентильных двигателейДиагностика трубопроводов установками на основе ультразвуковых датчиков
Ближайшее совещание
Механизированная добыча
Осложненный фонд — 2017
Производственно-техническая конференция

Эксплуатация осложненного фонда скважин ‘2017

14-16 ноября 2017 г., г. Тюмень
Анализ опыта и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений в области работы с фондом скважин, эксплуатация которых осложнена различными факторами (коррозия, солеотложения, мехпримеси, АСПО и гидраты, высокая вязкость продукции, высокий газовый фактор, технические ограничения и др.), работа с часто ремонтируемым фондом скважин, организационные решения.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис — ноябрь 2017
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

20-24 ноября 2017 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» проводит набор группы специалистов для прохождения производственно-технического тренинга по программе «Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах». Пятидневный тренинг - курс будет проводиться в г. Перми («АМАКС Премьер-отель») в рамках авторского курса С. Балянова.