В 2010 году бездействующий фонд скважин в Российской Федерации составлял около 16% эксплуатационного фонда. Направляя значительные финансовые ресурсы на геологоразведочные работы, разведочное и эксплуатационное бурение, компании не должны забывать о малодебитном и бездействующем фондах скважин. В частности, необходимо уделять особое внимание повышению эффективности эксплуатации малодебитных скважин и поиску экономически оправданных путей запуска в эксплуатацию бездействующих скважин. Это касается не только компаний, эксплуатирующих старые месторождения, ведь вопросы работы с малодебитным и бездействующим фондами скважин рано или поздно придется решать каждой компании вне зависимости от текущего состояния разработки ее месторождений.

При переводе скважин из категории бездействующих в категорию дающих продукцию важно осуществлять комплексный подход, а также помнить, что количественный анализ следует дополнять качественным (см. «Основные категории скважин фонда»).

ДВУХПАКЕРНЫЕ КОМПОНОВКИ ДЛЯ ВЫВОДА СКВАЖИН ИЗ БЕЗДЕЙСТВИЯ

При нарушении целостности эксплуатационной колонны можно эффективно запустить скважину в эксплуатацию с помощью двухпакерной (классической) компоновки. Она позволяет изолировать нарушение как снизу, так и сверху. Эта компоновка состоит из нижнего и верхнего пакеров, установочного и разъединяющего инструмента (гидравлического или механического), клапана уравнительного и разъединителя колонны. Клапан уравнительный необходим для вырав-нивания давления, чтобы после длительной эксплуатации была возможность выровнять давление и безопасно извлечь компоновку без увеличенных нагрузок. Надо отметить, что при проектировании компоновок мы уделяем повышенное внимание разъединяющим устройствам: в каждом случае важно предусмотреть вероятность осложнений и пути выхода из ситуации с наименьшими затратами. Особенно это актуально, если речь идет о многопакерных компоновках.

При использовании двухпакерной компоновки 2ПРОК-СИАГ для перевода скважин из бездействия в фонд дающих продукцию исключается проведение дорогостоящих РИР, а разработка зоны дренирования скважины проводится с максимальной выработкой запасов.

Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин глубинными насосами с изоляцией негерметично-сти эксплуатационной колонны 2ПРОК-УОИВ-1 обеспечивает надежную изоляцию места негерметичности, исключает проведение длительных и дорогостоящих РИР. Эта установка может эксплуатироваться с УСШН и УЭЦН автономно, или в жесткой сцепке с насосом, или через подвижное герметичное соединение РКУ или ИПМ-5 (см. «Двухпакерная компоновка для эксплуатации скважин глубинными насосами с изоляцией негерметичности эксплуатационной колонны 2ПРОК-УОИВ-1»).

Верхний пакер в двухпакерной компоновке ПРОЯВЖТ имеет несколько модификаций, которые направлены на его надежную фиксацию и гарантированную посадку в наклонно-направленных скважинах. Чтобы избежать несанкционированной посадки верхнего пакера ПРО-ЯВЖТ-С в наклонно-направленных скважинах, в пакере предусмотрены срезные штифты, обозначаемые «С». Пакер ПРО-ЯВЖТ-С со срезными штифтами регулируется на определенную нагрузку, и пока эта нагрузка не будет целиком передана на нижний пакер, верхний пакер не запакеруется. Для больших углов наклона разработан гидродомкрат, который позволяет сажать компоновки и в горизонтальных скважинах.

Пакер ПРО-ЯВЖТ используется при освоении и эксплуатации скважин для длительного герметичного разобщения интервалов ствола обсадной колонны при эксплуатации в составе компоновок.

Гидравлический или механический посадочный инструмент ИПГ или ИПМ («гидравлика» срабатывает от создания давления в НКТ, «механика» – от правого вращения) предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якорным оборудованием. Пятая модификация ИПМ обеспечивает подвижное герметичное соединение НКТ с нижерасположенным пакером. Гидравлический или механический посадочный инструмент применяется главным образом в схемах при одновременно-раздельной эксплуатации скважин.

Для особых условий эксплуатации разработан универсальный разъединитель колонны РКУ, который обеспечивает подвижное (до 1500 мм) герметичное соединение НКТ при работе с нижерасположенным оборудованием. РКУ предназначен для установки, разъединения и соединения колонны НКТ с оставляемым автономно в эксплуатационной колонне пакерно-якор-ным оборудованием (см. «Универсальный разъединитель колонны РКУ»).

По состоянию на 1 сентября 2010 года в Российской Федерации работало более 900 комплектов двухпакерных компоновок производства НПФ «Пакер» для длительной селективной изоляции. Это классический и недорогой способ запуска в эксплуатацию скважины, имеющей нарушение эксплуатационной колонны.

ЗАПУСК СКВАЖИНЫ С УЭЦН

Если скважина эксплуатируется посредством УЭЦН, то можно применять компоновку, состоящую непосредственно из самого ЭЦН, обратного клапана, сбивного клапана, пакера с электрокабелем и разъемной гидравлической муфты, которая предназначена для безопасного извлечения компоновки. Когда компоновка устанавливается, пакером отсекается нарушение эксплуатационной колонны, что дает возможность запустить скважину в эксплуатацию («Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах 1ПРОК-ИВЭ-1»).

Не секрет, что более 60% отказов УЭЦН в Российской Федерации связаны с отложением солей и мехпримесей. В связи с этим некоторое время назад мы поставили перед собой задачу разработать клапан обратный, который позволил бы в случае заклинки насоса или отложения солей и мехпримесей на рабочих органах, а также засорения приемной сетки произвести прямую промывку полости УЭЦН соляной кислотой, специальным ингибитором или технологической жидкостью. Эта задача была выполнена – появился клапан обратный трехпозиционный КОТ-93. В стандартном положении клапан работает как обратный, то есть поток жидкости омывает его при движении вверх. Когда УЭЦН останавливается, клапан КОТ-93 закрывается, а при создании избыточного давления в НКТ совмещаются боковые отверстия и начинается прямая промывка самого насоса (см. «Схема работы обратного трехпозиционного клапана»). С помощью такого клапана уже произведено несколько операций по промывке насосов.

Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89 позволяет при осложнениях со скважинным оборудованием и колонной НКТ разъединять их в месте ее установки. Также она снижает риск возникновения тяжелых осложнений со скважинным оборудованием. Муфта приводится в действие сбросом шара и созданием давления в НКТ. Ее можно использовать не только в составе пакера, но и для всего фонда УЭЦН, работающих на скважинах, осложненных солями (см. «Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89»).

ЗАПУСК СКВАЖИНЫ С УСШН

Если скважина эксплуатируется штанговым насосом, то можно запустить ее в эксплуатацию, установив штанговый насос со специальным пакером ПРО-ЯТ-О, который имеет нижний и верхний механические якоря и так называемый регулируемый замковый узел. После установки пакера ПРО-ЯТ-О срабатывает замок, и чтобы сорвать пакер, необходимо приложить растягивающую нагрузку от 5 до 12 т. Необходимость такой конструкции вызвана тем, что при использовании обычного пакера совместно с ШГН в большинстве случаев пакер срывается под действием возвратно-поступательных движений штанг, передающихся на насос, НКТ и пакер. Пакер ПРО-ЯТ-О эту проблему решает.

При отсечении нарушения эксплуатационной колонны скважины, эксплуатируемой ШГН, пакерная компоновка 1ПРОК-УО-1 позволяет исключить многократные проведения дорогостоящих РИР традиционными методами. Пакер ПРО-ЯТ-О также может применяться в компоновках для одновременно-раздельной эксплуатации, где необходимо натяжение колонны НКТ (см. «Пакерная компоновка для изоляции верхнего водопритока в добывающих скважинах при эксплуатации УСШН 1ПРОК-УО-1»).

Вместе с пакером-трубодержателем ПРО-ЯТ-О (или якорем-трубодержателем ЯТ-О) при штанговом способе эксплуатации мы предлагаем использовать натяжитель ИН-73 колонны НКТ. Он используется для натяжения колонны НКТ с требуемой нагрузкой и с планшайбой при установке пакера ПРО-ЯТ-О или якоря ЯТ-О. ИН-73 является инструментом многоразового использования. Применение натяжителя ИН-73 позволяет снизить удельное потребление электроэнергии до 16%. Этот эффект основан на том, что при работе УСШН происходит сжатие-растяжение колонны труб. В результате натяжения колонны НКТ с помощью ПРО-ЯТ-О с ИН-73 (или ЯТ-О с ИН-73) увеличивается эффективный ход плунжера, повышается коэффициент наполнения насоса и, следовательно, снижаются энергозатраты. Кроме того, применение натяжителя позволяет снизить обрывность штанг и трение штанг о трубы.

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ РИР

Пакер разбуриваемый ПР используется для проведения РИР выше или ниже интервала перфорации, в его состав входит пробка разбуриваемая заливочная ПРЗ и инструмент установочный гидравлический ИУГ. Пробка разбуриваемая заливочная ПРЗ оснащена двумя клапанами, которые обеспечивают двухстороннюю герметичность после извлечения установочного гидравлического инструмента ИУГ, таким образом, она может использоваться и как заливочная разбуриваемая пробка, и как мостовая пробка. ИУГ предназначен для спуска и установки пробки ПРЗ при проведении РИР или отсечения интервала в эксплуатационных колоннах.

Пакер ПР успешно прошел ОПИ в ООО «ТатнефтьАзнакаевскРемСервис» и других компаниях. Он легко устанавливается и характеризуется малой длиной разбуриваемой и извлекаемой частей. Время разбуривания ПРЗ трехшарошечным долотом составляет до 12,5 ч.

ИЗВЛЕКАЕМЫЙ ПАКЕР-ПРОБКА

Применение технологии с использованием извлекаемой пакер-пробки позволяет исключить проведение дорогостоящих РИР, максимально сократить время простоя скважины и извлекать оборудование после проведения операции. Применение этой технологии дает возможность отказаться от изоляционных работ традиционным методом и исключить кольматацию породы нижерасположенного пласта (см. «Извлекаемый пакер-пробка 1ПРОК-ИРИР-1»). Эта технология используется на скважинах с 2009 года.

Принцип работы пакера-пробки следующий. В скважину ниже интервала нарушения спускается пакер с возможностью автономной эксплуатации ПРО-ЯДЖ-О (П-ЯДЖ-О, ПРО-ЯТ-О), сверху устанавливаются безопасный переводник, уравнительный клапан, глухой переводник и разъединитель. Производится установка пакера и после разъединения и оставления компоновки автономно, сверху на определенный интервал заливается водонабухающий полимер. Затем в скважину на НКТ спускается перо или пакер с пером и производится закачка химических реагентов и цемента в интервал нарушения. После проведения работ и ОЗЦ разбуривается корка цемента, поднимается долото, спускается ответная часть инструмента ИПГ или ИПМ (РКУ) для извлечения пакера, водонабухающий полимер с цементной коркой вымывается и пакер извлекается на поверхность.

КОМПОНОВКА ДЛЯ СЕЛЕКТИВНЫХ ОБРАБОТОК

Для селективных обработок пластов под давлением до 35 МПа разработана двухпакерная компоновка 2ПРОК-СО-2 (см. «Двухпакерная компоновка 2ПРОКСО-2 для селективных обработок пластов»). Применение этой компоновки позволяет проводить селективные обработки различными химическими реагентами, определять место негерметичности ЭК, сократить время проведения ремонтных работ в скважине, а также проводить многократные операции за одну СПО. Данная компоновка успешно применяется для сокращения продолжительности ремонта в нефтегазодобывающих и нефтесервисных компаниях уже несколько лет.

В состав компоновки входит нижний пакер ПРОШ-К-ЯМО, который при спуске компоновки открыт. Таким образом, при спуске происходит нормальное заполнение труб, а как только пакер устанавливается в месте посадки, клапан закрывается, перекрывая проходное сечение пакера. Клапан вновь открывается при срыве пакера, тем самым выравнивается давление ниже и выше пакера. Необходимость выравнивания давления обусловлена тем, что большой перепад может спровоцировать осложненные срывы пакеров.

Усовершенствованным вариантом описанной выше компоновки служит компоновка 2ПРОК-СОД-2 (см. «Двухпакерная компоновка 2ПРОК-СОД-2 для селективных обработок пластов»). Она позволяет обрабатывать два интервала без переустановки. Для этого используется циркуляционный гидравлический клапан КЦГ-108. Он открывает сообщение трубного с затрубным пространством после сброса на него шара и создания давления в НКТ (см. «Работа клапана циркуляционного трехпозиционного КЦТ-108»).

РАБОТА СО СКВАЖИНАМИ МАЛОДЕБИТНОГО ФОНДА

При стандартной схеме размещения оборудования в скважинах с ЭЦН или ШГН (УЭВН), характеризующихся обводненностью от 17 до 85%, не аномально вязкой нефтью, граница раздела фаз «вода – нефть» находится на приемном модуле насоса. Отделившаяся вода проникает в ПЗП и нарушает ее коллекторские свойства. Это приводит к созданию искусственного барьера для поступления нефти, образованию водяного столба до приема насоса в стволе скважины, повышению обводненности добываемой жидкости, а в конечном счете – к снижению КИН.

Мы предлагаем несколько достаточно простых технологических решений для модификации скважинных компоновок подземного оборудования (КПО), которые, что важно, можно быстро реализовать в процессе текущей смены насосов. Следует отметить, что стоимость реализации этих решений несоизмеримо ниже стоимости ремонтных работ по смене ГНО, а эффективность работы оборудования становится выше. В частности, как показывает промысловая практика, увеличивается текущий дебит нефти и сокращается время вывода скважин на режим.

В предлагаемых схемах КПО хвостовик колонны НКТ под пакерами типа ПРО-ЯТ-О или ПРО-ЯДЖ-О (ПЯДЖ-О) оборудован клапанами типа КПГ для перепуска жидкости и газа, установленными над и под интервалом перфорации, а также заглушкой снизу для сбора и удержания мехпримесей. В результате эти вещества будут удаляться из ПЗП, газ не будет способствовать осушению и разрушению породы пласта, а вода не станет ускорять процесс гидрофилизации.

Будучи равновесным и работая по гравитационному принципу, клапан закрывается, когда до него доходит граница раздела сред или выравниваются его внутреннее и наружное давления. Затем газ опять начинает накапливаться под пакером, граница раздела газа и нефти снова начинает опускаться вниз, при достижении необходимой или заданной величины давления газа клапан вновь открывается, процесс переходит в автоколебания и циклически повторяется.

Для работы на малодебитном фонде разработана однопакерная компоновка для эксплуатации скважин УСШН 1ПРОК-УО-1 (см. «Однопакерная компоновка для эксплуатации скважин УСШН 1ПРОК-УО1»). В состав КПО входят УСШН, клапаны перепускные КПГ, узел разъединения и герметичной стыковки ИПМ, пакер с двойным замковым устройством типа ПРО-ЯТ-О и заглушка. Компоновка предназначена для уменьшения обводненности добываемой жидкости.

Модификацией описанной выше компоновки для скважин, оборудованных ЭЦН, служит однопакерная компоновка 1ПРОК-УОА. В состав КПО входят установка ЭЦН в компоновке с обратным клапаном КОТ93, узел разъединения ИПГ или ИПМ, пакер с двойным замковым устройством типа ПРО-ЯДЖ-О (ПРО-ЯТ-О), разъединитель колонный РК, клапаны перепускные КПГ-108 и заглушка (см. «Однопакерная компоновка для насосной эксплуатации скважин 1ПРОК-УОА»). По окружности клапанов типа КПЭ или КПГ имеются каналы, в которых находится седло-шар. Если давление в затрубном пространстве превышает давление в НКТ, шар уходит в безопасную зону и клапан открывается, перепуская газожидкостную смесь. Когда давление в НКТ становится больше, чем в затрубном пространстве, клапан закрывается. То есть клапаны перепускают газожидкостную смесь только в одном направлении (см. «Принцип работы обратных клапанов КПЭ-15 и КПГ-108»).

СЕРВИС ПАКЕРНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В состав НПФ «Пакер» входит сервисная служба, которая позволяет внедрять пакерно-клапанные компоновки непосредственно в скважинах. Эта служба была создана в 2008 году и на сегодняшний день имеет разветвленную структуру (см. «Структура службы сервисного обслуживания НПФ «Пакер»).

Сервисная служба предоставляет весь спектр услуг с пакерно-клапанным оборудованием (через региональные сервисные центры, в том числе с сервисного центра в г. Октябрьский Республики Башкортостан). На начальном этапе производится подбор оборудования к конкретной скважине заказчика. Это безвозмездная услуга и не обязывает добывающую компанию к покупке компоновки. Для оказания этой услуги создана специальная Служба скважинных технологий, где работают специалисты с опытом работы в нефтегазодобывающих и нефтесервисных компаниях, в том числе геологи.

Также служба сервиса осуществляет инженерное сопровождение внедрения оборудования в скважине; прокат (аренду) пакерного и клапанного оборудования; ремонт пакерно-клапанного оборудования; услуги по аудиту оборудования в ремонтных мастерских заказчика; обучение персонала заказчика работе с оборудованием ООО НПФ «Пакер».

На условиях аренды (проката) предоставляется следующее оборудование:

• пакеры я системы выполнения технологических операций (РИР, ОПЗ, селективные обработки, ГРП и т.д.);
• пакеры для ППД, в том числе для ОРЗ;
• пакеры для насосной эксплуатации с УЭЦН, УШГН и УЭВН, в том числе для ОРД;
• пакерно-клапанные компоновки для длительной изоляции нарушения эксплуатационной колонны при насосной добыче;
• якори-трубодержатели для эксплуатации УШГН, УЭВН.