Производственно-технический нефтегазовый журнал
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
  • Главная
  • Механизированная добыча
  • Компоновки для одновременно-раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки с системой контроля параметров в режиме онлайн

Компоновки для одновременно-раздельной добычи и одновременно-раздельной закачки с системой контроля параметров в режиме онлайн

Для одновременно-раздельной добычи (ОРД) жидкости из двух пластов ООО НПФ «Пакер» предлагает компоновки 1ПРОК-ОРЭ-1 и 1ПРОК-ОРЭ-3 с электроклапанами для эксплуатации скважин с помощью УЭЦН и УШГН. Обе компоновки обладают широким функционалом и диапазоном условий применения.

Для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) также предлагаются две компоновки. Компоновка 2ПРОК-ОРЗ-1 позволяет осуществлять ОРЗ жидкости в два пласта по одному лифту НКТ и может быть дополнительно оборудована глубинным расходомером; а 2ПРОК-ОРЗТ-1 с электроклапаном позволяет регулировать распределение объема закачки по пластам в режиме реального времени.

Оснащение скважин компоновками для ОРД и ОРЗ производства ООО НПФ «Пакер» системой контроля параметров в режиме онлайн и оперативного изменения режима через один командный пункт обеспечивает оптимизацию режима работы скважин и, соответственно, более высокие результаты геолого-технических мероприятий (ГТМ) и рост коэффициента извлечения нефти (КИН).

31.10.2017 Инженерная практика №09/2017
Габдуллин Денис Фаритович Инженер-технолог службы разработки и внедрения скважинных технологий по одновременно-раздельной эксплуатации ООО НПФ «Пакер»

Рис. 1. Компоновка 1ПРОК-ОРЭ-1 с электроклапаном
Рис. 1. Компоновка 1ПРОК-ОРЭ-1 с электроклапаном

1ПРОК-ОРЭ-1 С ЭЛЕКТРОКЛАПАНОМ

Компоновка 1ПРОК-ОРЭ изготовлена для ОРД жидкости двух пластов с помощью УЭЦН (рис. 1). Ее использование позволяет соблюдать требования Ростехнадзора; ограничивать приток из нижнего пласта; производить замер дебита верхнего пласта с помощью групповой замерной установки (ГЗУ) либо глубинного расходомера, а нижнего пласта – пересчетом. Замер обводненности продукции верхнего пласта осуществляется по пробе с устья скважины, нижнего – пересчетом. Компоновка также позволяет проводить ревизию УЭЦН без подъема пакера; регистрировать кривые восстановления давления (КВД) и замерять забойное давление по каждому пласту в отдельности; осуществлять управление клапаном со станции управления без остановки ПЭД.

Для применения данной компоновки необходимо, чтобы дебит верхнего пласта был достаточным для применения УЭЦН и составлял не менее 70% от общего дебита скважины, а плановое забойное давление верхнего пласта было больше планового забойного давления нижнего пласта.

В состав предлагаемой компоновки входит клапан перепускной управляемый электрический (КПУЭ), позволяющий производить следующие действия: разобщение внутреннего канала НКТ; переключение через станцию управления (СУ) УЭЦН при работающем ПЭД через блок ТМС либо по отдельному кабелю; штуцирование внутреннего канала в диапазоне от нуля до 100%; замер давления до и после клапана.

Рис. 2. Устройство и принцип работы КПУЭ
Рис. 2. Устройство и принцип работы КПУЭ

В состав комплексной телеметрии компоновки 1ПРОК-ОРЭ входит модернизированная СУ с частотным-регулированием привода (ЧРП) ИРЗ-500, погружной блок ТМС и электрический клапан. СУ дает возможность контролировать параметры ПЭД, управлять клапаном, архивировать всю информацию, а также регулировать частоту вращения ПЭД.

Погружной блок ТМС может работать в диапазоне давления на приеме от нуля до 320 (600) атм при температуре масла ПЭД от 15 до 200°С и температуре на приеме насоса от нуля до 150°С при значениях радиальной вибрации от нуля до 5 g. Положение клапана может регулироваться в диапазоне от нуля до 100%.

При монтаже компоновки 1ПРОК-ОРЭ пакер устанавливается между двумя интервалами, затем происходит разъединение компоновки посредством сброса шара, создается давление в НКТ, после чего спускается ответная часть разъединителя. Затем монтируются расходомер, КПУЭ, ТМС и УЭЦН. После монтажа производится запуск УЭЦН, закрывается электроклапан, под ним восстанавливается давление нижнего пласта. С помощью ГЗУ замеряются дебит и обводненность верхнего пласта, затем открывается электроклапан, замеряются общие показатели и путем пересчета определяются показатели нижнего пласта (рис. 3).

Рис. 3. Фактические параметры работы скважины с компоновкой 1ПРОК-ОРЭ-1
Рис. 3. Фактические параметры работы скважины с компоновкой 1ПРОК-ОРЭ-1
Рис. 4. Компоновка 1ПРОК-ОРЭ-3 с электроклапаном
Рис. 4. Компоновка 1ПРОК-ОРЭ-3 с электроклапаном

1ПРОК-ОРЭ-3 С ЭЛЕКТРОКЛАПАНОМ

Компоновка 1ПРОК-ОРЭ-3 изготовлена для ОРД жидкости двух пластов с помощью УШГН (рис. 4). Данная компоновка также позволяет соблюдать требования Ростехнадзора; производить замер дебита верхнего и нижнего пластов средствами измерения ГЗУ либо глубинным расходомером; измерять обводненность, регистрировать КВД и замерять забойные давления по каждому из пластов в отдельности.

Кроме того, штуцируя в широком диапазоне и управляя частотой качания станка-качалки, с помощью компоновки можно производить отбор жидкости, создавая требуемую депрессию на каждый пласт одной УШГН.

Рис. 5. Компоновка 2ПРОК-ОРЗ-1
Рис. 5. Компоновка 2ПРОК-ОРЗ-1

2ПРОК-ОРЗ-1

Для решения задач ОРЗ ООО НПФ «Пакер» предлагает компоновку 2ПРОК-ОРЗ-1 (рис. 5), которая позволяет осуществлять ОРЗ жидкости в два пласта по одному лифту НКТ; производить смену штуцеров геофизическим подъемником за одну СПО; защищать ЭК от давления закачки, а также производить замеры дебита, давления и температуры с помощью стандартного геофизического оборудования.

Данные компоновки получили широкое распространение на месторождениях Западной Сибири, где успешно эксплуатируются.

Рис. 6. Замер параметров стандартным расходомером в компоновке 2ПРОК-ОРЗ-1
Рис. 6. Замер параметров стандартным расходомером в компоновке 2ПРОК-ОРЗ-1

Замер параметров стандартным расходомером в компоновке 2ПРОК-ОРЗ-1 производится следующим образом (рис. 6). До спуска расходомера в скважину на него снизу устанавливается клапан. Расходомер спускается в скважину, устанавливается на 20-30 м выше устройства распределения закачки (УРЗ), после чего производится общий замер расхода жидкости, закачиваемой в два пласта, и забойного давления. Затем расходомер опускают ниже до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта, и производят замер расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт, и забойного давления. После этого объем жидкости, закачиваемой в верхний пласт, определяется как разность общего объема жидкости, закачиваемой в два пласта, и объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт.

Рис. 7. Компоновка 2ПРОК-ОРЗТ-1 с глубинным расходомером
Рис. 7. Компоновка 2ПРОК-ОРЗТ-1 с глубинным расходомером

2ПРОК-ОРЗТ-1 С ГЛУБИННЫМ РАСХОДОМЕРОМ

Компоновка 2ПРОК-ОРЗТ-1 с глубинным расходомером от предыдущего варианта компоновки отличается только наличием расходомера (рис. 7). Прибор характеризуется отсутствием вращающихся частей, широким диапазоном измерения расхода и способностью выдерживать высокие давления эксплуатации. Расходомер сертифицирован как средство измерения.

Рис. 8. Компоновка 2ПРОК-ОРЗТ-1 с электроклапанами
Рис. 8. Компоновка 2ПРОК-ОРЗТ-1 с электроклапанами

2ПРОК-ОРЗТ-1 С ЭЛЕКТРОКЛАПАНАМИ

Компоновка 2ПРОК-ОРЗТ-1 с электроклапанами (рис. 8) также позволяет осуществлять ОРЗ жидкости в два пласта по одному лифту НКТ, защищать ЭК от давления закачки; получать данные по забойному давлению, расходу, температуре в режиме реального времени. Кроме того, в возможности компоновки входит распределение объема закачки по пластам в режиме реального времени.

В основе предлагаемой компоновки лежит клапан перепускной управляемый электрический штуцируемый (КПУЭ-Ш), обеспечивающий возможность производить разобщение внутреннего канала НКТ; производить переключение пластов с наземного блока (СУ) по нефтепогружному бронированному круглому кабелю (КРБК) либо по геофизическому кабелю. Также КПУЭ-Ш позволяет осуществлять замер давления выше и ниже клапана и производить штуцирование внутреннего канала в диапазоне от нуля до 100%, где каждому процентному значению открытия соответствует эквивалентный показатель диаметра стандартного штуцера.

Монтаж компоновки осуществляется за две СПО. Сначала производится монтаж нижнего пакера и сброс шара, за счет чего создается необходимое давление и производится разъединение по РКУ. В ходе второй СПО спускается вихревой расходомер, два электроклапана для верхнего и нижнего пластов, а также верхний пакер с кабельным вводом. После этого жидкость закачивается в оба пласта, что создает возможность регулирования объема закачки.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Денис Фаритович, не могли бы Вы рассказать о принципе работы глубинного расходомера в составе компоновки 2ПРОК-ОРЗТ-1?
Денис Габдуллин: Это вихревой расходомер, который не содержит вращающихся элементов. На основе скорости образования вихря определяется пропорциональная ему скорость потока, а последняя пересчитывается в расход.
Вопрос: Можно ли использовать такой расходомер в составе компоновки для ОРД?
Д.Г.: Теоретически это возможно, хотя будут определенные ограничения по содержанию свободного газа на приеме насоса, однако следует помнить, что этот расходомер сертифицирован как средство измерения воды, а не нефти.
Вопрос: При исследовании объектов нагнетательных скважин разница давления между объектами может достигать до 300 атм. Проверялся ли в таких условиях процесс открытия и закрытия электроклапанов в составе компоновки 2ПРОК-ОРЗТ-1?
Д.Г.: В ходе первых ОПИ были подтверждены полные закрытия клапанов, но возникали проблемы с их дальнейшим открытием. Мы исправили это, доработав конструкцию клапанов.
Комментарии

К этой статье есть один комментарий. Добавьте свой, поделитесь своим мнением.

Написать комментарий Читать комментарий
Комментарии к статье
  1. Anton

    Денис Фаритович, какой минимальный и максимальный диаметр проходного сечения у КПУЭ-Ш, а также какой шаг изменения диаметра у данного клапана?

    Anton 01.06.2018, 08:32
Комментировать
Читайте далее
Система управления и мониторинга для установок штанговых винтовых насосов
Анализ причин отказов УЭЦН при эксплуатации в осложненных условиях
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №05/2018

Инженерная практика

Выпуск №05/2018

Промысловые трубопроводыМеханизированная добыча
Особенности и нормативная база в области эксплуатации и ремонта подводных трубопроводовДиагностика, мониторинг и обеспечение безаварийной эксплуатации промысловых трубопроводов, защитные покрытияПроектирование, строительство и ремонт стальных и полимерных трубопроводовОПИ глубинно-насосного оборудования и НКТ с защитными покрытиями, эксплуатация неметаллических НКТРеагенты и внутрискважинное оборудование для механизированной добычи нефти в осложненных условияхПодготовка нефти. Внедрение ГИС
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Трубопроводный транспорт
Коррозия 2018
Международная производственно-техническая конференция

КОРРОЗИЯ – 2018: Эффективные методы работы с фондом скважин, осложненным коррозией, эксплуатация промысловых нефтегазопроводов и водоводов в условиях высокой коррозионной активности

27-29 августа 2018 г., г. Казань, конференц-зал «Габдулла Тукай»
Задачей Конференции является обмен опытом и определение наиболее экономически и технологически эффективных решений и технологий в области работы с фондом скважин, осложненных коррозионным фактором и анализ применения современных методов и технологий для сокращения аварийности промысловых трубопроводов различного назначения в условиях высокой коррозионной активности.
Ближайший тренинг
Капитальный ремонт скважин
Ловильный сервис – сентябрь 2018
Тренинг-курс

Ловильный сервис на нефтяных и газовых скважинах

10 – 14 сентября 2018 г., г. Пермь
ООО «Инженерная практика» от имени журнала «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 (отель «Урал») в рамках авторского курса С. Балянова.