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

Ограничение водопритока в добывающих скважинах технологическими методами

Обводненность продукции скважин месторождений Западной Сибири, Урала и Поволжья продолжает увеличиваться и на сегодняшний день в среднем превышает 90%. Стабильную рентабельность разработки обводненных месторождений можно обеспечить только за счет снижения себестоимости добываемой нефти, которая на 30-50% зависит от объема эксплуатационных и энергетических затрат, а также затрат на проведение ремонтных работ. Высокое качество герметизации нефтяных и газовых скважин в процессе бурения, освоения и последующей эксплуатации остается важнейшим условием их эффективного использования как долговременных сооружений. Применяемые при этом герметизирующие устройства должны позволять безаварийно проводить различные работы в скважине и обеспечивать выполнение технических, экологических и экономических требований. Во многих нефтедобывающих странах все большее распространение сегодня получает выборочный метод изоляции нефтяных пластов, предусматривающий подбор оптимальных технологических мер к каждой зоне затрубного пространства. Важную роль в этом вопросе играет пакерное оборудование. Применение пакеров особенно необходимо в случаях, когда водяные, нефтяные или газовые горизонты находятся на незначительном расстоянии друг от друга, а также для создания больших депрессий на пласт при освоении и эксплуатации скважин. В предлагаемой статье приведен обзор новейших пакерных технологий производства ООО «НПФ «Пакер», предназначенных для ограничения водопритока, устранения негерметичности эксплуатационных колонн и крепления скважин.

08.03.2018 Инженерная практика №01/2018
Аминев Марат Хуснуллович Советник собственника ООО НПФ «Пакер»

Перспективы развития нефтяной промышленности во многом определяются текущим состоянием действующего фонда скважин, поддержание работоспособности которого предполагает проведение различных видов текущих и капитальных ремонтов. Практика показывает, что почти половина ремонтных работ в скважинах проводится с предварительным глушением. В качестве жидкостей глушения скважин (ЖГС) наибольшее распространение получили водные растворы неорганических солей и сточные воды промыслов. В процессе глушения скважин на забое создаются давления, величина которых превышает текущее пластовое давление в окрестности скважин. При этом глубина проникновения ЖГС в призабойную зону пласта (ПЗП) в значительной степени определяется качеством цементного кольца, то есть величиной эксцентриситета обсадной колонны в процессе цементирования. Все вышеперечисленное приводит к проникновению значительных объемов ЖГС в виде фильтратов непосредственно в пласт и, как следствие, ухудшению фильтрационно-емкостных параметров пласта.

Данная проблема обуславливает необходимость поиска новых технических и технологических решений управления процессами глушения скважин. К числу таких направлений относится разработка новых высокоэффективных технологий глушения и ремонта скважин, обеспечивающих сохранение коллекторских свойств пород ПЗП.

Рис. 1. Традиционная схема размещения насосного оборудования
Рис. 1. Традиционная схема размещения насосного оборудования
Рис. 2. Темп роста обводненности в зависимости от степени гидрофилизации призабойной зоны скважины
Рис. 2. Темп роста обводненности в зависимости от степени гидрофилизации призабойной зоны скважины

Среди технических и технологических решений проведения ремонтных работ в скважинах без необходимости предварительного глушения наибольшее распространение получили скважинные забойные отсекатели, изолирующие составы полимеров (напротив вскрытой толщины пласта), технологии управляемой кольматации пород ПЗП, селективной изоляции пластов и т.д. Дополнительно улучшить условия добычи нефти и снизить текущие и капитальные затраты на эксплуатацию скважин позволяет применение пакерно-якорного оборудования.

НЕДОСТАТКИ ТРАДИЦИОННОЙ СХЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ НАСОСНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

В случае использования традиционной схемы размещения насосного оборудования при дебите жидкости до 100 м3/сут в эксплуатационных колоннах диаметром 146 мм и до 170-200 м3/сут в 168-мм колоннах происходит перераспределение потоков флюида и разделение его на фазы газ – нефть – вода. Также образуется искусственный водный барьер для поступления нефти и происходит смачивание водой продуктивной части вскрытого интервала пласта (рис. 1).

Подобная гидрофилизация призабойной зоны скважины приводит к росту ее обводненности быстрыми темпами. В течение всего нескольких месяцев уровень обводненности может увеличиться с изначальных 30 до 70% и более (рис. 2).

На рис. 3 и 4 показаны последствия прорыва пластовой воды в двух скважинах. В первом случае потери нефти составили 35 т/сут, во втором – 11 т/сут. Причиной прорыва воды в обоих случаях стала недокомпенсация отбора закачкой.

Рис. 3. Прорыв пластовой воды в скважине №1
Рис. 3. Прорыв пластовой воды в скважине №1
Рис. 4. Прорыв пластовой воды в скважине №2
Рис. 4. Прорыв пластовой воды в скважине №2
Рис. 5. Компоновка 1ПРОК-УОА-1 для снижения обводненности
Рис. 5. Компоновка 1ПРОК-УОА-1 для снижения обводненности

КОМПОНОВКА 1ПРОК-УОА-1 ДЛЯ СНИЖЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ

Для решения проблемы высокой обводненности скважин инженеры ООО «НПФ «Пакер» разработали специальную скважинную компоновку 1ПРОК-УОА-1, применение которой позволяет реализовать технологию гидрофобизации призабойной зоны, сместить точку депрессии ниже подошвы пласта и обеспечить защиту интервала пласта от жидкости глушения и промывки (рис. 5).

КОМПЛЕКСЫ ДЛЯ СЕЛЕКТИВНОЙ ИЗОЛЯЦИИ

Рис. 6. Комплекс для селективной изоляции с пакерами и защитными устройствами
Рис. 6. Комплекс для селективной изоляции с пакерами и защитными устройствами

Помимо компоновки 1ПРОК-УОА-1, наша компания предлагает использовать комплексы собственной разработки для селективной изоляции водопритока. При глубоком расположении интервала негерметичности или водопритока, когда над нарушением можно спустить насос, проблема изоляции интервала решается спуском комплекса подземного оборудования (КПО) с двумя пакерами и защитными устройствами. Представленная на рис. 6 схема КПО практически классическая и в том или ином виде может быть реализована любым производителем пакерно-якорного оборудования.

Применение двухпакерной компоновки 2ПРОК-СИАГ для изоляции зоны водопритока позволяет отсечь нарушение снизу и сверху, снизить обводненность добываемой продукции, отказаться от проведения изоляционных работ традиционным методом и исключить кольматацию нижерасположенного пласта.

Таблица 1. Технические характеристики двухпакерной компоновки с перепускными клапанами
Таблица 1. Технические характеристики двухпакерной компоновки с перепускными клапанами
Рис. 7. Автономная пакерная компоновка с перепускными клапанами
Рис. 7. Автономная пакерная компоновка с перепускными клапанами
Рис. 8. Процесс эксплуатации скважины с помощью двухпакерной компоновки с перепускными клапанами
Рис. 8. Процесс эксплуатации скважины с помощью двухпакерной компоновки с перепускными клапанами

Способ эксплуатации скважины с использованием автономной двухпакерной компоновки с перепускны-ми клапанами представлен на рис. 7, а ее технические характеристики – в табл. 1. Особо отметим, что при смене насосного оборудования данная компоновка предотвращает попадание инородной жидкости глушения в призабойную зону.

Процесс эксплуатации скважины с помощью двухпакерной компоновки с перепускными клапанами и взаимосвязь его элементов представлены на рис. 8. КПО собирается и спускается в скважину с учетом условий и параметров, которым она должна соответствовать:

где Рг2 – давление газа, выделившегося из скважинной жидкости на уровне перепускных клапанов (9); Рнкт2 – давление столба жидкости в НКТ внутри перепускных клапанов (9).

Затем через несколько секций НКТ устанавливается пакер ПРО-ЯМО2 нижней (первой) секции (см. рис. 7). Для второй секции хвостовика, содержащей перепускные клапаны два верхних на рисунке и пакер ПРО-ЯВЖ, а также для последующих секций хвостовика (не показаны на рисунке) принцип и порядок сборки повторяется, за исключением установки ниппель-воронки с заглушкой, которая в данном случае отсутствует.

Описанная выше установка пакеров между секциями хвостовика выбирается, исходя из существующих интервалов перфорации верхнего и нижнего продуктивных горизонтов.

В предлагаемых схемах КПО хвостовик колонны НКТ под пакерами типа ПРО-ЯТ-О или ПРО-ЯДЖ-О, П-ЯДЖ-Г оборудован клапанами типа КПГ для перепуска жидкости и газа, установленными над и под интервалом перфорации, а также заглушкой снизу для сбора и удержания механических примесей, которые в дальнейшем будут удаляться из призабойной зоны. 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. Не вдаваясь в детали предлагаемой технологии, отметим, что газ опять начинает накапливаться под пакером, а граница раздела газа и нефти снова начинает опускаться вниз. При достижении необходимой или заданной величины давления газа клапан опять открывается, процесс переходит в автоколебания и циклически повторяется.

ПРОЧИСТКА КАПИЛЛЯРНЫХ КАНАЛОВ

Отсюда следует, что в моменты открытия и закрытия верхнего клапана возникают импульсы давления, небольшие, но периодически повторяющиеся. В циклически работающей системе эти импульсы будут стремиться перейти в гармонические колебания. Природу и характер действия подобных гармонических колебаний можно рассматривать как работу физического маятника с периодом Т, равным:

где m – масса маятника; h – расстояние от точки подвеса до центра тяжести маятника; g – ускорение свободного падения; I – момент инерции; L – приведенная длина.

Воздействие колебаний маятника будет передаваться на призабойную зону скважины. Сила этого воздействия будет влиять на внутрипоровое давление в капиллярных каналах пласта, которое в силу своей природы будет большим по сравнению с внешним давлением, обладающим с противоположной стороны практически неограниченным контуром питания.

При этом возникнет раскачивающее воздействие, небольшое по величине, но которое с учетом размеров частиц кольматирующего материала (менее одного миллиметра) приведет к тому, что ранее закольматированные (не работающие, но содержащие нефть) капиллярные каналы откроются, и через них начнет протекать жидкость. Это, в свою очередь, приведет к увеличению общего объема поступающей в ствол скважины жидкости и снижению ее обводненности. Это первая самостоятельная часть технологии, которая может применяться со всеми типами насосов при эксплуатации скважин.

РАСКАЧКА ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ

Рис. 9. Раскачка призабойной зоны
Рис. 9. Раскачка призабойной зоны

На рис. 9 представлен способ, при котором воздействие на призабойную зону скважины при работе насосной установки будет более интенсивным по абсолютной величине и амплитуде колебания, причем эта разница будет составлять несколько порядков. Периодически повторяющееся воздействие такой силы приводит к движению пласта в вертикальной плоскости, что, в свою очередь, вызывает увеличение его эффективной работающей мощности.

ПЕРЕПУСКНЫЕ КЛАПАНЫ КПЭ-115 И КПГ-108

Перепускные клапаны КПЭ-115 и КПГ-108 предназначены для работы с погружным насосным оборудованием или в составе компоновок для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). При закрытом клапане давление в НКТ выше затрубного, а при открытом – затрубное давление выше трубного на величину, необходимую для поднятия шариков (рис. 10).

Рис. 10. Клапаны перепускные КПЭ-115 и КПГ-108
Рис. 10. Клапаны перепускные КПЭ-115 и КПГ-108
Таблица 2. Технические характеристики перепускных клапанов серии КПЭ-115
Таблица 2. Технические характеристики перепускных клапанов серии КПЭ-115

Клапаны перепускают газ и газожидкостную смесь из затрубного в трубное пространство при работе насосного оборудования или фонтанной добыче, а их применение в компоновке с пакером позволяет увеличить нефтеотдачу призабойной зоны пласта. Технические характеристики перепускных клапанов приведены в табл. 2.

Рис. 11. Клапан перепускной КПГ-О-114
Рис. 11. Клапан перепускной КПГ-О-114

Также для фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин, добычи нефти с помощью глубинно-насосных установок и комбинированной эксплуатации (запуск насосом, после его отключения – фонтанная эксплуатация) мы предлагаем использовать клапан КПГ-О-114 (рис. 11).

УЭЦН С КЛАПАНАМИ КПЭ-115

Рис. 12. УЭЦН с клапанами КПЭ-115
Рис. 12. УЭЦН с клапанами КПЭ-115

УЭЦН с клапанами КПЭ-115 предназначены для эксплуатации скважин с закрытым затрубным пространством, особенно при высоком газосодержании добываемой жидкости, с раскачкой призабойной зоны (рис. 12).

По результатам всех внедрений прирост добычи нефти и наработки установок на отказ составил не менее 30%, что подтверждено промысловыми испытаниями в ТПП «Урайнефтегаз» (табл. 3). Удельный эффект из расчета на каждую скважину составил 7,6 т/сутки.

Таблица 3. Результаты ОПР насосных установок с клапанами КПЭ-115
Таблица 3. Результаты ОПР насосных установок с клапанами КПЭ-115
Рис. 13. Комплекс защиты пласта 1ПРОК-КЗП-1 с клапаном-отсекателем КОА-108
Рис. 13. Комплекс защиты пласта 1ПРОК-КЗП-1 с клапаном-отсекателем КОА-108

КОМПЛЕКСЫ ЗАЩИТЫ ПЛАСТА (КЗП) 1ПРОК-КЗП-1 С КЛАПАНОМ КОА-108

Следующая технология – комплекс для защиты пласта (КЗП) 1ПРОК-КЗП-1 с клапаном КОА-108 – может применяться для проведения ремонтов по ревизии ГНО без глушения скважины, исключения кольматации призабойной зоны пласта жидкостью глушения, промывки и т.д. (рис. 13).

Оборудование обеспечивает надежное разобщение ствола скважины от призабойной зоны с помощью специального пакера. Компоновка автономная и не требует управления с поверхности. Также ее применение существенно снижает темпы обводнения скважины и позволяет проводить регистрацию кривых восстановления давления (КВД) и уровня (КВУ).

Рис. 14. Клапан-отсекатель автономный (КОА-108)
Рис. 14. Клапан-отсекатель автономный (КОА-108)

Клапан-отсекатель типа КОА-108 работает от гидростатического давления над клапаном. Гидравлический клапан нейтрален к подпакерному давлению и оснащен узлом принудительного открытия (рис. 14). Параметры срабатывания клапана настраиваются поджатием пружины (5-15 МПа).

Результаты испытаний комплекса с клапаном КОА-108 представлены на рис. 15 и 16.

Рис. 15. Результаты испытаний клапана КОА-108: проверка на работоспособность
Рис. 15. Результаты испытаний клапана КОА-108: проверка на работоспособность
Рис. 16. Результаты испытаний клапана КОА-108: определение возможности принудительного открытия клапана, срабатывание узла принудительного открытия
Рис. 16. Результаты испытаний клапана КОА-108: определение возможности принудительного открытия клапана, срабатывание узла принудительного открытия
Рис. 17. Комплекс 1ПРОК-ИВЭ для изоляции водопритока из верхних горизонтов
Рис. 17. Комплекс 1ПРОК-ИВЭ для изоляции водопритока из верхних горизонтов

КОМПЛЕКСЫ ДЛЯ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА ИЗ ВЕРХНИХ ГОРИЗОНТОВ

При верхнем расположении интервала негерметичности или водопритока, когда нарушение эксплуатационной колонны выше насосной установки, рекомендуется использовать системы (комплексы), включающие в себя пакеры с перепуском электрокабеля через себя. Так, предлагаемая нашей компанией компоновка 1ПРОК-ИВЭ позволяет за один спуск изолировать интервал негерметичности эксплуатационной колонны и исключить многократное проведение дорогостоящих РИР традиционными методами (рис. 17). Одна из модификаций комплекса – 1ПРОК-ИВЭГ – оснащена газоотводной трубкой для вывода свободного газа из подпакерного пространства и обеспечения надежной изоляции интервалов негерметичности (рис. 18).

Рис. 18. Комплекс 1ПРОК-ИВЭГ с газоотводной трубкой для изоляции водопритока
Рис. 18. Комплекс 1ПРОК-ИВЭГ с газоотводной трубкой для изоляции водопритока
Рис. 19. Компоновка 2ПРОК-ИВЭГ-1 для изоляции нарушения герметичности эксплуатационной колонны выше УЭЦН
Рис. 19. Компоновка 2ПРОК-ИВЭГ-1 для изоляции нарушения герметичности эксплуатационной колонны выше УЭЦН

Для изоляции нарушения эксплуатационной колонны выше УЭЦН предлагается использовать компоновку 2ПРОК-ИВЭГ-1 (рис. 19). С ее помощью можно за один спуск изолировать интервал негерметичности эксплуатационной колонны, тем самым исключив многократное проведение дорогостоящих РИР, и вывести газ из подпакерного пространства в надпакерное.

ПАКЕР ПРО-ЯВЖ (Т)

Пакеры серии ПРО-ЯВЖ (Т) с упором на забой  и верхним механическим якорем (с нагрузкой до 35 МПа) предназначены для длительного герметичного разобщения интервалов обсадной колонны при эксплуатации в составе насосных компоновок (рис. 20). Также они применяются при проведении технологических операций в составе двухпакерных компоновок.

Пакер ПРО-ЯВЖ (Т) оснащен шпонкой, что обеспечивает передачу крутящего момента на нижерасположенный инструмент. Пакеры серии ПРО-ЯВЖТ (С), изготавливаемые по специальному заказу, дополнительно комплектуются механизмом со срезными штифтами для регулирования нагрузки посадки.

ПАКЕР ПРО-Ш-М-С

Одна из последних наших разработок – это пакер ПРО-Ш-М-С с регулируемой нагрузкой посадки (до 35 МПа) и увеличенным (59 мм) диаметром проходного канала для применения в эксплуатационных колоннах диаметром 140-146 мм (рис. 21). Оборудование прошло заводские испытания и рекомендуется для использования в составе многопакерных компоновок при эксплуатации скважин и проведении различных скважинных операций, связанных с установкой пакеров по заданным осевым нагрузкам.

Рис. 20. Пакер ПРО-ЯВЖ (Т) с упором на забой с верхним механическим якорем
Рис. 20. Пакер ПРО-ЯВЖ (Т) с упором на забой с верхним механическим якорем
Рис. 21. Пакер ПРО-Ш-М-С с регулируемой нагрузкой посадки
Рис. 21. Пакер ПРО-Ш-М-С с регулируемой нагрузкой посадки
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Концепция «интеллектуальное месторождение», теория и реальность: перспективные разработки и ожидания
Технические средства и технологии для восстановления герметичности эксплуатационной колонны скважины
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
Механизированная добыча
Эффективность механизированного фонда – июль 2018
Тренинг-курс

Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин

23 – 27 июля 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.