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

Опыт применения компоновок для одновременно-раздельной добычи ОРД-РЭК

Внедрение технологии одновременно-раздельной добычи (ОРД) в ОАО «Самаранефтегаз» началось в 2009 году. В качестве основной задачи ОРД рассматривалось обеспечение дополнительной добычи нефти с приобщением продуктивных пластов. На данный момент потенциал применения компоновок ОРД в ОАО «Самаранефтегаз» составляет 212 скважин с приростом дебита 9,7 т/сут.

Вместе с тем различные внедрявшиеся схемы ОРД не находили широкого применения на фонде Компании по ряду причин: сложность конструкции, отсутствие налаженного сервиса, несоответствие компоновки заданным критериям одновременно-раздельной эксплуатации и др. Особый интерес вызвала первая в России полностью отечественная компоновка с электроклапанами ОРД-2РЭК-2БТ для эксплуатации двух пластов с дискретной регулировкой клапанов производства ООО НПФ «Геоник». На основе опыта эксплуатации компоновки данного типа в ОАО «Оренбургнефть» производитель произвел доработку первой конструкции, и спущенная в скважину Компании новая компоновка ОРД-2РЭК-2БТ-ГК по итогам неполного года работы показала положительные результаты, позволяя устанавливать и длительное время поддерживать оптимальный режим эксплуатации динамической системы из двух и более пластов.

19.06.2019 Инженерная практика №05/2015
Василяускас Андрюс Антано Заместитель начальника ОРМФ УДНГ АО «Самаранефтегаз»
Сагындыков Рустам Иршатович Начальник ОРМФ УДНГ – главный технолог АО «Самаранефтегаз»
Мифтахов Руслан Талгатович Заместитель главного инженера, начальник УДНГ АО «Самаранефтегаз»

Рис. 2. Схема компоновки с электроклапанами ОРД-2РЭК-2БТ на два пласта с дискретной регулировкой клапанов
Рис. 2. Схема компоновки с электроклапанами ОРД-2РЭК-2БТ на два пласта с дискретной регулировкой клапанов
Рис. 1. Общий вид компоновки с электроклапанами ОРД-2РЭК-2БТ на два пласта с дискретной регулировкой клапанов
Рис. 1. Общий вид компоновки с электроклапанами ОРД-2РЭК-2БТ на два пласта с дискретной регулировкой клапанов

В состав компоновки для одновременно-раздельной добычи ОРД-2РЭК-2БТ входят регулируемые электроклапаны (РЭК), блок раздельной подачи и учета (БРПУ), блок телеметрии (БТ), муфты перекрестного течения (МПТ), стыковочные герметизирующие устройства (СГУ) и другие элементы (рис. 1-4).

Рис. 4. БРПУ и муфта перекрестного течения выхода флюида из верхнего и нижнего пластов
Рис. 4. БРПУ и муфта перекрестного течения выхода флюида из верхнего и нижнего пластов
Рис. 3. Верхний пакер с СГУ и посадочным устройством (слева), БРПУ и муфта перекрестного течения выхода флюида из нижнего пласта (справа)
Рис. 3. Верхний пакер с СГУ и посадочным устройством (слева), БРПУ и муфта перекрестного течения выхода флюида из нижнего пласта (справа)

Компоновка в своей первой конструкции была внедрена в ОАО «Оренбургнефть» 31 мая 2012 года и по настоящее время находится в работе. За первый год данная компоновка прошла два основных этапа испытаний: первый месяц опытной эксплуатации и шесть месяцев непрерывной работы. После года эксплуатации было проведено множество коррекций режима отборов по обоим пластам с целью снижения обводненности продукции, увеличения дебита нефти и стабилизации работы УЭЦН. Компоновка показала себя работоспособной на протяжении длительного времени и дала много ценной информации для дальнейшего совершенствования конструкции.

Рис. 5. Полное закрытие обоих клапанов, открытие верхнего
Рис. 5. Полное закрытие обоих клапанов, открытие верхнего
Рис. 6. Мониторинг показаний блока датчиков по верхнему пласту в зависимости от степени раскрытия верхнего клапана при полностью открытом нижнем
Рис. 6. Мониторинг показаний блока датчиков по верхнему пласту в зависимости от степени раскрытия верхнего клапана при полностью открытом нижнем
Рис. 7. График поведения кривых Pвп, Рнп и Ртмс для определения герметичности компоновки ОРД-РЭК
Рис. 7. График поведения кривых Pвп, Рнп и Ртмс для определения герметичности компоновки ОРД-РЭК
Рис. 8. КВД по данным датчиков пласта А4
Рис. 8. КВД по данным датчиков пласта А4

Каждый из блоков испытаний включал в себя поочередное отключение одного из пластов для тарировки входящих в блок телеметрии датчиков (PQTR) по показаниям устьевой массоизмерительной установки АСМА (рис. 5,6). Запись КВД по каждому из пластов можно было осуществить только при отключенном ЭЦН и одном из пластов. Так как клапаны находились перед датчиками, было произведено полное закрытие клапанов на работающем ЭЦН для максимально возможного снижения уровня. После чего ЭЦН отключался и производилась запись «полки» для определения герметичности обоих клапанов. Результат в обоих случаях: «герметично» (рис. 7,8).

Однако опыт работы с первой компоновкой выявил и два существенных конструктивных недостатка компоновки. Так, во-первых, последовательное расположение РЭК+БТ в БРПУ нивелирует пластовые температуры до средних величин, и датчики температуры теряют свою информативность. Кроме того, коаксиальность каналов штуцирует прохождение флюида, создает турбулентные зоны с температурными аномалиями и, следовательно, повышает риск формирования АСПО.

Во-вторых, расположение РЭК до БТ с датчиками лишает компоновку возможности записи КВД после закрытия РЭК без отключения ЭЦН. И это основной недостаток первой компоновки.

КОМПОНОВКА ОРД-РЭК НОВОЙ КОНСТРУКЦИИ

Рис. 9. Компоновка ОРД-2РЭК-2БТ-ГК с параллельным расположением каналов для прохождения флюида в БРПУ и РЭК с установленными за БТ с датчиками
Рис. 9. Компоновка ОРД-2РЭК-2БТ-ГК с параллельным расположением каналов для прохождения флюида в БРПУ и РЭК с установленными за БТ с датчиками
Рис. 10. БРПУ с параллельными каналами и раздельными пластовыми датчиками PVTC
Рис. 10. БРПУ с параллельными каналами и раздельными пластовыми датчиками PVTC
Рис. 11. Блок датчиков суммарного потока PTC с узлом для подключения геофизического кабеля
Рис. 11. Блок датчиков суммарного потока PTC с узлом для подключения геофизического кабеля
Рис. 12. Геофизический кабель для передачи телеметрии и управления РЭК (слева), компоновка ОРД-2РЭК-2БТ-ГК перед спуском (справа)
Рис. 12. Геофизический кабель для передачи телеметрии и управления РЭК (слева), компоновка ОРД-2РЭК-2БТ-ГК перед спуском (справа)

С целью устранения выявленных недостатков была разработана новая компоновка ОРД-2РЭК-2БТ-ГК с параллельным расположением каналов для прохождения флюида в БРПУ и РЭК с установленными за БТ с датчиками (рис. 9). Параллельное расположение каналов в БРПУ значительно повышает информативность температурных датчиков (рис. 10). А установка клапанов за БТ с датчиками снимает проблему с записью КВД без остановки ЭЦН (рис. 11).

Кроме того, для снижения стоимости компоновок и увеличения стабильности прохождения потока данных с датчиков на наземную панель и обратно, а также увеличения стабильности энергоснабжения РЭК был осуществлен переход на управление компоновкой по геофизическому кабелю вместо подключения к ТМС (рис. 12).

По результатам совместных переговоров ОАО «Самаранефтегаз» и ООО «НПФ «Геоник» по внедрению новой компоновки была составлена программа испытаний с подконтрольным сроком эксплуатации 180 суток. Была определена скважина, подобрано погружное оборудование, назначена дата монтажа. Монтаж усовершенствованной компоновки ОРД-2РЭК-2БТ-ГК с параллельными каналами начался 23 июня 2014 года. В работу скважину запустили 27 июня.

Рис. 13. Калибровка нижних датчиков в корреляции с показаниями устьевой установки МЕРА-М с одновременным снятием индикаторной кривой по нижнему пласту на трех режимах и записью КВД по верхнему пласту
Рис. 13. Калибровка нижних датчиков в корреляции с показаниями устьевой установки МЕРА-М с одновременным снятием индикаторной кривой по нижнему пласту на трех режимах и записью КВД по верхнему пласту

В течение первой недели эксплуатации проводилась калибровка датчиков PQT по трем установившимся режимам по каждому пласту при отключенном с помощью РЭК втором пласте (рис. 13, 14). В ходе калибровки также регистрировались индикаторные кривые. Калибровка дебитомеров проводилась по показаниям мобильной замерной установки МЕРАМР, при этом на отключенном пласте производилась запись КВД. В результате был выведен поправочный коэффициент, позволяющий определять текущий дебит с погрешностью не более 4%. Данные можно получать как в режиме онлайн, так и из памяти приборов целиком или за период.С использованием зарегистрированных при калибровке индикаторных диаграмм и КВД были определены характеристики пласта, позволившие контролировать режимы совместной эксплуатации пластов скважины на математической модели (рис. 15). Рассчитанный благодаря этому оптимальный режим депрессии на каждый из пластов был установлен с помощью дистанционного открытия РЭК.

Рис. 14. Калибровка верхних датчиков в корреляции с показаниями устьевой установки МЕРА-М, с одновременным снятием индикаторной кривой по верхнему пласту на трех режимах и записью КВД по нижнему пласту
Рис. 14. Калибровка верхних датчиков в корреляции с показаниями устьевой установки МЕРА-М, с одновременным снятием индикаторной кривой по верхнему пласту на трех режимах и записью КВД по нижнему пласту
Рис. 15. Проверка герметичности РЭК после снижения забойного давления и отключения УЭЦН, с одновременной записью КВД по верхнему и нижнему пластам КВД по нижнему пласту
Рис. 15. Проверка герметичности РЭК после снижения забойного давления и отключения УЭЦН, с одновременной записью КВД по верхнему и нижнему пластам КВД по нижнему пласту

РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ КОМПОНОВКИ ОРД-РЭК

Установка и поддержание максимально эффективного режима эксплуатации по данным геологической службы ОАО «Самаранефтегаз» позволили дополнительно добыть за период с 27 июня 2014 по 02 апреля 2015 года (268 суток) 4 091 т нефти. Средний прирост за период составил 15,3 т/сут, что для этого региона равносильно вводу в эксплуатацию дополнительной среднетоннажной скважины.

Вместе с тем в ходе эксплуатации компоновки был выявлен плавающий дефект в управлении одного из клапанов, не влияющий на работоспособность компоновки в целом. Анализ дефекта и соответствующие мероприятия по его устранению будут проведены после демонтажа установки.

Таким образом, после продолжительного периода разработки и доводки была получена компоновка, не только снимающая лицензионные риски бесконтрольной эксплуатации двух и более объектов, но и способная за счет онлайн-контроля параметров разработки пласта и, самое главное, обратной связи с пластом посредством РЭК устанавливать и длительное время поддерживать оптимальный режим эксплуатации динамической системы из двух и более пластов. Данная функция позволяет получать на уже эксплуатируемых скважинах значительные приросты добычи нефти.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Проведение трассерных исследований для контроля и регулирования процесса заводнения нефтяных залежей в ОАО «Татнефть»
Снижение рисков при эксплуатации нагнетательных скважин по технологии ОРЗ
Реклама
Свежий выпуск
Инженерная практика №01/2021

Инженерная практика

Выпуск №01/2021

Поддержание пластового давления. Повышение нефтеотдачи. промысловые трубопроводы. Подготовка нефти
Матрица применения потокоотклоняющих технологий на карбонатных коллекторахПовышение экономической и технологической эффективности системы поддержания пластового давленияБорьба с гипсовыми отложениями на внутренней поверхности водоводов высокого давления и другого оборудованияОчистка подтоварной воды от нефтепродуктов и твердых взвешенных частицУвеличение нефтеотдачи с применением закачки в пласт дымового газа и комбинации пара и диоксида углеродаБетонные покрытия для промысловых трубопроводов с теплогидроизоляцией и морских трубопроводов
Ближайшее совещание
Механизированная добыча, Поддержание пластового давления
ДОБЫЧА ‘2021.
Ежегодная научно-практическая отраслевая конференция

ДОБЫЧА’ 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД.

Новые даты: 27-29 апреля 2021 г., г. Москва
27-29 апреля 2021 года ООО «Инженерная практика» проводит IV Ежегодную производственно-техническую конференцию «ДОБЫЧА 2021: Повышение эффективности эксплуатации механизированного фонда скважин, ППД». Ежегодное совещание носит рабочий характер и направлено на обсуждение применения лучших практик в области актуальных вопросах механизированной добычи нефти. К участию приглашаются Эксперты вертикально-интегрированных компаний, научных центров, поставщиков технологических решений, производителей оборудования и нефтепромысловой химии. Форма участия: очная/заочная (по запросу).