Инженерная практика
Российский нефтегазовый журнал о технологиях и оборудовании
+7 (903) 580-85-63 +7 (495) 371-01-74 info@glavteh.ru
Telegram

Опыт применения технологий с пакерно-клапанным оборудованием на осложненном фонде скважин

Для работы на фонде скважин, осложненном мехпримесями, высоким газовым фактором, солеотложениями, АСПО, НПФ «Пакер» разработал специальное пакерно-клапанное оборудование. Среди текущих и перспективных разработок компании можно выделить клапаны, позволяющие осуществлять прямую промывку ЭЦН, клапаны для отвода газа, муфту разъемную гидравлическую, инструмент посадочный гидравлический, компоновку для внутрискважинной перекачки жидкости, разбуриваемый пакер, компоновку с гидравлическим якорем.

08.02.2011 Инженерная практика №02/2011
Шамилов Фаат Тахирович Заместитель директора по развитию инновационного оборудования ООО НПФ «Пакер»

При традиционной схеме размещения ГНО создается искусственный барьер, который уменьшает площадь фильтрации нефтяного слоя. В результате в ПЗП образуется воронка, а в стволе скважины происходит разделение на три составляющие: газ, нефть и воду. Перед приемом насоса в стволе скважины образуется водяной столб, в результате чего обводненность добываемой жидкости превышает обводненность по пласту.

Для достижения обводненности продукции скважин, равной обводненности по пласту, были предложены и внедрены на условиях опытно-промышленной эксплуатации компоновки, состоящие из узла разъединения ИПГ или ИПМ, пакера с двумя механическими якорями ПРО-ЯТО или ПРО-ЯДЖ-О, обеспечивающими автономную работу, и клапанов перепускных газовых (КПГ). Также в состав компоновки входит заглушка, предназначенная для сбора и удержания мехпримесей.

Рис. 1. Работа верхнего и нижнего клапанов КПГ в компоновке 1ПРОК-УОА-1
Рис. 1. Работа верхнего и нижнего клапанов КПГ в компоновке 1ПРОК-УОА-1

ПРИНЦИП РАБОТЫ КПГ

Глубина установки клапанов пакера подбирается расчетным способом с помощью специально разработанной методики. Будучи равновесным и работая по гравитационному принципу, верхний КПГ закрыт при давлении в НКТ большем, чем в затрубном пространстве под пакером. После запуска насоса в процессе эксплуатации под пакером скапливается выделившийся попутный газ и создает давление, превышающее забойное давление над пакером. КПГ открывается и происходит перепуск газа. Таким образом, в моменты открытия и закрытия верхнего КПГ возникают небольшие по величине периодически повторяющиеся импульсы давления. В циклически работающей системе такие импульсы будут стремиться перейти в гармонические колебания. Возникнет небольшое раскачивающее воздействие, которое, учитывая размеры частиц кольматирующего материала (менее 1 мм), приведет к тому, что ранее закольматированные не работающие, но содержащие нефть капиллярные каналы откроются, и через них начнет протекать жидкость. А это, в свою очередь, приведет к увеличению общего объема поступающей в ствол скважины жидкости.

Нижний КПГ установлен ниже подошвы пласта. Он открывается, когда давление столба жидкости становится меньше пластового давления. Добываемая жидкость меняет направление движения из пласта в ствол скважины, достигается эффект обратной воронки, которая увеличивает площадь фильтрации нефтяного пропластка (рис. 1, а).

При смене ГНО перепускные клапаны КПГ выполняют функцию клапанов-отсекателей и предохраняют ПЗП от попадания жидкости глушения (рис. 1, б).

Рис. 2. Прорыв газа на приеме насоса и установка с использованием клапанов КПЭ
Рис. 2. Прорыв газа на приеме насоса и установка с использованием клапанов КПЭ

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПОПУТНОГО ГАЗА ДЛЯ УЛУЧШЕНИЯ РАБОТЫ ОБОРУДОВАНИЯ

Высокий газовый фактор на ряде месторождений осложняет механизированную добычу нефти, а на некоторых – и вовсе делает ее невозможной. Применение различных диспергаторов и газосепараторов позволяет отвести газ в затрубное пространство, однако при этом давление газа может достигать величин, вытесняющих жидкость, что ведет к остановке насоса, а зачастую и к отказу ПЭД (рис. 2, а).

Коллектив НПФ «Пакер» разработал методику и оборудование использования попутного газа для улучшения технико-экономических показателей работы скважинного оборудования.

При правильном расчете глубины установки клапанов сброс газа осуществляется порциями путем перепуска через открывающиеся клапаны. Эти порции газа, растворяясь в столбе жидкости, снижают его вес, что вызывает эффект газлифта, то есть увеличивает подачу УЭЦН, позволяет добиться эффективного отвода газа, а также сократить удельные энергозатраты на подъем жидкости (рис. 2, б). В результате газ, который ранее служил осложняющим фактором, начинает способствовать улучшению работы оборудования.

Динамика давления в буферном и затрубном пространствах по нескольким скважинам свидетельствует о его изменении в соответствии с закрытием и открытием клапанов (рис. 3).

Рис. 3. Изменение давления в буфере и затрубном пространстве после внедрения технологии
Рис. 3. Изменение давления в буфере и затрубном пространстве после внедрения технологии
Рис. 4. Принципиальная схема работы клапана КОТ-93
Рис. 4. Принципиальная схема работы клапана КОТ-93
Рис. 5. Пакерная компоновка с клапаном КОТ-93 в составе
Рис. 5. Пакерная компоновка с клапаном КОТ-93 в составе

ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОСЛОЖНЕНИЙ С УЭЦН

Более половины отказов ГНО происходит из-за засорения рабочих органов насоса или отложения на них солей. При этом обратная промывка скважины зачастую не дает нужного эффекта, к тому же произвести ее не всегда бывает технически возможно. Для решения этой задачи НПФ «Пакер» разработал и производит клапан обратный трехпозиционный КОТ-93. Он открывает канал для прямой промывки (рис. 4).

ОПИ компоновки, которая включала КОТ-93 в своем составе, дали положительный результат: благодаря произведенной прямой промывке установку вновь удалось запустить (рис. 5 и таблица).

ОТВОД ГАЗА ИЗ ПОДПАКЕРНОГО ПРОСТРАНСТВА

Сегодня получают распространение технологии изоляции нарушения эксплуатационной колонны с помощью пакеров. Применение этой технологии предполагает эффективный отвод газа из подпакерного пространства. Одним из способов решения этой задачи служит использование клапана КПЭ. Специалисты НПФ «Пакер» разработали методику, позволяющую рассчитать и оценить возможности применения клапана как способа отвода газа. Дру-гим способом решения данной проблемы является использование импульсных трубок в качестве канала для отвода газа. Так, в пакере предусмотрены два дополнительных канала, в которых можно разместить импульсные трубки.

По данным на конец 2010 года, на скважинах с газовым фактором более 250 м3/т было внедрено три компоновки с отводом газа из подпакерного пространства с помощью клапана КПЭ. Две из трех установок выведены на запланированный режим, произведены расчеты еще для четырех скважин.

Рис. 6. Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89
Рис. 6. Муфта разъемная гидравлическая МРГ-89

При осложнениях со скважинным оборудованием и колонной НКТ разъединять их в месте установки позволяет разъемная гидравлическая муфта МРГ-89. Ее применение уменьшает риск возникновения тяжелых осложнений со скважинным оборудованием. Муфта приводится в действие сбросом шара и созданием давления в НКТ, равного 5,0 МПа (рис. 6).

КОМПОНОВКА ДЛЯ ВНУТРИСКВАЖИННОЙ ПЕРЕКАЧКИ

Адресное воздействие на продуктивные пласты, закачка жидкостей, близких по составу к пластовым, оптимизация системы водоводов в настоящее время относятся к важным задачам поддержания пластового давления, сокращения энергозатрат и повышения КИН. Значение перечисленных задач также определяется растущей долей ТИЗ в структуре остаточных запасов нефти, залегающей в неоднородных коллекторах с пониженной проницаемостью, что требует индивидуального подбора объема, давления и цикла закачки.

Одним из способов решения вышеперечисленных задач служит внутрискважинная перекачка (ВСП). Технология ВСП позволяет производить адресное воздействие на пласт, регулировать объем и давление закачки, а также сократить затраты на строительство новых водоводов и КНС.

Разработанные компоновки НПФ «Пакер» для ВСП позволяют: производить перекачку как с нижнего пласта в верхний, так и с верхнего пласта в нижний; защитить эксплуатационную колонну от воздействия закачиваемой жидкости; минимизировать число СПО при внедрении оборудования.

Рис. 7. Компоновка подземного оборудования для внутрискважинной перекачки 1ПРОК – ВСПНВ-1
Рис. 7. Компоновка подземного оборудования для внутрискважинной перекачки 1ПРОК – ВСПНВ-1

В состав КПО входит пакер с кабельным вводом П-ЭГМ, клапан закачки управляемый КЗУЭ и муфта разъемная гидравлическая МРГ (рис. 7).

Данная технология применяется в случаях, когда для обустройства системы ППД необходимы значительные капитальные затраты. В частности, компоновка была внедрена на скважине со следующими

параметрами: ЭЦН-80-1700, Qж – 114 м3/сут. при устьевом давлении 35 атм, НнО – 185 сут. Из расчета на 15 лет чистый дисконтированный доход составляет 40 млн руб., срок окупаемости – менее года, индекс доходности – 1,6.

Рис. 8. Пакер разбуриваемый для эксплуатации и проведения технологических операций ПРЗ с ИУГ
Рис. 8. Пакер разбуриваемый для эксплуатации и проведения технологических операций ПРЗ с ИУГ

ПАКЕР РАЗБУРИВАЕМЫЙ

Использование пакера разбуриваемого для эксплуатации и проведения технологических операций ПРЗ с ИУГ позволяет произвести отсечение нижележащего пласта, быстро и с минимальными затратами исключить его из разработки. Для внедрения этого пакера достаточно расстояния между пластами, равного 1 м (рис. 8).

Пакер разбуриваемый применяется для изоляции зоны проведения ремонтных работ; проведения РИР выше или ниже зоны установки пакера; герметичного разобщения ствола скважины в интервале от одного метра.

К его преимуществам относятся: простая установка путем создания избыточного давления; герметичность после установки; малая длина разбуриваемой части; хорошая разбуриваемость применяемых материалов; а также возможность довести изоляционный раствор с последующей прокачкой под пакер.

ОПИ пакера разбуриваемого были произведены в июне 2010 года на скважине № 3808 Ромашкинского месторождения ООО «Татнефть-АзнакаевскРемСервис» при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной. Установка пакера была произведена на глубине 1295 м с поэтапным повышением давления до 60, 170 и 220 атм. После вызова циркуляции была произведена закачка цементного раствора и его продавка в заколонное пространство. Расстыковка инструмента установочного гидравлического ИУГ-114 произведена натяжением колонны НКТ сверх собственного веса на 3,5 т. По окончании ОЗЦ произведено разбуривание ПРЗ-120 трехшарошечным долотом с забойным двигателем Д-105 в интервале 1295,0-1295,6 м с нагрузкой 0,8-1 т при давлении 50-70 атм.

Применение пакера, согласно мнению специалистов «Татнефть-АзнакаевскРемСервис», характеризуется удобством транспортировки, монтажа, герметичностью сверху и снизу после установки, малой длиной разбуриваемой части, отсутствием «проворота» ПРЗ при разбуривании.

Рис. 9. Схема применения якоря гидравлического ЯГ1(Э) с погружным насосным оборудованием
Рис. 9. Схема применения якоря гидравлического ЯГ1(Э) с погружным насосным оборудованием

ПЕРСПЕКТИВНЫЕ РАЗРАБОТКИ ОБОРУДОВАНИЯ ООО НПФ «ПАКЕР»

Специалисты НПФ «Пакер» разработали компоновку с гидравлическим якорем, через который проходит кабель УЭЦН. Якорь будет играть роль опоры на скважинах, где ЭЦН спускается на значительные глубины. Поскольку в заглушенной скважине вес

НКТ уменьшается, резьбы могут выдержать эту нагрузку. Но при запуске ЭЦН происходит снижение динамических уровней, и в газовой среде вес подвески увеличивается. Гидравлический якорь зацепляется за эксплуатационную колонну и предотвращает ее обрыв.

Компонование оборудования в данном виде пока не внедрено и предлагается специалистам для рассмотрения и обсуждения (рис. 9).

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Фаат Тахирович, ведется ли при использовании Ваших компоновок для ВСП учет перекачиваемой жидкости?
Фаат Шамилов: Да, конечно. На одной из опытных скважин внедрена система погружной телеметрии ТМСР, данные по расходу давления и температуре поступают в режиме реального времени с заданной периодичностью. Проверку и подтверждение показаний произвели спуском расходомера на геофизическом кабеле внутрь НКТ ниже клапана КЗУЭ.
Вопрос: Возможна ли установка оборудования для подачи ингибитора при использовании пакерной компоновки по технологии ВСП?
Ф.Ш.: Установка специального оборудования, осуществляющего подачу реагента, возможна. В частности, один из вариантов можно осуществить посредством армированной полимерной трубы с электрическими проводниками (шлангокабеля), где три жилы используются для УЭЦН, а четвертая представляет собой полую трубку, которую можно провести через пакер и напрямую через нее подавать реагент. Ингибитор при этом обеспечит защиту внутренней стенки НКТ и насоса.
Вопрос: Готовы ли Ваши компоновки 1ПРОК-ИВЭ-1 для эксплуатации скважин электропогружным насосным оборудованием с интервалами негерметичности эксплуатационной колонны выше продуктивных пластов с отводом газа из подпакерного пространства к промышленной эксплуатации?
Ф.Ш.: Да. Чтобы запустить их в промышленную эксплуатацию, нам нужно на основе скважинных данных (заполненного опросного листа) произвести расчеты, определить скважины, в которых может работать клапан КПЭ или требующие вывода газа по скважинной капиллярной трубке.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Результаты экспериментальной проверки эффективности различных технологий защиты от коррозии скважин на примере Западносибирского нефтегазодобывающего предприятия
Промысловые испытания оборудования в осложненных условиях
Свежий выпуск
Инженерная практика №07-08/2024

Инженерная практика

Выпуск №07-08/2024

Строительство и ремонт скважинТехнологии нефтедобычиБорьба с АСПО и коррозиейЭксплуатация трубопроводов
Новые технологии бурения скважинСпособы повышения эффективности нефтедобычиСистемы защиты от коррозии и АСПО Оценка стойкости ГПАТ
Ближайшее совещание
БУРЕНИЕ ‘2025
Ежегодное отраслевое производственное техническое Совещание (Конференция)

БУРЕНИЕ ‘2025: Лучшие практики и новые технические решения

27 февраля 2025 года, г. Москва
27 февраля 2025 года в городе Москве ООО «Инженерная практика» планирует провести ежегодное производственное - техническое совещание «БУРЕНИЕ ‘2025: Лучшие практики и новые технические решения». Мероприятие будет проходить в очном презентационно – дискуссионном формате в зале «Цюрих» отеля «Swissotel Красные холмы» (г. Москва, Космодамианская наб., 52, стр. 6). Приглашаем к участию экспертов и специалистов.