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

Исследование объектов разработки, эксплуатируемых однолифтовыми установками ОРД путем дистанционного отключения пластов

С целью устранения недостатков традиционных способов определения обводненности объектов в однолифтовой установке ОРД и удешевления процесса исследования объектов специалисты НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть» и ООО «НПТ АлойлСервис» разработали и внедрили управляемый клапан. Данное устройство позволяет реализовать дистанционный метод исследования объектов разработки, эксплуатируемых установками ОРД, путем дистанционного отключения пластов. Управляемый клапан на приемной части однолифтовой установки ОРД позволяет сократить эксплуатационные затраты на добычу нефти, автоматизировать процесс отключения пласта, сократить недоборы нефти и исключить дополнительные трудозатраты. 

06.11.2016 Инженерная практика №06/2016
Хасанов Фанис Аглямович Ведущий инженер-технолог производственного отдела по добыче нефти и газа НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть»
Исламов Реналь Рифкатович Начальник производственного отдела по добыче нефти и газа НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть»
Ксенофонтов Денис Валентинович Главный инженер НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина

Рис. 1. Стандартная схема эксплуатации однолифтовой установки ОРД
Рис. 1. Стандартная схема эксплуатации
однолифтовой установки ОРД

В связи с тем, что большинство месторождений ПАО «Татнефть» вступило в позднюю стадию разработки Компания вынуждена вести поиск способов сокращения эксплуатационных затрат на добычу нефти, снижения капиталовложений в оборудование, внедрения энергоэффективных технологии и оборудования, а также вовлечения в разработку ТИЗ (малопродуктивных горизонтов), бурение которых традиционным методом неэффективно. В такой ситуации актуальным и своевременным представляется внедрение технологии ОРД на многопластовых месторождениях.

СПОСОБЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ОБВОДНЕННОСТИ ОБЪЕКТОВ

В состав стандартной схемы эксплуатации однолифтовой установки ОРД входят два всасывающих клапана: – основной и дополнительный (боковой) (рис. 1). Данная технология не позволяет осуществлять постоянный контроль обводненности и дебита каждого из объектов разработки, что является ее главным недостатком. Периодические раздельные замеры обводненности в этом случае производятся либо путем отключения одного из пластов, либо химико-аналитическим методом.

При использовании в качестве привода ШГН станков-качалок (СК) отключение одного из пластов обеспечивается за счет изменения длины хода штока. Эта операция требует привлечения сервисных предприятий, а следовательно, приводит к дополнительным эксплуатационным затратам. В число прочих недостатков метода входят недобор нефти и износ узлов наземного привода.

У второго способа – использования гидроприводов – также есть существенные недостатки: высокая стоимость проката оборудования и его сервисного обслуживания, необходимость демонтажа для проведения ремонта скважины. Внедрение гидроприводов в НГДУ «Елховнефть» было начато в 2012 году, и на 01.12.2015 г. внедрено 37 устройств. Совместно с УК ООО «ТМС групп» ведется разработка гидропривода с максимальной грузоподъемностью 55 кН, стоимость которого будет значительно ниже по сравнению со стандартным гидроприводом.

Таблица 1. Ожидаемый экономический эффект при внедрении управляемого клапана в НГДУ «Елховнефть» и ПАО «Татнефть»
Таблица 1. Ожидаемый экономический эффект при внедрении
управляемого клапана в НГДУ «Елховнефть» и ПАО «Татнефть»

В свою очередь химико-аналитический метод как косвенный можно применять только в случае, если обводненность добываемой жидкости превышает 30%. Еще один недостаток данного метода состоит в отсутствии возможности замера дебита каждого из объектов.

Чтобы исключить указанные недостатки и удешевить процесс исследования объектов разработки, оборудованных однолифтовыми установками ОРД, специалисты НГДУ «Елховнефть» ПАО «Татнефть», ООО «НПТ АлойлСервис» разработали дистанционный метод исследования скважин с применением управляемого клапана. На сегодняшний день этот метод считается наиболее точным и экономически целесообразным для определения обводненности объектов, эксплуатируемых однолифтовыми установками ОРД.

ПРИНЦИП РАБОТЫ И ФУНКЦИИ УПРАВЛЯЕМОГО КЛАПАНА

Рис. 2. Управляемый клапан ООО «НТП АлойлСервис»
Рис. 2. Управляемый клапан ООО «НТП АлойлСервис»
Рис. 3. Принцип работы управляемого клапана
Рис. 3. Принцип работы управляемого клапана

Управляемый клапан устанавливается на приемной части основного всасывающего клапана. В состав системы управления клапаном входит клапанный узел с двумя приборами (датчиками давления и температуры), каротажный кабель для питания и связи, наземные регистраторы и операторская панель (рис. 2).

Принцип работы управляемого клапана заключается в следующем. Сигнал на закрытие клапана передается через операторскую панель, электродвигатель производит вращение вала редуктора, который приводит клапанный шток в возвратно-поступательное движение, в результате чего происходит закрытие или открытие клапана (рис. 3).

Управляемый клапан позволяет выполнять следующие функции:

  • отсечение объекта разработки;
  • измерение давления и температуры в трубном и межтрубном пространстве скважины;
  • передача измеренных значений в наземный регистратор;
  • хранение во внутренней памяти переданных параметров;
  • передача данных по интерфейсу в систему ТМС.

ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ И ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

Управляемый клапан был внедрен в НГДУ «Елховнефть» в 2015 году на приемной части основного всасывающего клапана однолифтовой установки ОРД. Об изменении давления до и после отключения пласта, а также о динамике этого параметра в подпакерной и надпакерной зонах при отключении и включении пласта можно судить по соответствующим динамограммам (рис. 4).

Срок окупаемости клапана составляет 2,2 года. Его внедрение в одной скважине позволяет получить экономический эффект в 142 тыс. руб. за 4 года эксплуатации. Ожидаемый – эффект при внедрении управляемого клапана в масштабах НГДУ «Елховнефть» составит более 9 млн руб., а в масштабах ПАО «Татнефть» – более 70 млн руб. (см. таблицу).

В целом внедрение управляемого клапана на приемной части однолифтовой установки для ОРД позволяет сократить эксплуатационные затраты на добычу нефти, автоматизировать процесс отключения пласта, уменьшить недоборы нефти и снизить трудозатраты.

Рис. 4. Практическое применение управляемого клапана
Рис. 4. Практическое применение управляемого клапана
Рис. 5. Изменение давления до и после отключения пласта в подпакерной и надпакерной зонах скважины, оборудованной однолифтовой установкой ОРД
Рис. 5. Изменение давления до и после отключения пласта в подпакерной и надпакерной зонах скважины, оборудованной однолифтовой установкой ОРД
Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Фанис Аглямович, соизмерима ли надежность управляемого клапана со СНО однолифтовых установок ОРД?
Фанис Хасанов: СНО однолифтовых установок для ОРД в НГДУ «Елховнефть» составляет порядка 1350 суток. На сегодняшний день клапан отработал 180 сут (на 01.07.2016 г. наработка составила 379 суток). При этом по оценкам специалистов ООО «НПТ АлойлСервис» данный клапан должен проработать порядка четырех лет. Конечно, пока этот срок не подтвержден практикой, утверждать мы не можем.
Вопрос: Получается, что управляемый клапан будет работать дольше, чем сама однолифтовая установка ОРД?
Ф.Х.: Я думаю, что сроки их работы в итоге окажутся сопоставимыми. Установка выйдет в ТРС, и в те же сроки произойдет ревизия этого клапана, при необходимости – замена определенных частей, после этого установка ОРД и клапан будут запущены в дальнейшую эксплуатацию.
Вопрос: Как часто срабатывает управляемый клапан?
Ф.Х.: Периодичность включения и отключения клапана соответствует периодичности замеров обводненности по однолифтовой установке ОРД – раз в квартал. При проведении ОПР включение и выключение клапана производились чаще.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Промысловые испытания интеллектуальных систем определения дебита скважины и борьбы с осложнениями
Применение байпасных систем Y-Tool для ПГИ
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.