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

Оборудование и технологии НПФ «ПАКЕР» для эксплуатации осложненного фонда скважин

К осложненным скважинам относится значительная часть эксплуатационного фонда большинства российских нефтедобывающих предприятий.
К числу типичных осложняющих факторов в отечественной нефтедобыче относятся прихваты внутрискважинного оборудования, свободный газ на приеме ЭЦН, вынос механических примесей, солеотложения, АСПО, искривленность ствола скважины, снижение фильтрационно-емкостных характеристик пластов в условиях высоких поглощений и низких пластовых давлений и др. Для решения проблем, возникающих при эксплуатации нефтяных скважин, и борьбы с осложняющими факторами специалисты ООО «НПФ «Пакер» разработали серию технологий – пакерных компоновок и специальных технологических устройств, – которые успешно применяются как в России, так и за ее пределами. В предлагаемой вниманию читателей статье приведен обзор некоторых из этих технологий.

21.04.2016 Инженерная практика №04/2016
Кадетов Алексей Вячеславович Инженер-технолог Службы разработки скважинного оборудования и технологий ООО «НПФ «Пакер»

Рис. 1. Узлы аварийного разъединения (узлы безопасности)
Рис. 1. Узлы аварийного разъединения (узлы безопасности)

ПРИХВАТЫ ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ

При спуске любого погружного оборудования в скважину всегда следует учитывать, как будет происходить его извлечение при последующем ремонте. В случае прихвата оборудования вследствие его присыпания или падения на него посторонних предметов для сохранения целостности подвески НКТ или стеклопластиковых труб (СПТ) (все активнее применяемых в последнее время) целесообразно первоначально отсоединить колонну от прихваченного оборудования. Только после этого следует выполнять ловильные работы и извлечение оборудования с применением технологических НКТ.

По этой причине во многих внутрискважинных компоновках рационально применять узлы аварийного разъединения, также называемые узлами безопасности (рис. 1). В случае возникновения осложнений при подъеме отсоединение колонны НКТ от прихваченного оборудования производится одним из трех способов в зависимости от применяемого типа узла безопасности: натяжением колонны, гидравлическим способом или поворотом НКТ вправо. Далее извлечение происходит с помощью ловителя на технологических НКТ.

СВОБОДНЫЙ ГАЗ НА ПРИЕМЕ ЭЦН

При эксплуатации скважин с забойным давлением ниже давления насыщения немало проблем доставляет выделяющийся из флюида газ. Когда газосодержание на приеме насоса превышает допустимую величину, происходит снижение динамического уровня в скважине до критического значения, что приводит  к срыву подачи и выходу УЭЦН из строя. Во многих случаях именно эта проблема становится причиной дорогостоящих ремонтов по замене насосного оборудования и в итоге ведет к значительным потерям добычи нефти.

Рис. 2. Компоновка с циклическим перепуском газа в лифт НКТ для эксплуатации скважин с большим объемом выделяющегося свободного газа
Рис. 2. Компоновка с циклическим перепуском газа
в лифт НКТ для эксплуатации скважин с большим
объемом выделяющегося свободного газа

На сегодняшний день существует несколько методов решения проблемы высокой концентрации выделяющегося свободного газа. Первый из них – увеличение глубины спуска ЭЦН, что приводит к дополнительному расходу НКТ и электрического кабеля, повышению нагрузки на колонну НКТ, дополнительным энергозатратам на подъем жидкости из скважины, а также к увеличению температуры вокруг электродвигателя УЭЦН за счет более высокой пластовой температуры.

Второй способ заключается в установке на устье между кольцевым пространством и коллекторной линией дифференциального перепускного клапана, что ведет к ускоренному промерзанию устья. В итоге дифференциальный перепускной клапан, как правило, выходит из строя.

Следующий способ решения проблемы свободного газа – применение специального оборудования в УЭЦН, например, увеличенных ступеней первых секций или мультифазных насосов, что ведет как к усложнению, так и к удорожанию подземного оборудования. С целью снижения материальных затрат специалисты НПФ «Пакер» разработали специальную технологию для эксплуатации скважин с большим объемом выделяющегося свободного газа. Суть данной технологии состоит в циклическом перепуске свободного газа из затрубного пространства в колонну НКТ (рис. 2). Для этого в компоновку подземного оборудования включены два перепускных клапана КПЭ-115. Один клапан устанавливается на некотором расстоянии от УЭЦН, а второй – на определенном расстоянии от устья скважины. Эксплуатация скважины ведется при закрытом затрубном пространстве.

Когда давление скопившегося в затрубном пространстве газа достигает порогового значения, газ сбрасывается через перепускной клапан КПЭ-115 в колонну НКТ, затрубное давление снижается, и, следовательно, снижается давление на забое скважины. Когда давление газа в затрубном пространстве выравнивается с давлением жидкости внутри НКТ на уровне установки клапана, последний закрывается, и вновь начинается процесс накопления газа. Далее процесс циклически повторяется.

В результате применения технологии скважина выводится на стабильный режим без срыва подачи и создаются гармонические колебания забойного давления. При этом перепуск газа в линейный трубопровод производится через НКТ, а не через обратный устьевой клапан, что исключает необходимость в электрообогреве ФА, обработке ППУ и ревизии клапана в зимнее время.

ОТВОД ГАЗА ИЗ-ПОД ПАКЕРА

При изоляции негерметичности эксплуатационной колонны в скважинах с высоким газовым фактором с помощью однопакерной компоновки с кабельным вводом существует проблема отвода избыточного газа из подпакерного пространства. Для ее решения могут применяться вышеописанные перепускные клапаны либо капиллярный трубопровод.

Рис. 3. Двухпакерная компоновка 2ПРОК-ИВЭГ для изоляции нарушения целостности эксплуатационной колонны
Рис. 3. Двухпакерная компоновка 2ПРОК-ИВЭГ для изоляции нарушения целостности эксплуатационной колонны

При установке перепускного клапана под пакером избыточный газ перепускается из подпакерного пространства в колонну НКТ и вместе с добываемой жидкостью поднимается к устью. Однако применение данной технологии ограничено глубиной установки пакера, поскольку для перепуска газа необходим перепад давления между затрубным пространством и внутренней полостью НКТ, которого очень сложно достичь на больших глубинах.

Техническое решение с использованием капиллярного трубопровода влечет за собой усложнение спускоподъемных операций и в целом приводит к большим затратам при внедрении данной технологии, но при этом обеспечивает эффективный отвод газа.

Также для решения проблемы можно применить предлагаемую нашей компанией двухпакерную компоновку 2ПРОК-ИВЭГ, предназначенную для изоляции нарушения целостности колонны (рис. 3). В установке реализовано прямое сообщение между расположенной под нижним пакером зоной и  пространством над верхним пакером. Это позволяет не только обеспечить бесперебойную работу УЭЦН без срыва подачи по газу, но также определять динамический уровень по затрубному пространству и производить стандартные «реанимационные» действия с насосом, связанные с промывкой.

В компоновке применяются пакеры с кабельным вводом, при этом кабель питания УЭЦН может пропускаться в целом виде (без разделения) и заливаться специальным герметиком, что повышает надежность как самого узла герметизации, так и компоновки в целом. Возможна также герметизация отдельно по жилам.

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ОПЕРАЦИЯХ И ПРОМЫВКАХ

При эксплуатации скважин, осложненных выносом механических примесей, возникает проблема засорения забоя скважин и призабойной зоны пласта (ПЗП), что приводит к снижению потенциала скважины с точки зрения объемов отбора флюида. Аналогичная ситуация происходит и при проведении технологических операций. Например, при проведении гидравлического разрыва пласта призабойная зона заполняется спрессованным проппантом, а после распада геля происходит его спекание в верхней части пробки.

Рис. 4. Скользящее промывочное устройство (УПС)
Рис. 4. Скользящее промывочное устройство (УПС)

Традиционные способы прямой и обратной промывки от механических отложений не лишены недостатков. Так, существенный недостаток прямой промывки, значительно снижающий ее эффективность, состоит в сравнительно низкой скорости восходящего потока жидкости. Поэтому для проведения прямой промывки со скоростью жидкости, достаточной для выноса крупных фракций песка, требуется значительное повышение производительности насоса.

В свою очередь, ключевой недостаток обратной промывки заключается в том, что скорость нисходящего потока жидкости в кольцевом пространстве очень мала. Это обуславливает снижение интенсивности размыва пробки и гидромониторного эффекта. Жидкость поступает по всему кольцевому сечению эксплуатационной колонны, а не через гидромониторную насадку. Поэтому при плотных и крепких пробках обратную промывку применять нецелесообразно.

К другим недостаткам традиционных методов также можно отнести увеличение времени промывки скважины вследствие поглощения промывочной жидкости пластом, поскольку промывка производится на репрессии.

С учетом обозначенных недостатков инженеры ООО «НПФ «Пакер» разработали технологию промывки скважины с применением специального скользящего промывочного устройства (УПС) (рис. 4). Преимущества данного способа заключаются в значительном уменьшении или полном исключении поглощения промывочной жидкости пластом, ускорении ввода скважин в эксплуатацию после ликвидации песчаной пробки и возможности очистки части колонны ниже отверстий фильтра. Последнее обстоятельство позволяет обеспечить создание свободного кармана для накопления песка в период последующей эксплуатации скважины и способствует увеличению межремонтного периода ее работы.

УПС объединяет преимущества традиционных методов промывки: размыв корки происходит, также как при прямой промывке, а вынос механических примесей осуществляется с увеличенной скоростью, как при обратной промывке. После спуска в рабочий интервал устройство переводится в рабочее положение – резиновый уплотнитель расширяется, тем самым перекрывая и разделяя кольцевое пространство. Для проведения промывки жидкость под давлением подают в затрубное пространство через муфту перекрестного сечения устройства. После попадания жидкости в НКТ происходит прямая промывка. Далее жидкость вместе с механическими примесями поднимается по межтрубному пространству до УПС, переходя в НКТ через муфту перекрестного сечения, и с увеличенной скоростью выносится на устье скважины по внутренней полости НКТ.

Основной положительный эффект от внедрения промывки с УПС заключается в снижении динамического воздействия на пласт за счет уменьшения влияния столба жидкости, поскольку затрубное пространство перекрывается уплотнительным элементом УПС. Объем циркуляции жидкости уменьшается в 3-4 раза (пример для ЭК-140 и ЭК-146), увеличивается скорость движения жидкости. Также при течении жидкости через местное сужение согласно уравнению неразрывности течений (уравнение сплошности потока жидкости) увеличивается скорость с одновременным падением давления в этом месте. Помимо этого, создается разряжение, то есть промывка с УПС происходит на депрессии. Дополнительный эффект достигается за счет того, что газ подхватывает поток жидкости, происходит аэрация промывочной жидкости, за счет чего снижается ее плотность. При использовании технологии дополнительно создается депрессия на пласт. Таким образом, исключается или существенно уменьшается загрязнение коллектора, поскольку в него почти не проникает жидкая фаза раствора: напротив, в скважину поступают пластовые флюиды.

Рис. 5. Компоновка 1ПРОК-КЗП для комплексной защиты пласта
Рис. 5. Компоновка 1ПРОК-КЗП для комплексной
защиты пласта

ЗАЩИТА ПЛАСТА ОТ КОЛЬМАТАЦИИ

При глушении скважин во время проведения текущего и капитального ремонтов, особенно в условиях низких пластовых давлений и высокой степени поглощения, происходит проникновение фильтрата жидкости глушения и сопутствующие этому процессы кольматации, возникновение локальных очагов обводнения, оттеснение нефтяной фазы вглубь пласта и образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий. В конечном счете все это приводит к снижению потенциального дебита скважины и увеличению времени ее освоения.

В целях сокращения потерь при осуществлении ремонта скважин применяются два основных метода защиты пласта: химический (применение блок-пачек) и механический. К разновидностям последнего относится и разработанная ООО «НПФ «Пакер» технология комплексной защиты пласта с помощью компоновки 1ПРОК-КЗП (рис. 5).

Данная компоновка может оставляться в скважине длительный период времени и обладает рядом отличительных особенностей. Так, клапан-отсекатель в составе установки выдерживает перепад давления как сверху-вниз, так и снизу-вверх, что позволяет применять его в качестве аварийного отсекателя.

Кроме этого, компоновка оснащена узлом аварийного открытия для выравнивания давлений в подпакерном и надпакерном пространстве перед срывом пакера.

Также в установке реализована возможность настройки давлений открытия и закрытия клапана, что позволяет регистрировать КВУ и фиксировать моменты открытия и закрытия клапанов.

Работы с компоновкой защиты пласта проводятся в следующем порядке. Сначала производится спуск оборудования на НКТ и выполняется его установка на заданной глубине. Затем при помощи посадочного инструмента колонна НКТ отсоединяется от установленной компоновки и производится спуск погружного насосного оборудования. После запуска насоса при снижении гидростатического давления до определенного настроенного значения происходит открытие клапана и начинается эксплуатация скважины. При остановке насоса, проведении его ремонта / замены или превышении настроенного значения гидростатического давления происходит закрытие клапана.

При замене пластовой жидкости в надпакерном пространстве на жидкость глушения проводят смену погружного насоса. После замены жидкости промывочная жидкость не проникает в подпакерное пространство и пласт. Далее новое или восстановленное ГНО спускается в скважину и эксплуатируется до проведения следующего ремонта.

Для извлечения компоновки проводится стыковка колонны НКТ по посадочному инструменту, и перед срывом пакера путем сброса шара и подачи давления в НКТ происходит открытие аварийного узла и выравнивание давлений в подпакерном и надпакерном пространствах.

Показать выдержки из обсуждения

ВЫДЕРЖКИ ИЗ ОБСУЖДЕНИЯ

Вопрос: Алексей Вячеславович, а для чего нужен нижний перепускной клапан? Какую функцию он выполняет?
Алексей Кадетов: В случае остановки УЭЦН по причине срыва подачи по газу нижний клапан в паре с верхним выполняет роль перепускной муфты, как в случае использования технологии внутрискважинного газлифта. Также в нижнем клапане устанавливается срезной штифт, благодаря которому можно осуществлять прямую промывку для более полной замены объема при глушении скважины.
Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Современные технологии для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН в условиях высокого газосодержания
Опыт эксплуатации добывающих скважин по технологии SAGD на примере ОПУ-5 Ярегского месторождения
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 «Габдула 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.