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

Снижение рисков при эксплуатации нагнетательных скважин по технологии ОРЗ

Развитие технических средств для одновременно-раздельно эксплуатации (ОРЭ) нефтеносных объектов с различными коллекторскими свойствами и несовместимыми характеристиками пластовых флюидов остается одним из приоритетных направлений повышения коэффициента использования пробуренного фонда скважин. При этом применение параллельных и концентрических компоновок ГНО при организации одновременной раздельной закачки (ОРЗ) жидкости в два пласта для ППД обладает как достоинствами, так и недостатками.

К последним, в частности, относится отсутствие защиты протяженных участков эксплуатационной колонны (ЭК) при приобщении угленосного пласта и пашийского горизонта к заводнению. Среди других недостатков следует отметить прихват соединительного устройства нижнего пакера при подъеме после эксплуатации (из-за осыпания породы), а также износ муфт уменьшенного диаметра в интервале закачки верхнего пласта.

В предлагаемой статье рассматривается технология, разработанная специалистами ОАО «Татнефть» совместно с ООО НПФ «Пакер», которая позволяет снизить риски аварий при эксплуатации ГНО, применяемого для приобщения к заводнению угленосного и нижележащих горизонтов.

19.06.2019 Инженерная практика №05/2015
Хисматуллин Азат Аcгатович Инженер ТОППД НГДУ «Джалильнефть» ОАО «Татнефть»

Рис. 2. Муфты НКТ, извлеченные из нагнетательной скважины с системой ОРЗ
Рис. 2. Муфты НКТ, извлеченные из нагнетательной скважины с системой ОРЗ
Рис. 1. Параллельная компоновка ГНО для заводнения по технологии ОРЗ
Рис. 1. Параллельная компоновка ГНО для заводнения по технологии ОРЗ

Сегодня для одновременно-раздельной закачки жидкости в угленосный и пашийский горизонты зачастую применяется параллельная компоновка ГНО с одним пакером, расположенным между разобщаемыми пластами (рис. 1). Основной ее недостаток заключается в высоком давлении нагнетания, оказывающем воздействие на ЭК выше пакера. Кроме того, при использовании данной компоновки НКТ и ЭК никак не защищены от коррозии (рис. 2).

Другой вариант – применение установки с концентрическим расположением труб – предполагает использование двух пакеров, расположенных над верхним и нижними пластами (рис. 3). Нижний пакер служит для разобщения объектов, за счет чего обеспечивается защита верхней части ЭК от влияния избыточного давления. Также при установке данного оборудования в скважину может быть закачана антикоррозионная жидкость (АКЖ).

Рис. 4. Многопакерная компоновка ГНО, применяемая при ОРЗ
Рис. 4. Многопакерная компоновка ГНО, применяемая при ОРЗ
Рис. 3. Концентрическая компоновка ГНО для заводнения по технологии ОРЗ
Рис. 3. Концентрическая компоновка ГНО для заводнения по технологии ОРЗ

Дальнейшее совершенствование технологии позволило использовать компоновку для организации заводнения двух объектов с разнородными геолого-физическими характеристиками. Однако при этом все еще сохраняется проблема антикоррозионной защиты участка ЭК между пластами протяженностью 500-700 м, что может привести к серьезным авариям ГНО и даже потере скважины.

Решением проблемы могло бы стать применение трехпакерных компоновок ОРЗ или мандрельной компоновки ГНО (рис. 4). Но мы решили предложить свой вариант технологии, которая также позволяет эксплуатировать нагнетательную скважину с приобщением угленосного и нижележащих девонских горизонтов.

Рис. 5. Предлагаемая компоновка для заводнения с функцией контроля герметичности межпакерного интервала ЭК
Рис. 5. Предлагаемая компоновка для заводнения с функцией контроля герметичности межпакерного интервала ЭК

Установка была разработана совместно со специалистами НПФ «Пакер» (рис. 5). За счет особой конструкции обеспечивается герметичность ЭК между вторым и третьим пакерами. Компоновка устанавливается в нагнетательную скважину за одну спускоподъемную операцию: сначала снизу устанавливается первый пакер, и далее методом разгрузки – два других. Второй и третий пакеры служат для разобщения угленосного горизонта с двух сторон и герметизации интервала между ними. Закачка в верхний пласт осуществляется через отклонители потока (в НКТ диаметром 3”), в нижний – через НКТ диаметром 1,5”.

Рис. 6. Принцип работы перепускных глубинных клапанов
Рис. 6. Принцип работы перепускных глубинных клапанов

Также мы разработали способ контроля избыточного давления в межтрубном пространстве, не требующий применения дорогостоящего оборудования, характерного для мандрельных компоновок. В его основе установка специальных перепускных глубинных клапанов (КПГ) выше и ниже уплотнительного устройства (рис. 6, табл. 1). В случае повышения давления в верхней части ЭК срабатывает первый клапан. Следовательно, возникновение избыточного давления можно определить прямо на устье даже при неработающей скважине. При избыточном давлении в нижней части срабатывает второй клапан, и значение уже фиксируется в НКТ-1,5″.

Таблица 1. Способ контроля избыточного давления в ЭК с использованием КПГ
Таблица 1. Способ контроля избыточного давления в ЭК с использованием КПГ

Таким образом, применение данной компоновки в нагнетательной скважине позволяет не только приобщить к заводнению угленосный и нижележащий пласт, но также защитить ЭК от высокого давления и обеспечить защиту интервала ЭК с помощью АКЖ. В результате внедрения технологии снижается число ремонтов ЭК, выполняемых силами бригад КРС.

Комментарии

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

Написать комментарий
Комментировать
Читайте далее
Опыт применения компоновок для одновременно-раздельной добычи ОРД-РЭК
Подходы к оптимизации разработки нефтегазовых месторождений в условиях неопределенности исходных данных
Свежий выпуск
Инженерная практика №04/2022

Инженерная практика

Выпуск №04/2022

Механизированная добыча. Управление производством. Защитные покрытия
Результаты работы с механизированным фондом скважин ПАО «ЛУКОЙЛ» за 2021 годДегазация затрубного пространства скважин, уход от фонтанирования скважин через затрубное пространствоРемонт НКТ с защитным полимерным покрытиемДинамическое моделирование механизированной добычи малодебитными скважинами с МГРП, пробуренными на баженовскую свитуМетодика определения энергозатрат УЭЛН, основанная на оценке энергопотребления всей насосной установкой в сбореРазработка и внедрение насосов для скважин с осложненными условиями эксплуатации
Ближайшее совещание
Капитальный ремонт скважин, Механизированная добыча, Разработка месторождений, Строительство скважин
Восточная Сибирь 2022
Техническая отраслевая конференция

Восточная Сибирь ‘2022: эффективные технологии разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений. Новые вызовы. Технологический суверенитет

23-25 августа 2022 г., г. Иркутск
С целью всесторонней проработки актуальных тем мы приглашаем к участию начальников и экспертов управлений бурения и ремонта скважин, специалистов направления разработки месторождений, деятельность которых связана с планированием и контролем геолого-технических мероприятий и контролем эксплуатации фонда скважин, руководителей управлений добычи нефти и газа, подготовки и транспортировки нефти и газа. В совещании также примут участие представители сервисных предприятий и научных центров, компаний-производителей оборудования, химреагентов, программного обеспечения и другие заинтересованные предприятия и организации.