Однако реальную производственную ценность технологии ОРЭ и одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) стали представлять лишь относительно недавно. С 2005 года в «Татнефти» внедряются различные модификации систем ОРЭ и ОРЗ, эксплуатация которых уже приносит положительные результаты — за четыре года дополнительная добыча превысила 1 млн тонн. Продолжается совершенствование конструкций установок.В 1960-е годы внедрение технологии шло в плановом, приказном порядке от министерства. Конечно, оборудование было недостаточно хорошим, абсолютно никакой информации о пластах не было — мерили общий дебит на поверхности. Пакеры держали не более месяца (см. «Схемы ОРЭ 1950–1970-х гг.»). Поэтому, как только давление сверху прекратилось, все это оборудование было в основном демонтировано, а эксплуатацию продолжили в обычном режиме.

Тогда же в Баку действовало ОКБ РЭ под руководством Ш.Т. Джафарова, и многие из внедрявшихся разработок были сделаны в нем, а оборудование изготавливалось на заводах в Баку и на других отечественных предприятиях.

В ТатНИИ работы продолжались до середины 1970х годов, особенно в области ОРЗ.

В конце 1960-х начале 1970-х годов в ТатНИИ для осуществления ОРЗ было спроектировано однои двухпакерное оборудование применительно к эксплуатационным колоннам (ЭК) диаметром 146 и 168 мм.

В 1964 году оборудование было испытано в промысловых условиях, принято госкомиссией и рекомендовано к серийному производству. Серийное производство его осуществлялось с 1965 года Бугульминским заводом «Нефтеавтоматика». В 1967 году было изготовлено свыше 100 экземпляров.

В 1965–1967 годах однопакерное оборудование внедрялось на промыслах Татарии и Башкирии. На Ромашкинском месторождении оборудование было внедрено на 40 скважинах.

К 1968 году на Ромашкинском месторождении для раздельной закачки воды были оснащены специальным оборудованием 52 скважины (оборудованием ВНИИ — 26, ТатНИИ — 24, ОКБ РЭ — 2). Из-за отсутствия расходомеров на каждой линии не было возможности измерять объем жидкости, закачиваемой в разобщенные пласты.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ОРЭ В «ТАТНЕФТИ»

Применяемые и сегодня двухлифтовые установки — это реализация действующей еще с 1950-х годов схемы. Схема включает в себя двуствольную арматуру, пакеры, разделяющие пласты, параллельный якорь, который связывает между собой две колонны, и два штанговых насоса с приводами (см. «Двухлифтовая установка для ОРЭ»).

Сначала установки оснащали обычными станкамикачалками, потом появились скважины с цепными приводами. В дальнейшем в «Татнефти» разработали свою устьевую арматуру, свой параллельный якорь, и все это сейчас производится предприятиями «Татнефти». Производится также совместно с компанией «Смит Евразия» пакер М1-Х, который в основном используется во всех схемах ОРЭ.

Двухлифтовая схема хороша тем, что она дает полную информацию по дебиту и обводненности пластов, забойному давлению верхнего пласта. Однако нет информации по забойному давлению нижнего пласта — примерные значения сегодня определяются пока по динамограмме. На многих скважинах стоят контроллеры Lufkin, которые сами пересчитывают нагрузки на забойное давление.

Следующая схема — однолифтовая. Именно эта схема в основном и применяется в «Татнефти» (см. «Однолифтовая установка для ОРЭ»). Работает установка следующим образом: пласты также разделены пакером, насос разделен на две части, к нему сбоку добавлен дополнительный всасывающий клапан. При движении плунжера вверх сначала продукция поступает из нижнего пласта (по левой схеме). Затем, когда плунжер проходит боковой клапан, начинает поступать продукция верхнего пласта. Так происходит, если забойное давление у верхнего пласта больше, чем у нижнего, — это заставляет клапан закрываться.

Если по условиям эксплуатации забойное давление у верхнего пласта ниже, то мы боковой клапан соединяем с нижним пластом, а верхний — с основным всасывающим клапаном.

Динамограмма при правильно отрегулированной работе установки показывает ступеньку большой нагрузки в начале. При прохождении бокового клапана, когда забойное давление растет, нагрузка становится меньше.

К сожалению, однолифтовая схема не позволяет напрямую определить ни один из параметров пласта: ни обводненность, ни дебит, ни забойное давление. Тем не менее, забойное давление верхнего пласта можно определять по динамическому уровню. В свою очередь, давление нижнего пласта определяется по ступеньке на динамограмме по разнице нагрузок. И пока у нас не было аппаратуры, мы определяли показатель именно таким образом.

Эта же ступенька позволяет определять и дебиты пластов, т.е. до ступеньки — дебит пласта, соединенного с нижним всасывающим клапаном, дальше — дебит пласта верхнего, соединенного с боковым клапаном. Зная общий дебит, мы делим его пропорционально длинам участков на динамограмме и получаем дебиты по пластам.

Соотношение дебитов легко регулируется положением плунжера относительно бокового клапана. Если мы приподнимем его повыше, то будем отбирать больше из верхнего пласта. Если опустим пониже, то, наоборот, из нижнего пласта будем отбирать больше, чем из верхнего. Это позволяет привести установку в заданный режим эксплуатации. А общий дебит регулируется в обычном порядке: частотой качания или длиной хода.

Обводненность по пластам определяется следующим образом. Изменив длину хода и опустив плунжер в нижнее положение, мы можем перенастроить установку на работу только по пласту, соединенному с основным всасывающим клапаном, а боковой отключается от работы. Таким образом мы будем поднимать на поверхность продукцию только этого пласта и сможем определить его обводненность. Обводненность же второго пласта определяется расчетным образом при известной общей обводненности продукции скважины.

Дебит при однолифтовой схеме можно определить и другим путем — кратковременной остановкой. Если остановить на короткое время работу станка-качалки, то в затрубном пространстве поднимается уровень, и по короткой кривой восстановления давления мы определяем дебит верхнего пласта. Вычитанием определяем дебит нижнего пласта. То есть, в принципе, на сегодняшний день мы научились определять все параметры пластов, издали РД по исследованиям таких скважин и согласовали его с Ростехнадзором.

СКВАЖИННЫЕ ПРИБОРЫ

«ТНГ-Групп» и ТатНИПИнефть совместно разработали глубинный прибор КРОТ-ОРЭ, а компания «АлойлСервис» — прибор «Фотон». Уже оборудованы приборами 135 скважин, и в 2009 году практически все вновь введенные скважины оснащались этими приборами.

Прибор устанавливается в хвостовике между насосом и пакером (см. «Схема установки прибора КРОТОРЭ в переводнике»). В прибор встроены два датчика давления, один из которых замеряет давление межтрубного пространства, другой — под пакером. Прибор также оснащен расходомером («вертушкой»), ко-торый, конечно, работает недолго после установки, а также влагомером емкостного типа. На двух скважинах влагомер и датчики давления работают нормально уже два года; «вертушка» отказала.

Таким образом, несмотря на то, что, казалось бы, ничего не замеряется, сегодня мы получаем всю информацию по рассматриваемой установке.

УСТАНОВКИ ОРЭ И ОРЗ С ЭЦН И ШГН

Следующая установка — это установка для ЭЦН и ШГН (см. «Установка для ОРЭ с электропогружным насосом»). Исторически, конечно, такие установки с кожухом на ЭЦН существовали. Мы сделали кожух только на погружной электродвигатель. И он замыкается на входном узле центробежного насоса.

Такая конструкция не оставляет места для скопления газов. Если весь насос поместить в кожух, то выше входного узла скапливается газ, и мы можем потерять подачу насоса. Здесь газ сразу пролетает через входное устройство и уходит на поверхность. Продукция нижнего пласта через кожух попадает во входной узел и через насос (эта часть установки называется коллектором) проходит в колонну НКТ.

Продукция верхнего пласта добывается штанговым насосом. В данной схеме продукция смешивается, но это не препятствует получению всей необходимой информации. ТМС, которой оснащен двигатель, позволяет замерять забойное давление у нижнего пласта. Забойное давление у верхнего пласта рассчитывается по уровню, а дебит и обводненность продукции определяются остановкой одного из насосов.

Если продукция пластов не допускает смешения, то внедряется схема с раздельным подъемом (см. «Установка для ОРЭ с электропогружным насосом и раздельным подъемом продукции объектов»). В данном случае продукция верхнего пласта поднимается по полым штангам. Таких скважин в «Татнефти» работает пять. Это те случаи, когда нижний пласт девонский, а верхний пласт — карбонатный, с сероводородом. Чтобы не смешивать, мы поднимаем и даже транспортируем продукцию каждого из пластов раздельно.

Эта схема позволила реализовать и несколько других вариантов. Есть у нас скважины, где ЭЦН добывает воду и перекачивает ее в соседнюю скважину для поддержания пластового давления (ППД). А ШГН при этом поднимает нефть из верхнего пласта.

Параллельный спуск колонн позволил реализовать и схему ОРЗ и добычи. Из верхнего пласта штанговым насосом добывается нефть, а в нижний — закачивается вода для ППД (см. «Схема ОРЗ и добычи»). Обычно такая конструкция внедряется на уже действующих нагнетательных скважинах, вскрывается еще один пласт, и из него ведется добыча.

Схема ОРЗ и добычи также обеспечивает получение практически всей информации по пластам: забойное давление, дебит, обводненность и приемистость пласта, в который ведется закачка.

ОБЪЕМЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ВНЕДРЕНИЯ ОРЭ-ОРЗ

На 1 декабря 2009 года технология ОРЭ была внедрена на 552 скважинах. Из этого числа 354 скважины оборудованы однолифтовыми установками, 115 — двухлифтовыми, 25 — установками для одновременной добычи нефти и закачки воды, 2 — установками ЭВНШГН, 44 — установками ЭЦН-ШГН (включая 5 с раздельным подъемом продукции по полым штангам, в 4-х из них ЭЦН работает на МСП), 1 — установкой УВШН-УВШН, 4 — дифференциальным насосом (с полыми штангами), 2 — разделительным поршнем (с полыми штангами).

Суммарная дополнительная добыча с начала современного этапа внедрения ОРЭ (2005 год) в «Татнефти» составила 1078,8 тыс. тонн, средний прирост дебита на одну скважину — 3,8 т/сут. В 2008 году дополнительная добыча нефти от ОРЭ достигла 1,5% от годовой добычи компании, а в некоторых НГДУ — даже 6–7%. В 2010 году объем внедрения ОРЭ предположительно дойдет до 730 скважин (см. «Динамика фонда скважин с ОРЭ и накопленной дополнительной добычи нефти по ОАО «Татнефть»).

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЗАКАЧКА

Основная схема внедрения ОРЗ — установки с параллельными колоннами НКТ. В данном случае используется та же арматура, которая была разработана для добычи (см. «Схема ОРЗ с параллельными колоннами НКТ»). Схема позволяет также получать всю информацию о пластах и даже снимать профили приемистости спуском приборов. Но использовать ее можно только в тех случаях, когда давление закачки в верхний пласт допустимо для эксплуатационной колонны. В других случаях требуется двухпакерная схема.

Двухпакерные схемы были реализованы в нескольких вариантах (см. «Двухпакерные схемы ОРЗ»). В первом случае (слева на схеме) устанавливались пакеры, оснащенные полированными втулками, в которые потом спускали в колонны НКТ с ниппелями. В частности, одна скважина была оборудована установкой с использованием пакер-гильзы, другая — пакера М1-Х с полированными втулками.

Второй вариант (справа) — это обычная схема М1-Х, но спуск осуществлялся в обратном порядке. Сначала спускается и сажается нижний пакер с колонной НКТ малого диаметра (48 мм), затем на нее надевается второй пакер и спускается колонна большего диаметра (89 мм). Опыт показал, что такая конструкция осуществима только для глубин до 1,5 тыс. метров. Спустить пакер ниже оказывается проблематичным.

Установки ОРЗ внедрены в 132 скважинах. Закачка по ним — больше 2,5 млн м3 воды, а дополнительная добыча по реагирующим добывающим скважинам на сегодняшний день составляет около 200 тыс. тонн.

ВНУТРИСКВАЖИННАЯ ПЕРЕКАЧКА ВОДЫ

По тому же принципу ЭЦН с кожухом была разработана схема внутрискважинной перекачки воды (ВСП). ЭЦН помещается в кожух, соединяется с водоносным пластом, находящимся под пакером, и перекачивает воду в продуктивный пласт, находящийся выше (см. «Установка для внутрискважинной перекачки воды»).

Установки ВСП работают на пяти скважинах «Татнефти» и позволяют решить проблему поддержания пластового давления на удаленных месторождениях, куда трудно дотянуть всю систему ППД, водоводы и пр. Есть очень хорошие результаты. Общий объем перекачки по подключенным пластам составил 50,1 тыс. м³ воды, а дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам — 5547 тонн.

РАЗРАБАТЫВАЕМЫЕ УСТАНОВКИ ДЛЯ ОРЭ

На сегодняшний момент разрабатываются две новые схемы ОРЭ с учетом требований геологов, чтобы был отдельный подъем продукции. Первая схема — с дифференциальным насосом (см. «Установка для ОРЭ с дифференциальным плунжером»). Данная схема также корнями уходит в 1960-е годы. Конструкция содержит два цилиндра (один большего, другой меньшего диаметра), два плунжера, соединенные между собой. Добавились полые штанги, по которым поднимается продукция нижнего пласта, добываемая нижним насосом. А продукция верхнего пласта поднимается по колонне НКТ.

Как известно, когда работают два спаренных насоса, очень трудно регулировать между собой дебиты. После спуска соотношение дебитов фактически уже остается неизменным — можно менять только общий дебит. Решили эту задачу следующим образом: у нижнего плунжера сделано отверстие в нижней части. Если подвеска штанг опускается ниже, так, чтобы это отверстие выходило за пределы нижнего цилиндра, то дебит нижнего пласта будет уменьшаться на величину, пропорциональную расстоянию “L” в нижней мертвой точке, что позволяет убавить дебит приблизительно до 30%.

Что касается верхней части насоса, то здесь, наоборот, боковые отверстия сделаны в цилиндре. И точно так же, если мы приподнимем подвеску штанг выше, чтобы верхний плунжер выходил за пределы верхнего цилиндра, то будет опять величина “L”, на которую мы можем уменьшить дебит верхнего пласта.

Такие установки работают на сегодняшний день на четырех скважинах. Суммарная дополнительная добыча составила 2,9 тыс. тонн, средний прирост дебита на одну скважину — 4,4 т/сут. Но установка пока еще находится в разработке и не сдана приемочной комиссии.

Динамограмма по скважине в данном случае неинформативна (см. «Динамограмма по скв. № 2490 НГДУ «Елховнефть»). Поскольку насосы работают одновременно, сложение двух нагрузок практически ничего не дает. Единственное, когда плунжер спускается, чтобы отверстия выходили, мы видим уменьшение нагрузки. То есть, в принципе, работу отверстий мы можем увидеть на динамограмме.

Следующая схема — это схема однолифтовая, но с разделительным поршнем, т.е. между основным всасывающим клапаном и боковым размещен просто «летающий», ничем не связанный, разделительный поршень с ограничением (см. «Установка с разделительным поршнем и полыми штангами»). Когда поршень поднимается в свою верхнюю мертвую точку, он упирается, а верхний его торец должен остановиться на уровне бокового всасывающего клапана.

Работает установка следующим образом: при движении вверх сначала в нижнюю полость засасывается продукция нижнего пласта. Дальше разделяющий поршень останавливается, и начинает поступать продукция верхнего пласта до верхней мертвой точки. Когда поршень идет вниз, продукция верхнего пласта вытесняется через полые штанги, а потом плунжер упирается в разделительный поршень, и продукция нижнего пласта вытесняется в колонну НКТ.

Установка работает в двух скважинах. И, в целом, вполне успешно. Суммарная дополнительная добыча составила 937 тонн, средний прирост дебита на одну скважину — 3,2 т/сут., хотя поначалу сомневающихся было очень много. На одной из скважин установка работает уже почти год (см. «Показатели работы скважин № 928 и 972»).

Динамограммы по этим скважинам очень информативны (см. «Динамограммы работы установки, скв. № 928 НГДУ «Бавлынефть»). Верхняя часть этой динамограммы снята при запуске насоса, когда забойное давление было у верхнего пласта ниже, чем у нижнего, — разница по забойному давлению была большая.

Нижняя динамограмма снималась уже при установившейся работе, в связи с чем она похожа на динамограмму обычной однолифтовой установки. Здесь забойное давление у нижнего пласта меньше, чем у верхнего, поэтому динамограмма дает после дохождения до бокового клапана снижение нагрузки.

По динамограмме можно также вычислить забойные давления. Обе установки были снабжены приборами «Фотон» компании «АлойлСервис», и расчетные результаты близко сходились с измеренными.

Эта установка тоже еще не сдана приемочной комиссии. Это новая разработка, но мы надеемся, что за ней, может быть, даже большее будущее, чем за обычной однолифтовой.