Адаптация компоновок ОРЭ к серийному применению
Технологии добычи нефти динамично развиваются, и сегодня часто можно столкнуться с тем, что в погоне за широким функционалом оборудования его разработчики забывают о реалиях производственного процесса на нефтепромыслах и создают слишком сложные в эксплуатации и обслуживании системы. Нередки ситуации, когда использование нового оборудования становится и вовсе невозможным по причине отсутствия у технического персонала навыков работы с такого рода системами. В значительной мере вышесказанное относится и к системам одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) нескольких объектов разработки и проведения гидродинамических исследований скважин (ГДИС).
ООО НПФ «Пакер» совместно с партнерами разрабатывает и производит серийное оборудование для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) и добычи (ОРД), ставя во главу угла принцип простоты компоновок в эксплуатации при одновременном обеспечении надежности и богатой функциональности систем. Примерами такого оборудования стали компоновки с расходомерами вихревого типа и электроклапанами, позволяющие осуществлять онлайн мониторинг и контроль работы внутрискважинного оборудования и разработки пластов.
РАЗВИТИЕ КОМПОНОВОК ДЛЯ ОРЗ
Первая серийная компоновка 2ПРОК-ДОРЗ для ОРЗ была разработана ООО НПФ «Пакер» в 2008 году. Она представляла собой классическую двухтрубную компоновку с двумя лифтами насосно-компрессорных труб (НКТ): внешним, по которому производится закачка жидкости в верхний пласт, и внутренним – для закачки в нижний пласт. Компоновка также включала в себя два пакера: нижний – для разобщения пластов и верхний – для защиты от давления и среды закачиваемого агента.
Несмотря на то, что компоновка была основана на стандартных решениях и ее эксплуатация не вызывала затруднений, повышенная металлоемкость и быстрый износ внутреннего лифта НКТ потребовали разработки новой модификации.
Оптимальной альтернативой стала однолифтовая компоновка с глубинными штуцерами, установленными в скважинные камеры – 2ПРОК-ОРЗ-1. Несмотря на то, что компоновку можно отнести к классу бюджетных, она позволяет менять режим закачки и производить стандартные геофизические замеры. Однако главным ее недостатком стало отсутствие в ряде регионов как техники для замены штуцеров, так и обученного персонала.
Решение этой проблемы привело к появлению следующей модели компоновки – 2ПРОК-ОРЗ-2, замена штуцеров в которой стала возможна силами обычной геофизической партии без привлечения канатной или какой-либо другой спецтехники. Для замены необходимо заловить штуцеры, извлечь их и установить новые посредством сброса (рис. 1).
Однако и новая компоновка обладала существенным недостатком: при определении объема закачки нарушался режим ее работы, так как необходимо было отсекать закачку в один из пластов, чтобы замерить расход по-другому.
Работа над решением данной проблемы привела к созданию компоновки для ОРЗ с системой регистрации данных в режиме онлайн – 2ПРОК-ОРЗТ. Ключевым элементом этой системы стал расходомер вихревого типа, который в режиме онлайн замеряет давление в НКТ и затрубном пространстве, объем закачки в нижний пласт и температуру в интервале его установки (рис. 2).
Информация от расходомера поступает по геофизическому кабелю на интерфейсный устьевой блок, где она архивируется и передается на диспетчерский
пульт, либо накапливается на флэш-накопителе и считывается оператором. Расходомеры вихревого типа не содержат в конструкции вращающихся элементов, что обуславливает их работоспособность в течение долгого времени. В скважинах системы поддержания пластового давления (ППД) оборудование должно работать не менее трех-четырех лет. Расходомер необходимо поверять через каждые четыре года (рис. 3).
Компоновка не только распределяет объем закачки, но и позволяет получать данные по забойному давлению, расходу и температуре в режиме реального времени, а также защищает эксплуатационную колонну. Замена глубинных штуцеров производится при помощи канатного или геофизического подъемника, то есть компоновка так же проста в эксплуатации и обслуживании.
На сегодняшний день в России используются порядка 87 комплектов данного оборудования, и мы можем с удовлетворением отметить, что их использование способствовало обучению персонала нефтяных компаний работе с инновационными технологиями: применение данной компоновки позволяет проанализировать одновременно большое число различных показателей и выявить определенные алгоритмы и зависимости в работе, а не списывать неожиданные показатели работы внутрискважинного оборудования на технические ошибки.
ТЕХНОЛОГИИ ОРД
Свою работу в области развития технологий для ОРД жидкости из нескольких объектов разработки специалисты ООО НПФ «Пакер» начали с создания надежного эксплуатационного пакера, который мог бы предотвратить затекание уплотнительных элементов и выдерживать перепад давления как сверху вниз, так и снизу-вверх.
Следующим шагом стала разработка компоновки ЭНЦ-ШГН, в которой удалось реализовать работу ЭЦН в верхнем пласте, а ШГН – в нижнем. Однако опыт показал, что на сегодняшний день использование компоновок с двумя насосами нецелесообразно, так как это сопряжено с очень высокой металлоемкостью, сложностью монтажа и обслуживания оборудования.
Совместно с АО НПФ «Геофизика» и АО «Ижевский радиозавод» мы разработали новую компоновку на базе УЭЦН с технологией разобщения пластов для исключения перетока жидкости между ними за счет специальных обратных клапанов – 2ПРОК-ОРЭА. Но практические испытания показали невозможность раздельного прямого замера пластового давления и ограничения по углу наклона ствола скважины.
Исходя из этого была разработана система 1ПРОКОРЭ, состоящая из УЭЦН, пакерной системы (однопакерная и двухпакерная компоновки) и клапана с гидравлическим управлением, который отсекает приток из одного из пластов. Однако данный вариант предполагает размещение импульсной трубки вдоль кабеля ЭЦН и отличается высокой металлоемкостью, а также сложностью монтажа (рис. 4).
После внедрения системы совместно с партнерами и заказчиками была разработана новая технология ОРД из двух пластов одним стандартным насосом с клапаном-отсекателем, управляемым через систему погружной телеметрии (термоманометрическую систему, ТМС). Таким образом, уже не требовался специальный кабель или импульсная трубка, достаточно было ТМС, монтируемой по стандартной схеме погружного электродвигателя. Клапан позволяет перекрывать приток из нижнего пласта, либо в случае двухпакерной системы – из верхнего.
Однако в процессе эксплуатации была обнаружена проблема потери нефти при замерах. На скважинах с высоким дебитом замеры в среднем занимают около трех часов, однако на малодебитных скважинах технологическая остановка могла достигать 24 часов.
Данную проблему удалось решить посредством установки расходомера, влагомера, датчика давления и датчика температуры под электроклапаном. Таким образом, жидкость из нижнего пласта попадает в НКТ, проходит через расходомер, влагомер и электроклапан, попадая на прием стандартной УЭЦН. Из верхнего пласта жидкость сразу попадает непосредственно на прием УЭЦН (рис. 5).
Таким образом, стало возможным регистрировать кривую восстановления давления (КВД) нижнего пласта в режиме онлайн. Также можно замерить дебит верхнего (посредством автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ) и нижнего (с помощью глубинного расходомера) пластов, пластовое давление и КВД для каждого пласта отдельно, обводненность верхнего (по пробе) и нижнего (по глубинному влагомеру) пластов.
Кроме того, существует возможность штуцирования, что позволяет индивидуально задавать депрессию на нижний пласт и регулировать общий отбор по верхнему пласту.
Важно отметить, что монтаж оборудования занимает не более 30 мин и не требует наличия специнструмента и специфических навыков у персонала.
Таким образом, оборудование позволяет минимальными усилиями выполнять максимальный набор промысловых исследований и получать достоверную информацию.
Также на базе технологии с электроклапанами возможно создать компоновку с УШГН, установив стандартный штанговый глубинный насос. Благодаря чему можно штуцировать поток как из нижнего, так и из верхнего пластов, отбирая их одним насосом. Допускается возможность установки греющего кабеля, спуск ШГН ниже верхнего пласта, штуцирование притока из верхнего пласта и из нижнего пласта, отбор одним стандартным насосом.
В результате одна стандартная УШГН и два электроклапана обеспечивают функционал системы ОРД как по индивидуальным забойным давлениям, так и по всем замеряемым параметрам.
ПОДГОТОВКА СТВОЛА И ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ
При внедрении любого оборудования, проведении ГРП или спуске насоса очень важна подготовка ствола и забоя скважины.
Для скважин с большим расходом промывочной жидкости было разработано устройство УПС-116, которое позволяет добиться циркуляции жидкости в условиях поглощения, делая промывку более эффективной и экономичной (рис. 6). В отличие от гидрожелонок, которые чистят только забой, но не промывают ствол, УПС-116 предполагает прямую промывку через муфту перекрестного сечения. Ключевое отличие заключается в том, что в процессе работы устройство скользит по колонне, не только прочищая забой, но и промывая ствол скважины, а также удаляя плавающий мусор (рис. 7).
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.