Цику Юрий Кимович Руководитель отдела инженерных решений ООО «ЭКАТО Рус»

Лушпеев Владимир Александрович Заведующий кафедрой «Нефтегазовое дело» Сургутского института нефти и газа (филиал) ТюмГНГУ, к.т.н

Применяемые в России однонасосные системы одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов разработки делятся на два типа: без разобщения пластов и с разобщением пластов (рис. 1). В первом случае измерительные приборы устанавливаются стационарно под ЭЦН; также возможен вариант со спуском подвижного прибора через систему Y-Tool. Основная область применения компоновок этого типа — эксплуатация мощных пластов, представляющих единый объект разработки. Кроме этого, они используются для мониторинга параметров по пропласткам.

В случае систем ОРЭ с разобщением пластов в конструкцию компоновок всегда включается разобщающий элемент — пакер+клапан, либо расклинивающийся пакер. Системы этого типа применяются для ОРЭ низкопродуктивных, глубокозалегающих объектов (например, юрских отложений в Западной Сибири).

Двухнасосные системы представлены сегодня тремя вариантами (рис. 2). Первый из них — однолифтовый, основная особенность которого заключается в том, что для раздельного замера параметров пластов необходимо производить остановку одного из насосов. Системы с параллельными лифтами (второй вариант) могут применяться в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны от 178 мм, при этом возможны сложности при монтаже оборудования.

Наконец, третий вариант — это системы с концентрическими лифтами для использования которыхнеобходим стабильный приток флюида из каждого пласта, обеспечивающий бесперебойную работу каждого ЭЦН.

Можно сказать, что последние два варианта — это системы «ОРЭ в чистом виде», обеспечивающие постоянный мониторинг параметров пластов.

Конструкции с ШГН применяются в основном на скважинах с небольшими глубинами залегания продуктивных пластов (например, в Татарстане и ВолгоУральском регионе). Схемы ЭЦН+ЭЦН хорошо подходят для добычи нефти из меловых отложений Западной Сибири, то есть пластов группы АС и БС.

ОПИ ОДНОНАСОСНЫХ СИСТЕМ ОРЭ В ОАО «СУРГУТНЕФТЕГАЗ»

Разработке низкопроницаемых сложнопостроенных коллекторов юрских отложений в ОАО «Сургутнефтегаз» традиционно отводится особое внимание. Сейчас в НГДУ «Комсомольскнефть» проходят испытания однонасосных конструкций с разобщением пластов (рис. 3). Компоновка №1 представляет собой совместную разработку инженеров ООО «ИРЗ ТЭК» и ООО НПФ «Пакер». Установка оборудована пакером и клапаном-отсекателем с возможностью отсечения только нижнего пласта. Компоновка №2 была предоставлена нам ООО «Запсиббурнефть». В данном случае реализована возможность отсечения обоих пластов, тогда как в штатном режиме оба пласта работают через один ЭЦН. Также есть возможность регулирования и перекрытия потоков клапанами-регуляторами.

На одном из месторождений НГДУ «Комсомольскнефть» был выбран опытно-промышленный участок, где применяется совместная разработка с использованием описанных выше компоновок для эксплуатации пластов ЮС1 и ЮС2. Для расчета времени достижения проектных КИН с применением систем ОРЭ была создана гидродинамическая модель опытного участка (рис. 4). Изменение нефтенасыщенности совместно разрабатываемых пластов показано на рис. 5.

На рис. 6 мы привели сравнение показателей разработки при одновременной и последовательной выработке запасов по объектам. Синий график отражает классическую последовательную разработку пластов снизу вверх (сначала ЮС2, потом ЮС1). Скачок характеризует переход на ЮС1. Красный график показывает совместную разработку двух пластов. При сравнении параметров видно, что время достижения проектных КИН пластов при совместной разработке сокращается с 31 до 20 лет, а накопленная добыча увеличивается на 99 тыс. т за счет обеспечения дополнительной добычи по пласту ЮС2, поскольку после достижения проектного КИН при совместной разработке он из эксплуатации не выбывает, как это случилось бы при последовательной эксплуатации объектов (табл. 1).

ИССЛЕДОВАНИЯ ТЕРМОГИДРОДИНАМИЧЕСКИМИ МЕТОДАМИ

Для обеспечения постоянного контроля параметров совместно эксплуатируемых пластов планируется внедрение следующей технологии исследований. Напротив каждого продуктивного пласта, а также в зумпфе скважины и на приеме УЭЦН устанавливаются датчики, регистрирующие давление и температуру с передачей данных по кабелю на систему телемеханики (рис. 7).

Технология включает выполнение исследований на установившихся и неустановившихся режимах методом барометрии. Кроме этого, проводятся термодинамические исследования (ТДИС). На установившихся режимах (в данных случаях на двух) исследуются сначала оба пласта, затем поочередно нижний и верхний пласты (рис. 8).

В ходе исследований на установившихся режимах нижнего пласта производится регистрация КВД верхнего пласта, поскольку в это время он перекрыт. Аналогично во время исследований на установившихся режимах верхнего пласта происходит запись КВД нижнего. При условии качественной герметизации клапана-регулятора ствол скважины не будет влиять на профиль КВД (рис. 9).

Результатом исследования на установившихся режимах фильтрации становится индикаторная диаграмма, которая строится для трех случаев: первый — в работе находятся оба пласта (1 и 2 режимы исследований); второй — в работе находится нижний пласт (3 и 4 режимы исследований); и третий — в работе находится верхний пласт (5 и 6 режимы исследований). Для каждого случая определяется коэффициент продуктивности Кпрод и гидропроводности e (рис. 10).

Для интерпретации КВД применяются программные комплексы Saphir, PanSystem и др. (рис. 11).

Интерпретация результатов термодинамических исследований основана на выделении термодинамических эффектов в интервалах установки приборов в стволе скважины. В основе метода лежит уравнение сохранения энергии Э.Б. Чекалюка:

где

ε — коэффициент Джоуля — Томсона;

η — коэффициент адиабатического расширения (сжатия) пластового флюида;

C  — теплоемкость пористой среды;

Cр — теплоемкость системы при постоянном внешнем давлении;

m — пористость пласта;

ρ — плотность пластового флюида;

u = ρ (Cр / CП) v — скорость конвективного переноса тепла в пористой среде;

v — скорость фильтрации пластового флюида.

Данная методика позволяет оценить «вклад» каждого пласта в суммарный дебит скважины. Основным диагностическим признаком считается изменение температуры после пуска скважины в работу, обусловленное проявлением баротермического (при нестационарной фильтрации пластовой жидкости) и дроссельного эффекта Джоуля — Томсона (при стационарной фильтрации).

В начальные моменты времени после пуска скважины в работу в стволе скважины отмечаются адиабатический эффект расширения (сжатия) и затем баротермический эффект разогрева дросселирующей жидкости. Степень проявления баротермического эффекта определяется скоростью фильтрации пластовой жидкости. Иными словами, по темпу изменения температуры напротив работающих пластов многопластового объекта определяются скорости фильтрации флюида в этих интервалах и, следовательно, дебиты отдельных пластов (рис. 12).

В ОАО «Сургутнефтегаз» регулярность проведения ТГДИС обусловлена требованиями Правил разработки нефтяных и газовых месторождений в части периодичности замера дебитов по пластам. В дальнейшем планируется, что обработка всех проводимых исследований будет выполняться автоматически. Результатами ТГДИС станут динамика изменения фильтрационных параметров пластов и продуктивных параметров системы пласт-скважина. На основании полученной информации можно осуществлять эффективное регулирование процесса разработки и планирование ГТМ (рис. 13). В будущем данные рекомендации будут также выдаваться автоматически, что приведет к повышению уровня интеллектуализации месторождения до максимально возможного.