Шамилов Фаат Тахирович Заместитель директора по развитию инновационного оборудования ООО НПФ «Пакер»

Компоновки для ОРД производства НПФ «Пакер» отличаются друг от друга комплектацией, набором функций и областью применения. Традиционно компоновки подразделяются на однопакерные и двухпакерные. На рис. 1 показана одна из наших новинок — однопакерная компоновка 1ПРОК-ОРЭ-2. Установка обеспечивает подключение/отключение нижнего пласта для выполнения прямого замера параметров работы верхнего пласта по ГЗУ, а также регистрацию КВД каждого пласта и эксплуатацию двух объектов одной УЭЦН.

В состав компоновки включен специальный пакер, обеспечивающий герметичное разобщение пластов. Конструкция пакера позволяет устанавливать его автономно в стволе скважины. После установки пакер разъединяется по разъединителю, после чего выполняется подъем технологических НКТ.

Для надежной установки пакера в стволе скважины применяется разъединитель колонны, который может выполнять функцию ловителя в тех случаях, когда требуется сорвать и поднять пакер. Герметичность подвижного соединения разъединителя обеспечивает эксплуатацию УЭЦН в рабочем режиме. Также в конструкцию компоновки входит перепускной управляемый электрический клапан, который служит для разобщения внутреннего канала НКТ, переключения со станции управления УЭЦН при работающем ПЭД, штуцирования внутреннего канала (от 0 до 100%) и замера давления ниже и выше клапана (рис. 2). При закрытом клапане приток жидкости из нижнего пласта прекращается, а в открытом положении она выводится в затрубное пространство.

Дополнительно компоновка 1ПРОК-ОРЭ-2 оснащена комплексной системой телеметрии (рис. 3). Погружной блок ТМС монтируется к серийному ПЭД стандартным способом: никаких доработок ГНО или выведения дополнительных каналов при ее использовании не требуется. Управление блоком ТМС и электроклапаном выполняется при помощи модернизированной интеллектуальной станции управления с ЧРП «ИРЗ-500» производства ДООО «ИРЗ ТЭК».

Индивидуальные замеры по каждому пласту (дебит жидкости, обводненность, пластовое давление, запись КВД) производятся при закрытии электроклапана. Сверху и снизу клапана устанавливаются датчики давления, информация от которых в режиме реального времени поступает на станцию управления УЭЦН. При закрытом клапане происходит восстановление давления по нижнему пласту и запись КВД. Верхний пласт при этом продолжает работать. В СУ настраивается режим автоподдержания давления на приеме УЭЦН, и тем самым поддерживается заданное забойное давление. В этом режиме можно производить замер дебита жидкости верхнего пласта, а также замер обводненности и забойного давления.

Отметим, что все применяемые в составе компоновки измерительные приборы сертифицированы как средства измерения. Следовательно, получаемые с их помощью параметры давления и температуры могут использоваться при составлении геологических отчетов.

На рис. 4 показаны способ монтажа и испытания электроклапана с ТМС на базе ЭПУ. На первой иллюстрации хорошо видны ПЭД, ТМС и сам электроклапан. К нижней части электроклапана подключается ручной насос, после чего клапан переводится в положение «закрыто» (рис. 5). Ручной насос создает давление порядка 300 атм. Эти же параметры давления отображаются на мониторе станции управления. Далее, по истечении определенного времени нужно запустить и затем остановить ПЭД. Таким образом, тестирование выполняется в стандартном для ПЭД режиме, но уже совместно с электроклапаном. При этом измеряются нагрузки, температуры и давления.

Монтаж компоновки на устье скважины производится при помощи стандартного оборудования для КРС в течение 30 минут. После монтажа на дисплей станции управления выводится текущее положение клапана — «открыт на 100%». Переводим его в положение «закрыто», затем снова в положение «открыто», и проводим тестирование.

На рис. 6 показаны результаты, получаемые при работе оборудования в скважине. Стоит обратить внимание, что добыча ведется одновременно из двух пластов, при этом давления под клапаном и над клапаном равны (синяя и красная линии) — это момент, когда электроклапан открыт. Зеленая линия означает, что клапан «открыт на 100%». В данном случае насос работает в постоянном режиме, то есть под-держивается постоянная частота вращения. Далее на станции управления УЭЦН выставляем режим поддержания забойного давления. Частота начинает меняться, и включается режим автоадаптации. При переводе клапана в положение «закрыто» зеленая линия на дисплее СУ показывает, что клапан «открыт на 0%». Видно, как идет изменение давления над клапаном, при этом срабатывает частотный преобразователь. Давление под клапаном возрастает (красная линия), после чего начинает постепенно восстанавливаться.

После того как скважина вышла на стабильные показатели по давлению, производим замер параметров по ГЗУ. При давлении на приеме УЭЦН, равном 32,44 атм, суммарный дебит обоих пластов составляет 88,8 м³/сутки. Дебит жидкости верхнего пласта — 24 м³/сут при том же давлении, нижнего пласта — 64,8 м³/сутки.

Основные критерии подбора скважины-кандидата для внедрения компоновки следующие: расстояние между пластами должно составлять не менее 4 м; наружный диаметр ЭК — от 140 мм и более; способ эксплуатации скважины — УЭЦН; температура на забое — до 100°С.

При расстоянии между пластами более 50 м забойное давление нижнего пласта будет больше верхнего на величину гидростатического давления. При подборе УЭЦН для обеспечения подачи при снижении рабочей частоты напорные характеристики насоса должны закладываться с запасом в 10–15%.

КОМПОНОВКА 2-ПРОК-ОРЭ

Двухпакерная компоновка 2-ПРОК-ОРЭ (рис. 7). Данная компоновка также может применяться для подключения/отключения верхнего пласта, выполнения прямого замера параметров работы нижнего пласта по ГЗУ, регистрации КВД каждого пласта раздельно и эксплуатации двух объектов одной УЭЦН.

Принципиальное отличие данной установки от 1ПРОК-ОРЭ-2 заключается в том, что она состоит из двухпакерной системы с внутренним лифтом. В данном случае жидкость нижнего пласта поступает по внутреннему лифту в затрубное пространство на прием УЭЦН, а жидкость верхнего пласта попадает в затрубное пространство по пространству между двумя НКТ через электроклапан. Электроклапан позволяет перекрывать приток жидкости верхнего пласта, когда его дебит меньше дебита нижнего пласта.

Критерии подбора скважин-кандидатов для внедрения компоновки 2-ПРОК-ОРЭ в целом схожи с критериями для внедрения 1ПРОК-ОРЭ-2. Единственное отличие состоит в том, что при использовании 2-ПРОКОРЭ дебит верхнего пласта не должен превышать 30% от суммарного дебита обоих объектов разработки.

КОМПОНОВКА 1ПРОК-ОРЭ-1

Данная компоновка представляет собой однопакерную установку с электроклапаном для эксплуатации скважин с применением УШГН (рис. 8).

Компоновка позволяет эксплуатировать два пласта одним насосом, при этом в режиме реального времени обеспечивается выполнение замеров дебитов добываемой жидкости, параметров температуры и забойного давления каждого из пластов. Штанго-

вый насос может работать даже в условиях повышенного содержания газа, а подъем и ревизия насоса с клапаном не требуют обязательного подъема пакера. Использование компоновки исключает возникновение перетока жидкости из верхнего пласта  в нижний. Также есть возможность произвести адаптацию компоновки для отключения верхнего пласта. Критерии подбора скважин под внедрение данной компоновки такие же, как и в предыдущих двух случаях.

КОМПОНОВКА 2ПРОК-ОРЗ

Также наша компания предлагает различные компоновки для одновременно-раздельной закачки воды. Одна из последних разработок в данном направлении — двухпакерная установка 2ПРОК-ОРЗ (рис. 9), позволяющая производить ОРЗ в два пласта по одному лифту НКТ.

Компоновка состоит из нижнего пакера, предназначенного для разобщения пластов, и верхнего пакера, который служит для защиты колонны от разрушительного влияния давления закачки. Между пакерами устанавливается узел распределения закачки (УРЗ-114 или УРЗ-2-114), позволяющий регулировать объемы закачки в каждый пласт в необходимой пропорции (рис. 10, табл. 1).

Для изменения распределения объемов закачки применяется специальная штуцерная вставка, которая извлекается при помощи обычного геофизического (или канатного) подъемника. Причем за одну спускоподъемную операцию извлекаются сразу оба штуцера. Последующая установка штуцеров может выполняться сбросом с устья скважины.

При использовании компоновки 2ПРОК-ОРЗ замер основных параметров (Q, Р, Т) производится с применением стандартного геофизического оборудования (расходомера) (рис. 11).

До спуска расходомера в скважину снизу на него устанавливается клапан. Далее расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20–30 м выше узла распределения закачки, после производят общий замер объема жидкости, закачиваемой одновременно в два пласта. Затем расходомер опускают еще ниже — до упора — в извлекаемую часть УРЗ. При этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал, ведущий к штуцеру верхнего пласта. После этого производится замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт, объем жидкости, закачиваемой в верхний пласт, производится расчетным путем.

КОМПОНОВКА 2ПРОК-ОРЗТ-2

Компоновка 2ПРОК-ОРЗТ-2, оснащенная системой комплексной телеметрии, позволяет получать данные по забойному давлению, расходу и температуре в режиме реального времени (рис. 12). Распределение объема закачки производится с применением глубинных штуцеров, для смены которых используется стандартное геофизическое оборудование. Как и в предыдущем случае, в компоновке 2ПРОК-ОРЗТ-2 реализована защита ЭК от давления жидкости закачки.

Отдельно стоит отметить, что в составе компоновки применен расходомер вихревого типа без вращающихся частей (рис. 13, табл. 2). Расходомер сертифицирован как средство измерения и обеспечивает получение достаточно широкого диапазона замеров. Кроме того, прибор может применяться даже при высоких рабочих давлениях.

На рис. 14 показана информация, считываемая с интерфейсного блока для выполнения последующего анализа. Зеленая линия показывает динамику температуры, также отслеживается давление в НКТ (красная линия) и затрубном пространстве (оранжевая линия). Таким образом, все изменения, которые происходят в скважине, фиксируются в режиме реального времени и могут быть подвергнуты детальному анализу.