Оборудование и технологии НПФ «Пакер» для систем ППД: опыт применения
Задача повышения эффективности системы ППД с целью увеличения объемов добычи нефти или поддержания ее на существующем уровне по-прежнему остается приоритетной для всех нефтяных компаний.
И для ее решения, в первую очередь, необходимо обеспечить достижение проектных значений объема и давления закачки в тех нагнетательных скважинах, где в силу ряда причин наблюдаются отклонения.
В настоящее время на рынке существует достаточно большое количество технических решений в части компоновок для ППД. К счастью, сегодня нефтяные компании уже не приоретизируют сокращение затрат на закупку оборудования – рассматривается весь комплекс показателей оборудования и технологий с точки зрения не только капитальных, но и эксплуатационных затрат.
На протяжении нескольких лет НПФ «Пакер» занимается разработкой технологий и успешно поставляет широкий модельный ряд оборудования, позволяющего решать задачу повышения эффективности работы систем ППД на нефтяных месторождениях.
Наибольшее распространение в качестве компоновки для систем ППД производства НПФ «Пакер» получила однопакерная установка 1ПРОК-ППД (рис. 1).
В ее составе применяется серийный пакер ПРО-ЯДЖО двухсторонние действия, который выдерживает перепад давлений как снизу-вверх, так и сверху вниз.
Конструкция компоновки также включает узел безопасности, циркуляционный клапан и компенсатор. Компенсатор в случае циклической закачки позволяет исключить подергивание пакера и тем самым избежать нарушений его герметичности. Данная компоновка устанавливается за одну спускоподъемную операцию (СПО) осевым перемещением колонны НКТ с созданием усилия разгрузки НКТ 12-16 т и выдерживает перепад давления до 35 МПа. При установке на малых глубинах зачастую возникает проблема нехватки веса колонны НКТ (12-16 т) для установки компоновки. Для ее решения применяется гидравлическая дожимная установка ЯКПРО-СДУ или утяжеленные НКТ.
С целью сокращения затрат и количества СПО мы также разработали пакер для установки на малых глубинах – ПРО-ЯДЖ-О-М (на 35 МПа) (рис. 2). Для его посадки достаточно создать осевую нагрузку 4-8 тонн. Также как в стандартном пакере ПРО-ЯДЖ-О, в конструкцию модифицированного пакера включены раздвижные опоры, которые предотвращают затекание уплотнительных элементов в зазор между эксплуатационной колонной и корпусом пакера в процессе длительной эксплуатации. В последующем это обеспечивает более легкий срыв пакера и подъем компоновки.
КОМПОНОВКА 1ПРОК-ППДТ
Для выполнения замеров и интеллектуализации скважин системы ППД НПФ «Пакер» разработана компоновка с системой телеметрии с функцией передачи данных о температуре и давлении в режиме реального времени и возможностью провода кабеля под пакер (рис. 3). Данные либо поступают от глубинного монометра, расположенного ниже пакера в зоне закачки жидкости, либо собираются с применением оптоволоконного кабеля, который сам по себе служит точным датчиком давления и температуры. Компоновка 1ПРОК-ППДТ состоит из гидромеханического или осевого пакера с кабельным вводом (герметизация кабеля производится без разделки брони), гидравлического якоря и узла безопасности. Оборудование поставляется серийно для эксплуатационных колонн диаметром 140-178 мм.
КОМПОНОВКА 2ПРОК-ОРЗ
Активное применение технологий для одновременно-раздельной закачки (ОРЗ) началось в России в 1980-90-е годы, чему в значительной степени способствовала возможность управления технологическим процессом. Технология ОРЗ заключается в обеспечении регулирования объемов закачки жидкости индивидуально для каждого продуктивного горизонта с возможностью изменения параметров закачки в процессе работы.
Сегодня ООО НПФ «Пакер» выпускает компоновки для ОРЗ по концентрично (труба в трубе) и параллельно расположенным НКТ, которые позволяют регулировать объем и давление закачки с поверхности, а также однотрубные компоновки с применением скважинных камер или устройства распределения закачки (УРЗ).
В настоящее время наибольшее распространение получила двухпакерная компоновка 2ПРОК-ОРЗ (рис. 4) с применением УРЗ. Разобщение пластов производится с помощью нижнего пакера, в то время как верхний пакер служит для защиты эксплуатационной колонны от давления закачки. Разделение объема закачки в нижний и верхний пласты производится через УРЗ с установленными в него штуцерами. От скважинных камер его отличает то, что для смены штуцеров можно использовать не только канатную технику, но и любой геофизический подъемник или колтюбинговую установку.
К преимуществам данной схемы следует отнести отсутствие влияния перепада давления на фигурный паз нижнего пакера. Для установки штуцеров не требуется дополнительная техника. Сброс вставки с установленными штуцерами может производиться силами одного оператора (рис. 5). Вставка сбрасывается в колонну НКТ, скважина запускается под закачку и под давлением закачки вставка доводится до посадочного места. Замер расхода закачиваемой жидкости по пластам производится стандартным геофизическим расходомером (рис. 6). Под расходомером устанавливается специальный клапан-отсекатель, который позволяет получить общий замер и замер по пластам. Извлечение вставки со штуцерами производится стандартным цанговым инструментом ИЦ-35.
При извлечении вставки со штуцерами в компоновке появляется проходной канал, через который можно провести геофизический прибор и выполнить исследования профиля притока, отбивку забоя и другие операции. В компоновке с применением скважинных камер данные возможности не реализованы.
КОМПОНОВКА 2ПРОКОРЗТ
Для осуществления мониторинга и визуализации данных по расходу, давлению, температуре в режиме реального времени с поверхности совместно с нашим партнером компанией ООО «НПТ АлойлСервис» была разработана компоновка 2ПРОК-ОРЗТ с системой телеметрии (рис. 7). Разделение объема закачки в нижний и верхний пласты также производится через УРЗ с установленными в него штуцерами. Под УРЗ устанавливается расходомер, с помощью которого, помимо объема закачки в нижний пласт в режиме реального времени, замеряется давление в затрубном пространстве (давление закачки в верхний пласт), давление в НКТ (давление закачки в верхний пласт) и температура. По геофизическому кабелю информация поступает в интерфейсный блок, откуда она считывается на флеш-накопитель, либо передается по системе телеметрии на компьютер инженерно-технических специалистов и далее анализируется и интерпретируется.
Сам расходомер интересен тем, что он вихревой, то есть вращающиеся части в его конструкции отсутствуют (периодичность проведения поверки составляет четыре года). Устройство сертифицировано как средство измерения. Диапазон замеров достаточно большой: от 36 до 800 м3/сутки. На сегодняшний день в Западной Сибири внедрено более 50 таких компоновок.
КОМПОНОВКА 1ПРОК-ППД-88/92
Для организации систем ППД нашими конструкторами также разработана малогабаритная компоновка 1ПРОК-ППД-88/92, устанавливаемая в хвостовиках диаметром 114 мм (рис. 8), которая позволяет
защитить адаптер хвостовика от давления закачки. В составе данной компоновки применяется пакер ПРО-ЯТ-О двухстороннего действия, рассчитанный на давление до 35 МПа (рис. 9), верхний и нижний механические якоря. Оборудование устанавливается механически осевым перемещением и разгрузкой веса колонны НКТ порядка 6-8 тонн. Преимущество применения данного пакера заключается в том, что для перевода его в транспортное положение после установки, необходимо создать усилие натяжения 5 тонн. То есть исключается возможность случайного подергивания пакера с переводом в транспортное положение.
КОМПОНОВКА 1ПРОК-ППДС
В последнее время в системе ППД все чаще применяются стеклопластиковые трубы (СПТ), которые характеризуются длительным сроком эксплуатации, в том числе в агрессивных средах. Практика применения СПТ на объектах ведущих нефтяных компаний показывает, что данные трубы эффективно и без нареканий работают в скважинах по два-три года.
На начальных этапах внедрения пакеров на стеклопластиковых НКТ применялась компоновка с автономно устанавливаемым пакером. Для установки оборудования необходимо совершить две СПО, так как отсутствует возможность передачи достаточного веса для посадки пакера, что связано с малым весом стеклопластиковых труб и их хрупкостью при разгрузке колонны. Таким образом, сначала компоновка устанавливается на НКТ, затем НКТ извлекаются и в ходе второй СПО стеклопластиковые трубы герметично стыкуются с автономно установленной компоновкой. После этого скважина вводится в эксплуатацию.
Для сокращения затрат на СПО разработана компоновка 1ПРОК-ППДС, которая устанавливается натяжением колонны НКТ вверх (рис. 10) с усилием 2 6 тонн. В процессе эксплуатации подаваемое давление закачки под пакером создает дополнительное прижимное усилие, которое способствует его уплотнению и созданию герметичности. Перевод в транспортное положение осуществляется снятием усилия натяжения и перемещением пакера вниз под собственным весом.
Несомненным преимуществом применения пакера данного типа также можно назвать наличие трех независимых систем безопасного извлечения (рис. 11), что немаловажно в тех случаях, когда после многолетней эксплуатации возникают проблемы, связанные с извлечением оборудования.
Инновационный пакер с установкой натяжением колонны НКТ применяется в системе ППД на стеклопластиковых трубах, на НКТ в горизонтальных участках, в которых нет возможности передать достаточный вес колонны, а также для проведения технологических операций на небольшой глубине (рис. 12). Компоновка с пакером ПРО-ЯМО3-Н поставляется для Э/К диаметром 140-178 мм. Также есть опыт применения данного пакера в компоновках для закачки в нижний пласт и одновременной добычи из верхнего пласта.
Для отправки комментария вам необходимо авторизоваться.