Библиотека

Несмотря на то, что многие компоновки ОРЭ производства НПФ «Пакер» уже стали традиционными для добывающих предприятий, специалисты компании не останавливаются на достигнутом. Вниманию читателей предлагаются новые компоновки ОРД, ОРЗ и ОРДиЗ, ОПИ которых запланированы на летние месяцы 2012 года. Помимо этого, в статье представлена оригинальная схема для внутрискважинной перекачки, применение которой особенно актуально в условиях малых, обособленных месторождений.

Компоновки для ОРД

Каждой разработанной НПФ «Пакер» компоновке ОРД соответствует собственный код. Так, например, однопакерная компоновка ОРД ЭЦН + СШН с возможностью отвода газа из подпакерного пространства по импульсной трубке называется 1ПРОК-ОРДЭШГ-1. Суть данной технологии заключается в разобщении пластов пакером с кабельным вводом и последующим отбором скважинной жидкости из нижнего пласта при помощи УЭЦН. В верхней части пакера устанавливается байпасная система, в которой установлен СШН (вставной или трубный). Жидкость с нижнего пласта добывается УЭЦН и по байпасной линии (параллельно СШН) направляется в основной лифт НКТ. А из верхнего пласта откачивается СШН и направляется в основной лифт НКТ либо жидкость верхнего пласта транспортируется по полым штангам. При этом продукцию пластов можно как смешивать, так и производить подъем раздельно. Отвод газа из-под пакера с кабельным вводом П-ЭГМ осуществляется по специально разработанной импульсной трубке. Импульсная трубка выводится на устье скважины или в лифт НКТ на расчетной глубине. Применяемые в компоновке импульсные трубки разработаны ООО «ИК «Инкомп-Нефть». Глубина, на которой будет работать трубка, рассчитывается с применением разработанного нами программного продукта.

При монтаже пакера с кабельным вводом и импульсной трубки сначала на каждую муфту устанавливаются клямсы и специальное оборудование для вывода через устьевую арматуру, а затем осуществляется врезка в буферную линию или пробоотборник.

Эта технология успешно прошла ОПИ в двух скважинах «Варьеганнефтегаза» и рекомендована к тиражированию. При этом мы поставляем все оборудование компоновки в комплекте как основной поставщик.

Не менее перспективной представляется компоновка 1ПРОК-ОРДУК-1с возможностью управления клапаном. Принцип ее действия следующий: с помощью пакерно-клапанной компоновки разобщаются пласты, над кровлей и под подошвой каждого пласта устанавливаются клапаны для одностороннего перепуска жидкости из пласта в НКТ, за счет чего полностью исключается взаимовлияние пластов. В процессе ревизии ГНО жидкость глушения или промывочная жидкость также не будут влиять на призабойную зону пластов.

Управление клапаном для отключения либо подключения верхнего пласта осуществляется по импульсной трубке на устье скважины. За счет внедрения таких компоновок снижается обводненность продукции пластов.

При открытом клапане осуществляется отбор смешанной продукции обоих пластов одним УЭЦН, можно проводить замеры основных показателей (дебит, обводненность, пластовое и забойное давление). При закрытом клапане приток жидкости происходит только с нижнего пласта. Также выполняются замеры пластовых параметров нижнего пласта и параметры верхнего пласта (пересчетом). ОПИ компоновки запланированы на сентябрь текущего года.

Дальнейшим развитием описанной выше технологии стала компоновка 1ПРОК-ОРДУК-2. Управление клапаном в данном случае будет производиться не насосом на устье скважины, а изменением давления в лифте НКТ. Например, при буферном давлении в 15 атм мы создаем давление в 30 атм, за счет чего клапан переключается и отсекает нижний пласт. При повторных манипуляциях с давлением клапан открывается и обеспечивается добыча из двух пластов. При этом также полностью исключено влияние верхнего пласта на нижний. Замер дебита верхнего пласта производится стандартными методами после отсечения нижнего, а нижнего — путем пересчета. ОПИ компоновки запланированы на сентябрь этого года.

Внедрение любых новых технологий, двухпакерных или трехпакерных, т.е. использование дополнительного оборудования, всегда подразумевает проведение осложненных ремонтов по его извлечению. Все компоновки НПФ «Пакер» комплектуются так называемыми узлами безопасности, которые позволяют в случае, например, прихвата пакера извлечь компоновку по частям.

Для обеспечения герметичного подвижного соединения пакеров с УЭЦН в компоновке 1ПРОК-ОРДУК-2 присутствует разъединитель колонны, позволяющий сначала спустить и установить автономно пакерно-клапанную компоновку на технологических НКТ, а затем вторым спуском произвести спуск УЭЦН с управляемым клапаном и выполнить герметичную подвижную стыковку с пакерно-клапанной компоновкой. Герметично-подвижный ход в 1,5 м компенсирует изменение длины НКТ в процессе эксплуатации, вибрации УЭЦН не передаются на пакер, что обеспечивает его более эффективную работу и позволяет проводить ревизию УЭЦН без подъема пакерной компоновки.

В 2ПРОК-ОРЭ-1 замер основных геолого-технических параметров работы каждого из пластов можно производить через Y-Tool. Для этой схемы были разработаны специальные пакеры: нижний — осевой установки и верхний — с 62-милиметровым проходным каналом и верхним механическим якорем, позволяющим выдерживать перепад давления как сверху вниз, так и снизу вверх.

Данная компоновка спускается за одну СПО. Для того чтобы установить два пакера одновременно, необходимо передать нагрузку в 6–8 т на нижний пакер, после чего должен сработать верхний пакер. Если вместо клапанов КПГ использовать в схеме скважинные камеры (для ЭК-178), то можно ограничивать или вовсе отключать приток из одного из пластов.

Оборудование для ОРДиЗ

Технология ОРДиЗ в компании представлена компоновкой 1ПРОК-ОРДЗ-1, посредством которой осуществляются добыча жидкости из нижнего пласта по НКТ-48 и закачка воды с устья скважины в верхний пласт. Разобщение пластов в данном случае производится пакером с кабельным вводом, а предусмотренные клапаны закачки предотвращают размыв эксплуатационной колонны за счет расположения отверстий под определенным углом. В компоновке задействовано стандартное оборудование, что наравне с возможностью замены колонны НКТ без извлечения всей компоновки существенно облегчает выполнение ремонтных работ. Схема предусматривает учет как отбираемой продукции, так и объемов закачки.

Технологические схемы ОРЗ

В предыдущих публикациях (см. Аминев М.Х. «Скважинное оборудование для ОРЭ: новые разработки, внедрение, сервис»//Инженерная практика, №3-2011) вниманию читателей предлагались трех- и двухпакерные компоновки для ОРЗ 3ПРОК-ОРЗ-1 и 2ПРОК-ДОРЗ-1. В настоящей статье хотелось бы обратить внимание на модифицированные трехпакерную (3ПРОК-ОРЗ-3) и двухпакерную (2ПРОК-ОРЗ-2) компоновки.

Для 3ПРОК-ОРЗ-1 были разработаны специальные пакеры, которые передают нагрузку поэлементно. Для распределения закачки используются скважинные камеры (мандрели). Также имеется посадочный инструмент, который позволяет производить ревизию и замену колонны НКТ без подъема пакерной компоновки, после чего герметично состыковаться и продолжить закачку.

В двухпакерной компоновке 2ПРОК-ОРЗ-2 вместо скважинной камеры применяется устройство распределения закачки. Оно позволяет методом штуцирования распределять объемы закачки в нижний и верхний пласты. От скважинных камер его отличает то, что для смены штуцеров можно использовать не только канатную технику, но и любой геофизический подъемник. Также к преимуществам данной схемы следует отнести отсутствие влияния перепада давления на фигурный паз нижнего пакера и возможность «отбивки» забоя.

Компоновки для внутрискважинной перекачки

Такой тип компоновок позволяет отбирать жидкость из вышерасположенного пласта и закачивать ее в нижерасположенный. Нам часто задают вопрос: где, для чего и зачем следует применять данные технологии? На наш взгляд, применение данных компоновок наиболее актуально при перекачке продукции верхнего водоносного пласта в нижний. В частности, такая задача возникает, когда разрабатываемое месторождение достаточно автономно и обустройство его водоводами потребует больших затрат и приведет к повышенным экологическим рискам.

В компоновке 1ПРОК-ВСПВН-1, как раз относящейся к данному типу компоновок для ВСП, используются «ЭЦН-перевертыш» и специальная пакерная система, включающая универсальный разъединитель, который позволяет за одну операцию спустить пакер, установить его, разъединиться, а вторым спуском — установить УЭЦН на малых глубинах (100–200 м). Для ревизии УЭЦН в данном случае пакер не поднимается. К необходимости использования в этой схеме гидроякорей мы пришли опытным путем, так как при первых внедрениях компоновки СНО ЭЦН оказалась очень небольшой из-за из носа текстолитовых шайб: в процессе закачки под большим давлением ЭЦН просто сжимало.

Шамилов Ф.Т.

инженер

Открыть или Скачать (zip)