Открыть в PDF Инженерная практика №2

27.02.2011

Опыт применения технологий с пакерно-клапанным оборудованием на осложненном фонде скважин

Для работы на фонде скважин, осложненном мехпримесями, высоким газовым фактором, солеотложениями, АСПО, НПФ «Пакер» разработал специальное пакерно-клапанное оборудование. Среди текущих и перспективных разработок компании можно выделить клапаны, позволяющие осуществлять прямую промывку ЭЦН, клапаны для отвода газа, муфту разъемную гидравлическую, инструмент посадочный гидравлический, компоновку для внутрискважинной перекачки жидкости, разбуриваемый пакер, компоновку с гидравлическим якорем.

При традиционной схеме размещения ГНО создается искусственный барьер, который уменьшает площадь фильтрации нефтяного слоя. В результате в ПЗП образуется воронка, а в стволе скважины происходит разделение на три составляющие: газ, нефть и воду. Перед приемом насоса в стволе скважины образуется водяной столб, в результате чего обводненность добываемой жидкости превышает обводненность по пласту.

Для достижения обводненности продукции скважин, равной обводненности по пласту, были предложены и внедрены на условиях опытно-промышленной эксплуатации компоновки, состоящие из узла разъединения ИПГ или ИПМ, пакера с двумя механическими якорями ПРО-ЯТО или ПРО-ЯДЖ-О, обеспечивающими автономную работу, и клапанов перепускных газовых (КПГ). Также в состав компоновки входит заглушка, предназначенная для сбора и удержания мехпримесей.

Принцип работы КПГ. Глубина установки клапанов пакера подбирается расчетным способом с помощью специально разработанной методики. Будучи равновесным и работая по гравитационному принципу, верхний КПГ закрыт при давлении в НКТ большем, чем в затрубном пространстве под пакером. После запуска насоса в процессе эксплуатации под пакером скапливается выделившийся попутный газ и создает давление, превышающее забойное давление над пакером. КПГ открывается и происходит перепуск газа. Таким образом, в моменты открытия и закрытия верхнего КПГ возникают небольшие по величине периодически повторяющиеся импульсы давления. В циклически работающей системе такие импульсы будут стремиться перейти в гармонические колебания. Возникнет небольшое раскачивающее воздействие, которое, учитывая размеры частиц кольматирующего материала (менее 1 мм), приведет к тому, что ранее закольматированные не работающие, но содержащие нефть капиллярные каналы откроются, и через них начнет протекать жидкость. А это, в свою очередь, приведет к увеличению общего объема поступающей в ствол скважины жидкости.

Нижний КПГ установлен ниже подошвы пласта. Он открывается, когда давление столба жидкости становится меньше пластового давления. Добываемая жидкость меняет направление движения из пласта в ствол скважины, достигается эффект обратной воронки, которая увеличивает площадь фильтрации нефтяного пропластка.

При смене ГНО перепускные клапаны КПГ выполняют функцию клапанов-отсекателей и предохраняют ПЗП от попадания жидкости глушения.

Использование попутного газа для улучшения работы оборудования. Высокий газовый фактор на ряде месторождений осложняет механизированную добычу нефти, а на некоторых – и вовсе делает ее невозможной. Применение различных диспергаторов и газосепараторов позволяет отвести газ в затрубное пространство, однако при этом давление газа может достигать величин, вытесняющих жидкость, что ведет к остановке насоса, а зачастую и к отказу ПЭД.

Коллектив НПФ «Пакер» разработал методику и оборудование использования попутного газа для улучшения технико-экономических показателей работы скважинного оборудования.

При правильном расчете глубины установки клапанов сброс газа осуществляется порциями путем перепуска через открывающиеся клапаны. Эти порции газа, растворяясь в столбе жидкости, снижают его вес, что вызывает эффект газлифта, то есть увеличивает подачу УЭЦН, позволяет добиться эффективного отвода газа, а также сократить удельные энергозатраты на подъем жидкости. В результате газ, который ранее служил осложняющим фактором, начинает способствовать улучшению работы оборудования.

Динамика давления в буферном и затрубном пространствах по нескольким скважинам свидетельствует о его изменении в соответствии с закрытием и открытием клапанов.

Инструмент для предотвращения осложнений с УЭЦН. Более половины отказов ГНО происходит из-за засорения рабочих органов насоса или отложения на них солей. При этом обратная промывка скважины зачастую не дает нужного эффекта, к тому же произвести ее не всегда бывает технически возможно. Для решения этой задачи НПФ «Пакер» разработал и производит клапан обратный трехпозиционный КОТ-93. Он открывает канал для прямой промывки.

ОПИ компоновки, которая включала КОТ-93 в своем составе, дали положительный результат: благодаря произведенной прямой промывке установку вновь удалось запустить.

Отвод газа из подпакерного пространства. Сегодня получают распространение технологии изоляции нарушения эксплуатационной колонны с помощью пакеров. Применение этой технологии предполагает эффективный отвод газа из подпакерного пространства. Одним из способов решения этой задачи служит использование клапана КПЭ. Специалисты НПФ «Пакер» разработали методику, позволяющую рассчитать и оценить возможности применения клапана как способа отвода газа. Другим способом решения данной проблемы является использование импульсных трубок в качестве канала для отвода газа. Так, в пакере предусмотрены два дополнительных канала, в которых можно разместить импульсные трубки.

По данным на конец 2010 года, на скважинах с газовым фактором более 250 м3/т было внедрено три компоновки с отводом газа из подпакерного пространства с помощью клапана КПЭ. Две из трех установок выведены на запланированный режим, произведены расчеты еще для четырех скважин.

При осложнениях со скважинным оборудованием и колонной НКТ разъединять их в месте установки позволяет разъемная гидравлическая муфта МРГ-89. Ее применение уменьшает риск возникновения тяжелых осложнений со скважинным оборудованием. Муфта приводится в действие сбросом шара и созданием давления в НКТ, равного 5,0 МПа.

Компоновка для внутрискважинной перекачки. Адресное воздействие на продуктивные пласты, закачка жидкостей, близких по составу к пластовым, оптимизация системы водоводов в настоящее время относятся к важным задачам поддержания пластового давления, сокращения энергозатрат и повышения КИН. Значение перечисленных задач также определяется растущей долей ТИЗ в структуре остаточных запасов нефти, залегающей в неоднородных коллекторах с пониженной проницаемостью, что требует индивидуального подбора объема, давления и цикла закачки.

Одним из способов решения вышеперечисленных задач служит внутрискважинная перекачка (ВСП). Технология ВСП позволяет производить адресное воздействие на пласт, регулировать объем и давление закачки, а также сократить затраты на строительство новых водоводов и КНС.

Разработанные компоновки НПФ «Пакер» для ВСП позволяют: производить перекачку как с нижнего пласта в верхний, так и с верхнего пласта в нижний; защитить эксплуатационную колонну от воздействия закачиваемой жидкости; минимизировать число СПО при внедрении оборудования.

В состав КПО входит пакер с кабельным вводом П-ЭГМ, клапан закачки управляемый КЗУЭ и муфта разъемная гидравлическая МРГ.

Данная технология применяется в случаях, когда для обустройства системы ППД необходимы значительные капитальные затраты. В частности, компоновка была внедрена на скважине со следующими параметрами: ЭЦН-80-1700, Qж – 114 м3/сут. при устье вом давлении 35 атм, НнО – 185 сут. Из расчета на 15 лет чистый дисконтированный доход составляет 40 млн руб., срок окупаемости – менее года, индекс доходности – 1,6.

Пакер разбуриваемый. Использование пакера разбуриваемого для эксплуатации и проведения технологических операций ПРЗ с ИУГ позволяет произвести отсечение нижележащего пласта, быстро и с минимальными затратами исключить его из разработки. Для внедрения этого пакера достаточно расстояния между пластами, равного 1 м.

Пакер разбуриваемый применяется для изоляции зоны проведения ремонтных работ; проведения РИР выше или ниже зоны установки пакера; герметичного разобщения ствола скважины в интервале от одного метра.

К его преимуществам относятся: простая установка путем создания избыточного давления; герметичность после установки; малая длина разбуриваемой части; хорошая разбуриваемость применяемых материалов; а также возможность довести изоляционный раствор с последующей прокачкой под пакер.

ОПИ пакера разбуриваемого были произведены в июне 2010 года на скважине № 3808 Ромашкинского месторождения ООО «Татнефть-АзнакаевскРемСервис» при наращивании цементного кольца за эксплуатационной колонной. Установка пакера была произведена на глубине 1295 м с поэтапным повышением давления до 60, 170 и 220 атм. После вызова циркуляции была произведена закачка цементного раствора и его продавка в заколонное пространство. Расстыковка инструмента установочного гидравлического ИУГ-114 произведена натяжением колонны НКТ сверх собственного веса на 3,5 т. По окончании ОЗЦ произведено разбуривание ПРЗ-120 трехшарошечным долотом с забойным двигателем Д-105 в интервале 1295,0-1295,6 м с нагрузкой 0,8-1 т при давлении 50-70 атм.

Применение пакера, согласно мнению специалистов «Татнефть-АзнакаевскРемСервис», характеризуется удобством транспортировки, монтажа, герметичностью сверху и снизу после установки, малой длиной разбуриваемой части, отсутствием «проворота» ПРЗ при разбуривании.

Перспективные разработки оборудования ООО НПФ «ПАКЕР». Специалисты НПФ «Пакер» разработали компоновку с гидравлическим якорем, через который проходит кабель УЭЦН. Якорь будет играть роль опоры на скважинах, где ЭЦН спускается на значительные глубины. Поскольку в заглушенной скважине вес НКТ уменьшается, резьбы могут выдержать эту нагрузку. Но при запуске ЭЦН происходит снижение динамических уровней, и в газовой среде вес подвески увеличивается. Гидравлический якорь зацепляется за эксплуатационную колонну и предотвращает ее обрыв.

Компонование оборудования в данном виде пока не внедрено и предлагается специалистам для рассмотрения и обсуждения.

Шамилов Ф.Т., инженер-технолог