KIOGE-2016
НазадОборудование и технологии НПФ «Пакер» для эксплуатации осложненного фонда скважин
Алексей Кадетов, инженер-технолог Службы разработки и внедрения скважинных технологий ООО «НПФ «Пакер»Осложненный фонд скважин большинства российских нефтедобывающих предприятий составляет значительную часть от общего количества скважин, находящихся в эксплуатации. Для решения проблем, возникающих при эксплуатации нефтяных скважин, и борьбы с осложняющими факторами специалисты ООО «НПФ «Пакер» разработали серию технологий – пакерных компоновок и специальных технологических устройств, которые успешно применяются как в России, так и за ее пределами.
Прихваты внутрискважинного оборудования
При спуске любого погружного оборудования в скважину необходимо предусматривать риск его прихвата, вследствие присыпания или падения посторонних предметов. По этой причине во многих внутрискважинных компоновках рационально применять узлы безопасности (рис. 1). В случае возникновения осложнений при подъеме, отсоединение колонны НКТ от прихваченного оборудования в зависимости от применяемого типа узла безопасности производится одним из трех способов: натяжением колонны, гидравлическим способом или поворотом НКТ вправо. Извлечение происходит с помощью ловителя на технологических НКТ.
Свободный газ на приеме ЭЦН
При эксплуатации скважин, когда газосодержание на приеме насоса превышает допустимую величину, происходит снижение динамического уровня в скважине до критического значения, что приводит к срыву подачи и выходу УЭЦН из строя. Специалистами НПФ «Пакер» разработана технология для эксплуатации скважин с большим объемом выделяющегося свободного газа. Суть данной технологии состоит в циклическом перепуске свободного газа из затрубного пространства в колонну НКТ (рис. 2) через перепускные клапаны КПЭ-115. Один клапан устанавливается на некотором расстоянии от УЭЦН, а второй – на определенном расстоянии от устья скважины. Эксплуатация скважины ведется при закрытом затрубном пространстве.
Когда давление скопившегося в затрубном пространстве газа достигает порогового значения, газ сбрасывается через перепускной клапан КПЭ-115 в колонну НКТ. Когда давление газа в затрубе выравнивается с давлением жидкости внутри НКТ на уровне установки клапана, последний закрывается, и вновь начинается процесс накопления газа. Далее процесс циклически повторяется.
В результате применения технологии скважина выводится на стабильный режим без срыва подачи.
Рис. 3. Двухпакерная компоновка 2ПРОК-ИВЭГ для изоляции нарушения целостности эксплуатационной колонны
Отвод газа из-под пакера
При изоляции негерметичности эксплуатационной колонны в скважинах с высоким газовым фактором с помощью однопакерной компоновки с кабельным вводом существует проблема отвода избыточного газа из подпакерного пространства. Для ее решения могут применяться вышеописанные перепускные клапаны, либо капиллярный трубопровод.
Одним из технологичных способов изоляции НЭК также является двухпакерная компоновка 2ПРОК-ИВЭГ (рис. 3). В компоновке реализовано прямое сообщение между расположенной под нижним пакером зоной и пространством над верхним пакером. Это позволяет не только обеспечить бесперебойную работу УЭЦН без срыва подачи по газу, но также определять динамический уровень по затрубному пространству и производить стандартные «реанимационные» действия с насосом, связанные с промывкой.
Осложнения при технологических операциях и промывках
При эксплуатации скважин, осложненных выносом механических примесей, возникает проблема засорения забоя скважин и призабойной зоны пласта (ПЗП), что приводит к снижению потенциала скважины с точки зрения объемов отбора флюида. Аналогичная ситуация происходит и при проведении гидравлического разрыва пласта, когда ПЗП заполняется спрессованным проппантом, а после распада геля происходит его спекание в верхней части пробки.
Традиционные способы прямой и обратной промывки от механических отложений не лишены недостатков. Так, существенный недостаток прямой промывки состоит в сравнительно низкой скорости восходящего потока жидкости. Ключевой недостаток обратной промывки заключается в том, что скорость нисходящего потока жидкости в кольцевом пространстве очень мала, что обуславливает снижение интенсивности размыва пробки и гидромониторного эффекта.
С учетом обозначенных недостатков, инженеры ООО «НПФ «Пакер» разработали технологию промывки скважины с применением специального скользящего промывочного устройства (УПС) (рис. 4). Преимущества данного способа заключаются в значительном уменьшении или полном исключении поглощения промывочной жидкости пластом, ускорении ввода скважин в эксплуатацию после ликвидации песчаной пробки и возможности очистки части колонны ниже отверстий фильтра. УПС объединяет преимущества традиционных методов промывки: размыв корки происходит, как при прямой промывке, а вынос механических примесей осуществляется с увеличенной скоростью, как при обратной промывке.
Основной положительный эффект от внедрения промывки с УПС заключается в снижении динамического воздействия на пласт за счет снижения влияния столба жидкости, поскольку затрубное пространство перекрывается уплотнительным элементом УПС. Объем циркуляции жидкости уменьшается в 3-4 раза (пример для ЭК-140 и ЭК-146), увеличивается скорость движения жидкости. Помимо этого, создается разряжение: то есть промывка с УПС происходит на депрессии. Таким образом, исключается или существенно уменьшается загрязнение коллектора, поскольку в него почти не проникает жидкая фаза раствора: напротив, в скважину поступают пластовые флюиды.
Защита пласта от кольматации
При глушении скважин, особенно в условиях низких пластовых давлений и высокой степени поглощения, происходит проникновение фильтрата жидкости глушения и сопутствующие этому процессы кольматации, возникновение локальных очагов обводнения, оттеснение нефтяной фазы вглубь пласта и образование в пласте стойких водонефтяных эмульсий. В конечном итоге все это приводит к снижению потенциального дебита скважины и увеличению времени ее освоения.
В целях сокращения потерь при осуществлении ремонта скважин применяется технология комплексной защиты пласта с помощью компоновки 1ПРОК-КЗП (рис. 5).
Данный комплекс оснащен пакером, надежно разобщающим интервалы колонны на длительный период.
Клапан-отсекатель составе комплекса способен выдержать перепад давления как сверху-вниз, так и снизу-вверх, что позволяет применять его в качестве аварийного отсекателя.
В компоновке реализована возможность настройки давлений открытия и закрытия клапана, что позволяет проводить исследования КВУ и фиксировать моменты открытия и закрытия клапанов, что значительно повышает безопасность работ в ходе ремонта скважины.
Опубликован полный текст статьи