GLOBAL ATYRAU OIL&GAS
НазадОсложненный фонд скважин. Технологии НПФ «ПАКЕР»
КАДЕТОВ Алексей Вячеславович, инженер-технолог Службы разработки и внедрения скважинных технологий ООО «НПФ «Пакер»
ЗМЕУ Артем Александрович, руководитель Службы разработки и внедрения скважинных технологий ООО «НПФ «Пакер»
Осложненный фонд скважин большинства нефтедобывающих предприятий составляет значительную часть от общего количества скважин, находящихся в эксплуатации. Специалисты НПФ «Пакер» разработали серию технологий, которые успешно применяются как в России, так и за ее пределами и позволяют эксплуатировать и ремонтировать скважины с осложняющими факторами.
Безопасность извлечения ГНО
При спуске любого погружного оборудования в скважину необходимо предусматривать риск его прихвата, вследствие присыпания или падения посторонних предметов.
По этой причине при спуске подземного оборудования необходимо применять узлы безопасности (рис. 1). В случае возникновения осложнений при подъеме, имеется возможность отсоединения колонны НКТ от прихваченного оборудования. В зависимости от применяемого типа узла безопасности производится одним из трех способов: натяжением колонны, гидравлическим способом, поворотом НКТ вправо. Извлечение происходит с помощью ловителя на технологических НКТ.
Срыв подачи по газу
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/КПГ-О. 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/КПГ-О 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, имеется газлифтный эффект, повышение температуры в затрубном пространстве, уменьшение отложений АСПО.
Особенностью клапанов КПГ-О является то, что клапан перепускает только газ. При попадании в него жидкости клапан закрывается. Данная особенность позволяет применять его при проведении освоения скважин компрессором, обеспечения глушения в один цикл.
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 и пространством над верхним пакером. Это позволяет обеспечить естественную сепарацию газа из-под пакера, обеспечить бесперебойную работу УЭЦН без срыва подачи по газу, и также определять динамический уровень по затрубному пространству и производить стандартные «реанимационные» действия с насосом, связанные с промывкой.
Промывка скважины при поглощении
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 потерь жидкости уменьшается в 3-5 раз (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 – быстрый вывод на режим (клапан-отсекатель)
При глушении скважин во время проведения текущего и капитального ремонта, 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 применяются два основных метода защиты пласта: химический (применение блок-пачек) и механический. К разновидностям последнего относится и разработанная ООО «НПФ «Пакер» технология комплексной защиты пласта с помощью компоновки 1ПРОК-КЗП (рис. 5).
Данная компоновка устанавливается в скважине автономно выше пласта на длительный срок.
После запуска насоса при снижении динамического уровня и снижении гидростатического давления до определенного настроенного значения в клапане-отсекателе происходит открытие клапана и начинается эксплуатация скважины. При остановке насоса, для проведения его ремонта/замены происходит подъем динамического уровня и превышение гидростатического давления над клапаном отсекателем и происходит закрытие клапана. Также повышение гидростатического давления производится сменой объема жидкости перед ремонтом скважины.
Компоновка 1ПРОК-КЗП с клапаном-отсекателем выдерживает перепад давления как сверху-вниз, так и снизу-вверх. Клапан оснащен узлом принудительного открытия для выравнивания давлений в подпакерном и надпакерном пространстве перед срывом пакера. Настройка давлений открытия и закрытия клапана производится в интервале от 5,0 до 20,0 МПа.
Работы с компоновкой защиты пласта проводятся в следующем порядке. Сначала производится спуск оборудования на НКТ и выполняется его установка на заданной глубине. Затем, при помощи посадочного инструмента, колонна НКТ отсоединяется от установленной компоновки и производится спуск погружного насосного оборудования.
После замены пластовой жидкости в надпакерном пространстве на жидкость глушения проводят смену погружного насоса. При замене жидкости жидкость промывки не проникает в подпакерное пространство и пласт. Далее новое или восстановленное ГНО спускается в скважину и эксплуатируется до проведения следующего ремонта.
Для извлечения компоновки проводится стыковка колонны НКТ по посадочному инструменту, и перед срывом пакера путем сброса шара и подачи давления в НКТ происходит открытие принудительного узла и выравнивание давлений в подпакерном и подпакерном пространстве.
Установка пакеров на малых глубинах и горизонтальных участках
При эксплуатации добывающих скважин с высоковязкой нефтью, паронагнетательных скважин или отдельных скважин системы ППД пакерно-якорное оборудование необходимо устанавливать на глубинах до 200-300 м, при этом веса НКТ недостаточно, и возникает необходимость создания дополнительных усилий для посадки пакеров. Специальная компоновка ЯКПРО-СДУ (рис. 5) с успехом решает данную задачу. С ее помощью можно установить пакер или пакерную компоновку при недостаточном весе НКТ, а также в наклонно-направленных и горизонтальных участках ствола скважины.
Эта компоновка многоразового действия отличается простотой эксплуатации, и по конструкции представляет собой «гидродомкрат».
Пакер устанавливается на требуемой глубине, подается давление на колонну НКТ, срабатывает инструмент, и пакер фиксируется в колонне с необходимой нагрузкой в колонне. Чтобы создать нагрузку 15-16 т, достаточно подать давление 15,0-25,0 МПа.