Нефтегазовые новости

Нефтегазовые новости / Технологии / Технология применения УЭЦН с пакером

Технология применения УЭЦН с пакером

Новость от 20.08.2016, добавлена в 00:33 в категории: Технологии 3779 просмотров 0 комментариев

Рост обводненности скважинной продукции может быть связан не только с пластовыми изменениями, но и с нарушением герметичности эксплуатационных колонн, что, в свою очередь, может привести к полной остановке добычи. Чтобы увеличить эффективность ремонтно-изоляционных работ в таких скважинах, ЦДО «Варьеганнефтегаз» в прошлом году опробовало современную технологию, предусматривающую установку в скважину УЭЦН в компоновке с пакером. Испытания оказались успешными и показали, что с помощью этого метода можно с экономически обоснованными затратами вернуть к жизни десятки скважин предприятия.

Традиционно для ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны проводятся ремонтно-изоляционные работы (РИР), предусматривающие спуск в скважину дополнительной колонны. Именно этот подход используется в большинстве целевых дочерних обществ (ЦДО) ТНК-ВР в 90-95% случаев, однако его применение связано со значительными затратами и, к сожалению, не всегда оказывается успешным.

Первые испытания и выводы

Технология также применима в некоторых скважинах, выведенных в бездействие по причине высокой обводненности, – условиями для использования инновации здесь являются негерметичность эксплуатационной колонны, подтвержденная гидродинамическими исследованиями, и наличие невыработанных запасов. Если же говорить о действующем фонде, то более 25% скважин ЦДО «Варьеганнефтегаз» работают с обводненностью продукции более 96%, причиной чего также может быть негерметичность эксплуатационной колонны – здесь также возможно применение компоновки УЭЦН с пакером.

В первую программу испытаний новой технологии было включено оборудование производства компаний ООО НПО «Новые нефтяные технологии», ООО НПФ «Завод Измерон», ООО НПФ «Пакер» и ООО НТП «Нефтегазтехника». В ходе опытной эксплуатации были выявлены как индивидуальные особенности и недостатки каждой из представленных компоновок, так и общие проблемы: например, у оборудования трех производителей были зафиксированы отказы из-за нарушения герметичности кабеля, а у двух – из-за влияния газа и наличия обратного клапана. Так, УЭЦН на скважине №3805 Ваньеганского месторождения (газовый фактор - 172 м3/м3) была оборудована обратным клапаном, что приводило к загазованности и неоднократным отключениям насоса защитой от срыва (ЗСП). С другой стороны, на оборудовании скважины №3817 Ваньеганского месторождения (газовый фактор – 174 м3/м3) обратный клапан отсутствовал – и отключения по ЗСП не происходило.

Таким образом, для снижения влияния газа на работу насоса целесообразно избегать установки обратного клапана и комплектовать УЭЦН диспергатором или мультифазным насосом, а в случае использования оборудования ООО НПФ «Пакер» для перевода пакера из транспортного в рабочее положение использовать извлекаемый клапан. Следует учитывать, что применение струйных насосов в компоновке УЭЦН с пакером наиболее эффективно при расположении УЭЦН на расстоянии более 500 м от пакера, а на скважинах с выносом механических примесей целесообразно использовать электровинтовые насосы.

Технологии для отвода газа

Важным итогом испытаний стало понимание, что эксплуатация УЭЦН с пакером без отвода газа из подпакерной зоны эффективна только при газовом факторе до 180 м3/м3, а при больших значениях газового фактора возникает необходимость применения специальных технологий.

Расчеты показывают, что при газовом факторе от 180 м3/м3 до 300 м3/м3 достаточно успешным может быть использование газоотводной трубки с внутренним диаметром от 8 мм до 15 мм (Рис. 3). Опытный образец такого оборудования был произведен по заказу ЦДО «Варьеганнефтегаз» и установлен на скважине №1202 Верхнеколик-Еганского месторождения (газовый фактор – около 200 м3/м3, обводненность продукции – 87%).

В качестве материала газоотводной трубки были испытаны несколько видов капиллярных трубопроводов – металлический бронированный изготовленный методом лазерной резки металла, полимерный неармированный бронированный лентой, полимерный армированный и полимерный неармированный. Большинство работ по испытанию и резке материалов проводились на производственных мощностях компании "Металлформ", так как в арсенале предприятия имеется всё необходимое оборудование. Чтобы убедиться в этом, достаточно перейти на сайт компании в раздел "Оборудование":. Испытания на разрушение показали, что после прекращения силового воздействия (250 атм.) только полимерный армированный трубопровод практически полностью восстанавливает форму, что позволяет использовать его на глубинах до 2,5 км.

Еще одним возможным решением проблемы отвода газа является двухтрубная эксплуатация, для чего требуется закупка внутреннего лифта меньшего диаметра, выполненного из высококачественной стали и способного выдерживать значительные нагрузки. Внешний лифт может быть комбинированным, поскольку зачастую негерметичности располагаются на глубинах около 2,5 км.

Перспективы расширения метода

По состоянию на 1 февраля 2011 года, компоновки УЭЦН с пакером были спущены в 21 скважину ЦДО «Варьеганнефтегаз», обеспечивая добычу 124 т нефти в сутки со средней обводненностью 86-87%. До завершения первого этапа проекта новая технология будет внедрена еще на восьми скважинах, после чего предприятие перейдет к более масштабному внедрению инновации.

На основе уже имеющихся результатов в 2011 году был разработан инвестиционный проект по выводу из бездействия 35 скважин с помощью компоновок УЭЦН с пакером. В его рамках планируется опробовать ряд технологических решений, в том числе, технологии отвода газа из подпакерной зоны, предлагаемые ООО НПФ «Пакер», ООО НПО «Новые нефтяные технологии», ООО «Югсон-Сервис» и ООО НТП «Нефтегазтехника».

Учитывая эффективность предложенной технологии, руководство ЦДО «Варьеганнефтегаз» в 2011 году ставит перед специалистами задачу довести общее количество скважин, использующих технологию УЭЦН с пакером, до 100 скважин, продолжая анализировать и обобщать результаты испытаний и выявлять наиболее эффективные решения.