Внедрения однолифтовых систем
В ТНК-BP внедрялись три типа систем мониторинга с одним способом механизированной добычи без разделения пластов (1.1). Первый из них - схема с подвижной геофизикой под УЭЦН (Рис. 2а) -представляет собой комплексный прибор на геофизическом кабеле. В 2008-2011 годах данная технология, применялась на четырех скважинах, а в 2010-2011 годах - на девяти скважинах на разных предприятиях. В процессе применения отмечалось засорение расходомера и случаи раскрытия децентратора. Схема «УЭЦН + Y-Tool» (Рис. 2Ь) позволяет проводить промыслово-геофизические исследования (ПГИ) в динамических условиях с извлечением приборов. Первый опыт применения данного оборудования был неудачным в 2008 году когда в одном случае не удалось извлечь герметизирующее устройство системы байпасирования, а в другом был получен ранний отказ насоса. Испытания аналогичной технологии другого производителя были возобновлены в 2012 году. На июнь 2012г спущено две компоновки в скважины Усть-Тегусского месторождения. Каждая скважина оснащена байпасной системой. Проведен комплекс геофизических промысловых исследований, включающий отбивку забоя с проведением фоновой записи, проведение замеров на спуске геофизического прибора с регистрацией всех параметров при работающем и остановленном ЭЦН. Геофизические исследования проводились прибором наружным диаметром 36 мм и кабелем с номинальным наружным диаметром 6,3мм с разрывным усилием 3 тонны. Комплекс геофизических исследований на работающей УЭЦН проведен согласно плана работ с положительным результатом. После проведения исследований заглушающая пробка установлена в тройник байпасной системы, установка запущена в работу и выведена на режим, целью исследований явилась запись профиля притока с определением источника обводнения пластов Ю2, Ю4 с созданием депрессии (пример показан на Рис 3). Дальнейшее внедрение запланировано еще 8 скважинах.
Рис. 3 Результаты интерпретации
Схема «УЭЦН + подвесной геофизический прибор» (Рис. 2с). Преимуществом этой технологии является использование стандартного внутрискважинного оборудования с добавлением геофизического блока, подключенного к ТМС УЭЦН, и выводом данных на поверхность. Технология предназначена для непрерывного мониторинга в реальном времени геофизических и технологических параметров работающей скважины оборудованной УЭЦН с целью последующего использования получаемой информации для оперативного решения задач по оптимизации нефтедобычи. Оборудование позволяет установку от одного до трех скважинных приборов с передачей геофизических и технологических параметров по силовому кабелю ЭЦН. Установка одного скважинного геофизического прибора под ЭЦН с погружным блоком телеметрии позволяет производить контроль в реальном времени следующих параметров: температура, давление, оценка суммарного дебита; температура и давление масла в ПЭД; уровень вибрации ПЭД; замер сопротивления изоляции силового кабеля ЭЦН. Минимальный дебит жидкости для этой технологии составляет 30 мЗ в сутки, а величина угла - до 15 градусов. Успешные испытания метода проведены в 2011 году на скважинах «ТНК-Нягань». На протяжении 280суток проведенных исследований приборы сохраняли свою работоспособность. Получаемая геофизическая и технологическая информация отражает реальные процессы, происходящие в непосредственной близости от продуктивных пластов. Принято решение продолжить исследования с данной технологией для решения геологических, промысловых и технологических задач, а также для выбора оптимального режима работы погружного насосного оборудования.
Протестировано три типа систем мониторинга и управления с одним способом механизированной добычи с разделением пластов (1.2). Схема «УЭЦН + мандрели» (Рис. 2d), основана на использовании модифицированного газлифтного оборудования. В скважинные камеры (мандрели) вставляются штуцеры и геофизические приборы на канатной технике, обеспечивающие измерение давления, температуры, влажности, дебита. Наиболее распространены автономные приборы с памятью, но существуют технические решения и для вывода данных на поверхность в режиме реального времени. В 2008 году технология с автономными приборами внедрена на 14 скважинах ОАО «Варьеганнефтегаз», дебиты жидкости составили 53-110 мЗ в сутки, средний межремонтный период (МРП) - 365 суток. В 2010 году испытания проводились на двух скважинах ОАО «Самотлорнефтегаз», где было отмечено быстрое засорение расходомеров. В 2011 году технология с передачей данных на поверхность была опробована в ОАО «ТНК-Нягань», где также был получен быстрый отказ расходомеров. Опытно-промышленные испытания (ОПИ) схемы «УЭЦН + гидравлический пакер-> (Рис. 2е), проведены в 2011 году на месторождениях ОАО «Варьеганнефтегаз». При монтаже и опробовании компоновки выявлены проблемы с гидравлическими линиями; в настоящее время ведется доработка оборудования. Еще одна перспективная система мониторинга с разделением пластов -схема «УЭЦН + гидравлическая циркуляционная муфта» (Рис. 2f). Принцип ее действия основан на отсечении одного из пластов дистанционно с поверхности. При нормальном режиме продукция нижнего пласта проходит через циркуляционную муфту и добывается вместе с продукцией верхнего пласта. В режиме разобщения с поверхности активируется закрытие циркуляционной муфты, и добыча ведется только из верхнего пласта. Все фазовые замеры производятся на поверхности стандартными приборами учета. Добыча из нижнего пласта оценивается с помощью вычитания. Каждый пласт имеет независимые датчики давления достаточной точности для проведения гидродинамических исследований. В настоящее время начаты проекты ОПИ данной технологии на шести скважинах ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск» и ЦДО «Сорочинскнефть» в различных опциях исполнения. Внедрение одного комплекта оборудования для ОРЭ с клапаном гидравлически управляемым было осуществлено на скважине Ван-Еганского месторождения в мае 2012 года. В течение пяти суток был произведен монтаж и спуск оборудования УЭЦН с последующим запуском оборудования в работу. Параметры до спуска и перестрела верхнего пласта Qж 304мЗ/сут, Qн 23,4т/сут, после перестрела и запуска Qж 606 мЗ/сут, Qн 47,6 т/сут (вывод на режим), предварительный прирост 24,2т/сут, при Рзаб 100 атм и частотой 45 Гц. Далее в течении 10 суток УЭЦН работал с подключенными двумя объектами разработки БВ4 и БВ8-2 одновременно и режимом 640 мЗ/сут, Н20-9б%, Рпр- 82 атм. На следующие сутки при помощи переносного блока управления клапаном перекрыта подача с нижнего объекта БВ8-2. Началась эксплуатация только верхнего объекта разработки БВ4 с режимом <Зж-580мЗ/сут. Оборудование оставалось в работе для стабилизации давлений и через четверо суток произвели отключение УЭЦН для снятия КВД пласта БВ4, с уже перекрытым клапаном. На следующие сутки с помощью переносного блока управления клапаном открыта подача с нижнего объекта БВ8-2 с одновременным запуском в работу УЭЦН.
Рис. 4 Показания глубинного УЭЦН.
На месторождениях ТНК-BP тестируются также системы ОРД с разделением пластов с двумя способами механизированной добычи (1.3) - «Установка штангового глубинного насоса (УШГН) + УЭЦН» (Рис. 2q) и «УЭЦН + УЭЦН» (Рис. 2h). Первая схема внедрялась в ОАО «ТНК-Нижневартовск» (в 2010 году на двух, в 2011 году - на четырех скважинах), в ОАО «Оренбургнефть» (в 2010 году на пяти, в 2011 году - на К) скважинах) и в ООО «Бугурусланнефть» (пилотный проект в 2010 году с МРП 268 суток). ОПИ схемы «УЭЦН УЭЦН + УЭЦН» проводятся в настоящее время на объектах ОАО «ТНК-Нижневартовск». Преимущества, недостатки и рекомендации по типам технологий 1.1, 1.2 и 1.3 приведены в Приложении 1.