Технология непрерывного геофизического контроля работы продуктивных горизонтов  и оборудования в нефтедобывающих скважинах, оборудованных  ЭЦН  ТМС ГДИС «Арлан» 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, а также оборудование позволяет установку от одного до трех скважинных пяти параметровых геофизических приборов под работающий ЭЦН с передачей геофизических и технологических параметров по силовому кабелю ЭЦН.

 

Описание

Проведение гидродинамических исследований нефтедобывающих скважин оборудованных УЭЦН в процессе эксплуатации для оценки участия каждого нефтедобывающего горизонта по дебиту и составу, оценки фильтрационных и энергетических параметров в процессе разработки. Динамики изменения пластового давления и скинфактора. Распределение ФЕС для пластов, разрабатываемых совместно (с ОРЭ и без). Оценка взаимовлияния скважин (масштабное гидропрослушивание).

Обоснование и контроль эффективности ГТМ (соответствие параметров ГРП дизайну). Новые технологии двумерного анализа (основа планирования и выбора объектов ГТМ), к преимуществам которого следует отнести:  оперативный анализ разработки, упрощенный расчет ГТМ, быструю оценку остаточных запасов. Новые технологии стационарных измерений, применяемые для «интеллектуальных скважин» («smart wells») – с целью диагностики и управления разработкой сложных объектов: Дистанционный непрерывный мониторинг забойных параметров (Р, Т, Q) с целью управления производительностью насоса.

Позволяет производить оценку фильтрационных свойств и характеристик качества вскрытия пластов без вмешательства в технологический цикл добычи. Снижение непроизводительных потерь нефти, связанных с неизбежными при стандартных ГДИС длительными остановками скважин. Возможность достоверных промысловых исследований, так как измерения выполняются непосредственно в призабойной зоне скважин, в условиях технологических режимов эксплуатации пластов. Кроме того, одновременно обрабатываются групповые циклы изменения параметров давления и дебита за длительные периоды времени (месяца), что в частности, позволило активно применять при обработке данных кроме стандартных технологий «Well Testing» еще и технологии «Decline Analyze», оценивать во времени изменения скинфактора, пластового давления.  Мониторинг добычи с использованием данной системы раздельного контроля притоков и состава продукции при совместной эксплуатации двух и более нефтяных пластов, а также в осложненных условиях ГС, многоствольные скважины, др.   Стационарный непрерывный мониторинг работающих интервалов как в вертикальных скважинах (ВС), так и в горизонтальных (ГС). Дистанционное управление раскрытием мандрелей (штуцеров/пакеров) в компоновках ОРЭ и «ICD».  — Применение системы разработки месторождений требует реализации действенной системы контроля разработки и мониторинга добычи. Возможность реализации «интеллектуальное» управление насосным оборудованием (ЭЦН) в добывающих скважинах. Эффектом от внедрения может послужить увеличение добычи нефти на 10–15%, увеличение межремонтного периода в 1,5–2 раза, сокращение затрат на электроэнергию в 1,5–2 раза. оценки фильтрационных параметров пластов при работе скважины не менее чем на трёх установившихся режимах.

 

 

 

 

 

 

 

Технические характеристики

Аппаратура ТМС ГДИС «Арлан» представляет собой комплекс, состоящей из: наземного регистратора с блоком сопряжения телеметрии или станции управления УЭЦН со встроенным наземным регистратором, блока погружного телеметрии, скважинных геофизических модулей (1-3 модулей) с встроенными модулями сопряжения телеметрии и кабельной оснастки (Рис.1).

Наземный регистратор с блоком сопряжения телеметрии обеспечивает питание от внешнего источника питания погружного блока и геофизических скважинных модулей по силовому кабелю ЭЦН, обеспечивает прием данных от погружного блока и геофизических скважинных модулей в реальном времени с частотой обновления 30-160 секунд по силовому кабелю ЭЦН, контроль сопротивления изоляции силового кабеля ЭЦН, архивацию и хранение в течении 45 суток полученных данных с возможностью передачи по интерфейсу RS232 или RS485 на внешние устройства, на Flash накопитель через стандартный USB порт или сервер данных по средствам GPRS или радио модема, визуализацию на люминесцентном дисплее физических величин измеряемых параметров.

Блок погружной телеметрии обеспечивает контроль температуры и давления масла в ПЭД, контроль температуры и давления на приеме насоса, уровень вибрации в ПЭД, телеметрию с геофизическими скважинными модулями, механическое сцепление подвески геофизических скважинных модулей, подключение к погружному электродвигателю.

Скважинный геофизический модуль с  терминалом сопряжения телеметрии типа «ПЛАСТ 85 ЭЦН; ПЛАСТ 42 ЭЦН» предназначен для геофизических  исследований многопластовых обсаженных скважин с установкой под ЭЦН в стационарных точках. Модуль обеспечивает измерение температуры, давления, оценки дебита, определение состава скважинного флюида.

 

Способ передачи геофизических и технологических  параметров от скважинной части телеметрии

Передача данных между геофизическими модулями и погружной телеметрией осуществляется по трехжильному или одножильному грузонесущему геофизическому кабелю по средствам цифрового кодированного сигнала.

Передача данных между погружной телеметрией и наземной частью телеметрии осуществляется по силовому кабелю УЭЦН по средствам цифрового кодированного сигнала.

 

Способ доставки скважинной части телеметрии

Сборка скважинной части телеметрии осуществляется непосредственно на скважине в виде гирлянды по базовым длинам относительно исследуемых объектов по средствам  кабельной оснастки, состоящей из геофизического грузонесущего кабеля и кабельных наконечников скважинных геофизических модулей. Спуск осуществляется по действующим регламентам и инструкциями «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ на  кабеле и проволоке в нефтяных и газовых скважинах» (РД153-39.0-072-01, Москва, 2001 г.) в соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03.

По завершению спуска геофизической части телеметрии кабельная оснастка  крепится к погружной части телеметрии ПЭД по средствам геофизического кабельного наконечника. Последующий спуск осуществляется по действующим регламентам по спуску подвески УЭЦН.

 

Способ размещения геофизических модулей в скважине

Геофизические модули устанавливаются в стационарной точке в кровле исследуемых объектов на заранее рассчитанную точку. Размещение модулей осуществляется в виде подвески на грузонесущем геофизическом кабеле по заранее рассчитанным длинам относительно глубины спуска УЭЦН и объектов исследования.

Монтаж скважинных геофизических приборов  к погружному модулю и между собой производится по средствам наконечников кабельных каротажных (ГОСТ 14213-89) и грузонесущего геофизического бронированного кабеля (стандарт ОСТ 153-39.1-005-00). 

 

Требование к скважине

  • минимальный общий дебит скважины не должен быть менее 12- 40 м3 в сутки;
  • обсадные колонны стальные различного диаметра с внутренним диаметром не менее 90 мм;
  • верхние интервалы должны быть перфорированы зарядами кумулятивного или сверлящего типа;
  • отсутствие изменений диаметра колонны в интервалах перфорации;
  • угол наклона не более 25° в интервале исследуемых объектов;
  • скважина должна быть промыта от механических осадков;
  • должно быть произведено шаблонирование обсадной колонны  до нижнего интервала перфорации шаблоном диаметром не менее 90 мм.

 

Требование к заказчику при проведении работ

  • предоставить геолого-техническую информацию по исследуемой скважине;
  • организовать монтаж погружного блока БП 103Д к ПЭД ЭЦН на базе  по подготовке погружного оборудования представителя заказчика, в присутствии представителя исполнителя;
  • предоставить доступ на скважину при подготовке и проведении работ;
  • предоставить время для ПЗР и монтажа скважинного геофизического прибора к подвеске ЭЦН;
  • по окончанию исследований предоставляет возможность для демонтажа  геофизического оборудования.

 

Техника безопасности

Производство работ по монтажу и спуску оборудования производится в соответствии с «Технической инструкцией по проведению геофизических исследований и работ на  кабеле и проволоке в нефтяных и газовых скважинах» (РД153-39.0-072-01, Москва, 2001 г.) в соответствии с правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности ПБ 08-624-03.

Скважинное оборудование рассчитано на эксплуатацию  в скважинах с агрессивной средой и выполнено из коррозионно-стойкого материала.

 

 

Состав одного ТМС ГДИС «Арлан» ОРД-2П-5Д-42\85 ЭЦН для исследования скважин оборудованных ЭЦН  с двумя  эксплуатируемыми горизонтами

Наименование изделия

Ед.

изм.

Кол.

Модуль скважинный геофизический «Пласт – 85-ЭЦН»

шт.

2

АСПТ-ДМ 

шт.

1

Блок погружной БП-103Д1-320-В2-Т2М

шт.

1

Опора подшипника ОП-117-02

шт.

1

Наконечники кабельные НКБЦ3-36

шт.

4

Комплект для монтажа кабельной оснастки

шт.

2

Кабель каротажный геофизический КГ 3х0,5-35-90 Оа.

м.

500

Общие требования к погружному оборудованию

АСПТ-Д представляет собой законченное изделие в виде шкафа, внешний вид и габариты которого указаны в приложении А. АСПТ-Д предназначен для работы совместно с любой станцией управления УЭЦН.

При монтаже используется питание от СУ 220 вольт, и средняя точка силового трансформатора «0 ТМПН».

 Монтаж цепи «0 ТМПН» вести жилой кабеля питания УЭЦН. Один конец жилы кабеля зажать на клемме «0 ТМПН» трансформатора, другой конец, провести через сальник шкафа (см. приложение А и В) и зажать на клемме с маркировкой «0 ТМПН».

 

Требования к станции управления

К СУ прямого пуска требований нет, за исключением того что «0 ТМПН» будет использован только для АСПТ-Д.

К СУ с частотным управлением обязательно наличие выходного фильтра (синусоидального) и так же «0 ТМПН» будет использован только для АСПТ-Д.

Параметры ПЭД передаются в контроллер СУ через RS232 или RS485.

 

Требования к ПЭД.

Для отечественных ПЭД требование:

  • вывод средней точки в низ ПЭД,
  • диаметр ПЭД 117мм.

Для установки погружной телеметрии на импортный ПЭД необходимо знать размеры верхней резьбы корпуса 19, и размер вала ПЭД под втулку 16.


Сертификат