Разработка месторождений СП «Вьетсовпетро» характеризуется снижением уровней отборов нефти и ростом обводненности продукции скважин. Увеличение обводненности продукции снижает добычные характеристики газлифтного подъемника, повышает забойное давление. Появление негерметичности внутрискважинного оборудования усугубляет ситуацию и приводит к снижению расходных характеристик работы скважин и увеличению потребления компримированного газа. Эффективность работы газлифтного подъемника зависит от многих факторов: схемы расстановки, давления срабатывания и размеров газлифтных клапанов, расхода компримированного газа, герметичности внутрискважинного оборудования (ВСО) и др. Со временем эксплуатации износ оборудования увеличивается, происходят нарушение герметичности ВСО, что приводит к пропускам газлифтного газа и снижению эффективности работы подъемника, вплоть до полной остановки скважины. Для восстановления работоспособности скважины необходимо проведение капитального ремонта с заменой ВСО, что в условиях шельфовых месторождений является высокозатратным мероприятием. Альтернативой замены ВСО для устранения негерметичности является применение специальных вставных изолирующих компоновок. Для проведения опытно-промысловых испытаний с целью устранения негерметичности элементов ВСО в скважинах месторождений СП «Вьетсовпетро» выбрана технология вставных изолирующих компоновок Tubing pack-off по совокупности следующих факторов: применимость оборудования в имеющихся геолого-физических условиях, простота и безопасность реализации, стоимость оборудования и сервисных услуг. Вставные изолирующие компоновки системы Tubing pack-off представляют собой модульные устройства, устанавливаемые в заданном интервале при помощи канатной техники, состоящие из отдельно настраиваемых конструкционных элементов, обеспечивающих герметичность изолируемого интервала с возможностью установки малогабаритной мандрели с газлифтным клапаном для заглубления точки ввода компримированного газа. Применение вставных изолирующих компоновок системы Tubing pack-off позволило увеличить текущие дебиты скважин за счет ликвидации негерметичности ВСО, кратно сократить затраты на капитальный ремонт скважин, повысить эффективность работы газлифтного подъемника и оптимизировать операционные затраты, сократив объем закачки компримированного газа. Сформулированы основные критерии применения системы Tubing pack-off для скважин месторождений СП «Вьетсовпетро», обозначены перспективы совершенствования технологий по диагностике работы газлифтных скважин месторождений компании.
Список литературы
1. Julian J.Y., Jackson J.C., White T.M. A History of Gas Lift Valve and Gas Lift Mandrel Damage and Subsequent Retrofit Gas Lift Straddle Installation in Alaska. SPE/ICoTA Coiled Tubing and Well Intervention Conference and Exhibition, 25-26 March, The Woodlands, Texas, USA. 2014 // SPE-168304-MS. - 2014. - https://doi.org/10.2118/168304-MS
2. Develop optimum gas lift methods to improve gas lift efficiency using gas lift pack-off, deep gas lift, and deep lift set / N. Lashari [et al.] // International Journal of Advanced Research in Engineering and Technology (IJARET). - 2020. - November. - V. 11. - Issue 11. - Р. 1096-1114. - Article ID: IJARET_11_11_100. - https://doi.org/10.34218/IJARET.11.11.2020.100
