1. 36
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И№8 • август 2009
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
Новый водяной датчик Accuwire
Transducer компании PPS Control,
предназначенный для использова-
ния на месторождениях, был недав-
но испытан в регионе Скалистых
Гор (Rocky Mountain Oilfield Testing
Center – RMOTC) на месторожде-
нии Типот Доум, известном также
под названием Навал Петролеум
Резерв (Naval Petroleum Reserve No.
3 – NPR-3), расположенном около
Каспера (шт. Вайоминг).
ВНЕДРЕНИЕ
Принимая во внимание, что
нефтяные скважины в основном
эксплуатируются методом механи-
зированной добычи, возникает не-
обходимость в упрощении контроля
и анализа скважинных параметров.
В апреле 2008 г. на испытательном
стенде RMOTC проводились четы-
рехдневные исследования. Несмо-
тря на то, что первичные испытания
уже были проведены, особенности
работы датчика в скважинных
условиях еще не были изучены. По
этой причине с целью лучшего по-
нимания его характеристик новое
устройство было испытано еще раз.
Результаты исследования подтвер-
дили преимущества новой системы,
которые еще предстоит оценить
операторам. Исследование
скважинного датчика было
очень важным решением с
точки зрения определения
его возможностей и харак-
теристик.
ИСПЫТАНИЯ НА
МЕСТОРОЖДЕНИИ
Цель проведения поле-
выхиспытанийзаключалась
в определении работоспо-
собности и характеристик
водяного скважинного
датчика, хотя новая техно-
КОНТРОЛЬ СОСТОЯНИЯ СКВАЖИНЫ
ПРИ ПОМОЩИ НОВОГО
ВОДЯНОГО ДАТЧИКА
D. Tunison, Rocky Mountain Oilfield Testing Center, B. Houghton, PPS Control
Новый датчик, благодаря которому определяется уровень скважинных флюидов, облегчает контроль
состояния скважины и увеличивает срок эксплуатации забойного насоса
логия может также использоваться
и в других целях. Менеджер про-
екта RMOTC после консультации
с PPS Control для моделирования
притока воды выбрал скважину
Рис. 1. Схема скважины Well 86-1-X-10
Порт для ESP
Колонна НКТ, 23
/8
″
Вода
Вода из резервуара, 500 брл
Кабель ESP
Устьевый колпак
Колонна НКТ, 23
/8
″
Кабель датчика
Обсадная колонна, 133
/8
″
Кабель двигателя
Насос
Двигатель, глубина 1050 фут
Пробка, 1158 фут
Проектная глубина, 1158 фут
Порт для кабеля датчика
Well 86-1-X-10 (рис. 1), пробурен-
ную на угольные пласты (coalbed
methane – СВМ) скважину глуби-
ной 1000 фут (1 фут = 0,3048 м).
Скважина была обсажена без
перфорирования и установки це-
ментной пробки на дне на глубине
1101 фут. Эта скважина большого
диаметра (133
/8
″) представляла со-
бой замкнутую систему для прове-
дения испытаний. С поверхности в
скважину закачивалась вода. Сква-
жина была закончена установкой
эксплуатационной колонной НКТ и
спуском погружного электронасоса
(electrical submersible pump – ESP).
Скважина была оснащена электри-
ческим кабелем для ESP. В скважину
также был спущен трос с закреплен-
ным на нем датчиком давления. Обо-
рудование устья состояло из подве-
ски НКТ, электрического кабеля для
датчика давления и сейсмического
кабеля. Система закачки воды вклю-
чала резервуар объемом 400 брл и
водяной насос. После закачки воды
уровень воды, давление и дебит кон-
тролировались. На рис. 2 показана
последовательность операций на
поверхности.
В эксплуатационной колонне
скважины диаметром 23
/8
″ на глуби-
не 900 фут был размещен Grundfos
ESP. Датчик давления был
установлен на 3 фут выше
ESP. Кабель Accuwire и дат-
чик был размещен в забое,
а электрооборудование –
на поверхности. С целью
корректировки уровня
воды в колонне, осущест-
влялся контроль глубины
воды. Флюиды выкачи-
вались из скважины при
помощи ESP и собирались
в резервуар, расположен-
ный на поверхности. До-
бываемые флюиды исполь-
Рис. 2. Схема процесса
Измерительные приборы
Перекачивающий насос
Клапан
Обсадная
колонна,
133
/8
″
Штуцер для
корректировки
нагнетания
МС-II, 1″
МС-II, 1″
Вода
Резервуар,
400 брл
Трехфазный насос с фланцем
на металлическом основании
(мощность 15 л. с.,
3600 об/мин, 480 В)
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»

2. 37№8 • август 2009
НЕФТЕГАЗОВЫЕ
Т Е Х Н О Л О Г И И
World Oil: ТЕХНОЛОГИИ RMOTC
зовались повторно для нагнетания
в скважину. Нагнетание и добыча
флюидов, а также противодавление
контролировались с целью поддер-
жания условий испытания.
В колонне НКТ с целью конт-
роля работоспособности нового
устройства был размещен сква-
жинный датчик давления. Новое
устройство было разработано по
принципу датчика значений сква-
жинного давления, но без электро-
ники. С помощью нового датчи-
ка изменения уровня флюидов в
скважине быстро определялись;
точность измерения составляла
±2 %. Для оптимизации проведения
операций проводилась калибровка.
Система Accuwire состоит из спе-
циального кабеля, размещаемого в
скважине и небольшого электрон-
ного контроллера, который может
быть установлен на поверхности
вместе с оборудованием для кон-
троля давления. Контроллер про-
изводит электрические импульсы,
которые направляются по кабелю в
скважину. Система определяет из-
менения по импедансу – измере-
нию сопротивления синусоидаль-
ной переменной. Данные об уровне
флюидов конвертируются в соот-
ветствии со стандартным процес-
сом контроля (мощность внешнего
устройства контроля составляет
4–20 мА). Данные об уровне флюи-
дов могут также читаться напрямую
с контроллера с использованием
последовательного интерфейса.
Обработку скважинных данных,
проступающих с контроллера, мож-
но осуществлять при помощи пер-
сонального компьютера (personal
computer – PC). Последовательный
интерфейс использует стандарты
Modbus protocol.
Испытания начались сразу после
установки системы. По мере изме-
нения в скважине уровня флюидов
было проведено сравнение нового
датчика и датчика скважинного дав-
ления. Это сравнение использова-
лось при калибровке, определении
линейности и других скважинных
параметров. Система функциони-
ровала очень хорошо. Для оптими-
зации скважинных параметров и
линейности была проведена кор-
ректировка уровня флюидов (при-
мерно на 2 %). Исследование дока-
зало эффективность технологии,
которая обеспечивала повышение
добычи и экономию затрат.
ВЫВОДЫ
Благодаря проведенным ис-
пытаниям повысилась точность
и надежность новой технологии.
Система обеспечивала высокую
эффективность проведения опе-
раций. Поскольку все электронное
оснащение датчиков находится на
поверхности, а не в скважине, тех-
ническое обслуживание и устра-
нение неполадок в значительной
степени облегчаются, кроме того,
это обеспечивает значительную
экономию средств. Затраты на сен-
сорный кабель также значительно
ниже, чем на кабель для датчика
скважинного давления. Использо-
вание датчика уровня скважинных
флюидов обеспечивает снижение
капитальных затрат и позволяет
оператору оценить продуктивность
развитых месторождений. В случае,
рассматриваемом в данной статье,
при помощи скважинного датчика
определяли объемы добычи метана
из угольных пластов, а также воз-
можность снижения капитальных
затрат. Новый датчик обеспечил
рабочие, точные и надежные дан-
ные о забойном давлении, которое
является одним из самых важных
скважинных параметров, замеря-
емых в процессе анализа. Данные
отправляются в систему контроля
PPS Control для обработки и кор-
ректировки.
Перевел Г. Кочетков
Doug Tunison (Д. Тьюнижн) имеет более чем
17-летний опыт работы на различных место-
рождениях. В настоящее время м-р Тьюнижн
занимает должность менеджера RMOTC. До
сотрудничества с RMOTC (в 1996 г.) он рабо-
тал в Civil Engineer Corps. М-р Тьюнижн имеет
степень бакалавра по технической физике от
университета в Канзасе и степень магистра по
нефтяным технологиям от техасского техниче-
ского университета.
Brian Houghton (Б.Хоттон)работаетвR&D-секторе
свыше 30 лет. В 1998 г. г-н Хоттон начал сотруд-
ничать с B H Consulting и затем в 2001 г. с PPS
Control. Г-н Хоттон получил степень бакалавра
и магистра по электрике в Государственном уни-
верситете Колорадо. Связаться с м-ром Хоттоном
можно по адресу: blh@ppscontrol.com.
НОВОСТИ О КОМПАНИЯХ
Международная компания Amec объявила о приобрете-
нии активов сервисной компании Performance Improvements
Group (PI) Ltd. PI –инженерно-консультационная компа-
ния, фокусирующая внимание на операциях в Северном
море. Число сотрудников компании составляет 120 человек.
Компания Amec на протяжении нескольких лет сотруднича-
ла с PI, реализуя проекты строительства газокомпрессорных
станций.
FMC Technologies Inc. планирует реализацию проекта
Roncador Module III размещения четырех подводных ма-
нифольдов для компании Petrobras. Компания поставит
шесть манифольдов для 12 подводных газонагнетательных
скважин. Манифольды также оснащены 12 подводными
контрольными модулями, обеспечивающими электроги-
дравлические функции для управления манифольдами и
подводной фонтанной арматурой.
Компания Modec объявила о начале добычи нефти с
FPSO Cidade de Niteroi MV18, арендованном компанией
Petrobras, (оператор – Modec). Это четвертое судно ком-
пании Modec, осуществляющее операции в Бразилии. Еще
одно FPSO (Cidade de Santos MV20), которое будет работать
в Уругвае, находится в процессе строительства
Компания Endress+Hauser в феврале 2009 г. открыла отде-
ление Endress+Hauser (Qatar) LLC в Доха (Катар). Специалисты
компании будут осуществлять услуги для отраслевых компа-
ниях, фокусируя внимание на капитальном ремонте, сдаче в
эксплуатацию и техническом обслуживании проектов.
Компания PetroSkills приобрела PetrEX International, спе-
циализирующуюся на оказании консультационных услуг и
разработке программ повышения квалификации в области
бурения.
КомпанияFlowserveCorp.объявилаозаключениисоглашенияс
S&AAbahsainCo.Ltd.Планируетсястроительствозаводапопроиз-
водствуконтрольных,шаровыхидругихтиповклапанов,электрон-
ных,пневматическихузловидругойаппаратурыдлянефтегазовой
отрасли. Новое совместное предприятие Flowserve/Abahsain Flow
ControlCompanyLtd.будетразмещеновАльКнобаре(Саудовская
Аравия).Такжепланируетсяпостроитьаналогичноепредприятие
вДамане.Сдачавэксплуатациюнамеченана2010г.
Copyright ОАО «ЦКБ «БИБКОМ» & ООО «Aгентство Kнига-Cервис»