В ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» прошли испытания специальной системы погружной телеметрии серии РУМБ ТМС-Т, способной эффективно работать в условиях высоких температур. Они проводились на шести нефтедобывающих скважинах Лыаельской площади Ярегского месторождения.
Для извлечения высоковязкой нефти продуктивные пласты интенсивно прогреваются горячим паром. На сегодняшний день в этом направлении широкое применение нашла система телеметрии, способная работать при температурах от 140 до 160 градусов по Цельсию. Но иногда этого недостаточно. Например, при использовании технологии SAGD температура добываемого флюида может достигать 200 градусов. При таких температурах измерительные приборы могут выйти из строя, дать неточные показания. Но нефтяники ищут способы решения данного вопроса.
Как рассказал «СВ» ведущий инженер отдела добычи нефти и ремонта скважин ТПП «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтегаз» Руслан Бучак, ранее был разработан ряд модификаций системы с рабочей номинальной температурой до +150 и 180 С0. Испытываемая модификация рассчитана на температуру до +200 С0.
В состав системы погружной телеметрии входят наземный и погружной блоки. Последний предназначен для отслеживания текущих параметров погружного оборудования, а именно для контроля температуры масла погружного электродвигателя (ПЭД) и температуры обмоток ПЭД, температуры и гидравлического давления пластовой жидкости, амплитуды вибрации в зоне подвески погружной установки.
В погружном блоке плата процессора опрашивает датчики, преобразует их текущие параметры в цифровой код и передает данные в наземный блок телеметрии по цепи питания ПЭД. Плата защиты служит щитом от перенапряжения и внешних помех в цепи питания ПЭД, а также обеспечивает питанием остальные компоненты погружного блока.
– Испытуемая система показала высокую надежность, стабильность передаваемых показаний по измеряемым параметрам в условиях высоких температур в течение всего срока испытаний (технология SAGD), – подытожил Руслан Бучак.
Татьяна ГАВРИЛОВА
На снимке: скважина на Ярегском месторождении