Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Разработка конструкций струйных насосов идет по пути размещения силовых агрегатов в скважине (погружные агрегаты) и на поверхности. Применение погружных агрегатов ведет к уменьшению габаритов установки, снижению ее металлоемкости, повышению КПД. Однако помещение агрегата на устье создаст лучшие условия для контроля и регулирования, а также для использования давления столба жидкости в скважине в качестве части рабочего давления. Этим и объясняется тот факт, что преимущественное распространение получили установки с наземными силовыми агрегатами.

На рис. 4.16 приведен один из вариантов конструкции оборудования установок струйных насосов.

Рис. 4.16. Установка струйного насоса: 1 – пласт; 2 – забой скважины; 3 – пакер; 4 – струйный насос; 5 – сопло струйного насоса; 6 – манометр; 7 – манометр устьевой; 8 – сепаратор; 9 – задвижка; 10 – расходомер; 11 – байпасная линия; 12 – вентиль; 13 – дебитомер жидкости; 14 – поверхностный насос; 15 – влагомер; 16 – выкидная линия

151

elib.pstu.ru

Все схемы установки струйных насосов имеют определенные достоинства и недостатки: подъем жидкости по эксплуатационной колонне может привести к ее запарафинированию (при добыче высокопарафинистых нефтей), коррозионному и эрозионному ее разрушению; подача силовой жидкости по эксплуатационной колонне может вызвать разрушения последней вследствие создания критических давлений.

4.8. Одновременно-раздельная эксплуатация двух пластов в одной скважине

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) скважины – это эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной. Применяется для добычи нефти и газа, a также для закачки воды – при заводнении нефтяных пластов. B скважину спускают специальное оборудование, обеспечивающее транспортирование продукции каждого пласта на поверхность (или закачку c поверхности в каждый пласт) по самостоятельным каналам, независимое регулирование и отработку пластов, a также проведение исследований, операций по освоению и глушению каждого пласта, технологическое воздействие на его призабойную зону.

Одновременно-раздельная добыча нефти глубинно-насос- ным способом c использованием штанговых или электроцентробежных насосов осуществляется установками c параллельными рядами HKT (или один ряд HKT) по схемам c последовательно или параллельно соединенными насосами, a также c одним насосом (в зависимости от условий эксплуатации предусмотрены многочисленные модификации установок).

Преимущества ОРЭ:

• повышение нефтеотдачи и дебитов скважин за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев;

152

elib.pstu.ru

•увеличение степени охвата и интенсивность освоения многопластового месторождения, путем раздельного вовлечения в разработку отдельных тонких разнопроницаемых пла- стов-прослоев;

•сокращение капитальных вложений на бурение скважин;

•интенсификация процесса регулирования отборов и закачки во времени и по разрезу скважины;

•использование газа из газовой шапки или газовых пластов для организации бескомпрессорного (БКГ) или внутрискважинного газлифта (ВСГ).

Недостатки ОРЭ:

•сложность подбора обрудования, его монтажа и демон-

тажа;

•сложность обработки призабойных зон скважины и определения дебита (приемистости) каждого эксплуатируемого объекта;

•необходимость остановки эксплуатации всех объектов при проведении ремонтных работ на одном из них.

Оборудование для ОРЭ. Внешний вид и схема двухлифтовой установки для ОРЭ с цепным приводом приведены на рис. 4.17. Жидкость из каждого продуктивного пласта поступает по собственному каналу на поверхность.

В 2006 году в ОАО «АНК Башнефть» была разработана

ииспытана установка для ОРЭ в скважинах с эксплуатационной колонной диаметром не менее 168 мм. Схема установки представлена на рис. 4.18. Пласты разделяются пакером, через который пропускается хвостовик, в нем расположен глубинный прибор.

Для передачи информации от прибора к регистратору используется геофизический кабель. Для вывода кабеля используется арматура для УЭЦН с уплотнителем кабеля, изготовленным с отверстием под одну жилу.

Крепление кабеля к НКТ осуществляется с помощью укороченных клямс. Для замера параметров работы нижнего

153

elib.pstu.ru

клапанного узла, колонны полых штанг, устьевого разделительного узла, устьевой арматуры и серийного станка-качалки.

Жидкость из нижнего пласта по колонне полых штанг поступает через верхнюю муфту устьевого сальника на выход. Жидкость из верхнего пласта по колонне НКТ поднимается до нижнего выкидного патрубка устьевой арматуры. Замер подачи осуществляется в АГЗУ.

Рис. 4.19. Схема установки ОРЭ с применением полых штанг

156

elib.pstu.ru

Рассмотрим рабочий цикл работы насоса.

1.Подъем жидкости из нижнего пласта. При ходе штанги плунжера вверх в подплунжерном пространстве создается разрежение и открывается всасывающий клапан, происходит заполнение нижней полости насоса. При ходе вниз всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный, при этом за счет веса штанговой колонны происходит вытеснение жидкости в колонну полых штанг. Затем цикл повторяется.

2.Подъем жидкости из верхнего пласта. При ходе вниз открывается боковой всасывающий клапан и происходит заполнение пространства над плунжером. При ходе вверх боковой всасывающий клапан закрывается и открывается верхний

нагнетательный клапан, происходит нагнетание жидкости в колонну насосно-компрессорных труб. Герметизация верхней полости насоса обеспечивается использованием штока из нескольких плунжеров малого диаметра и цилиндра серийного штангового насоса.

Компоновка позволяет обеспечивать раздельную депрессию на пласт при одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной, при этом обеспечивается раздельный учет добычи жидкости по пластам (объектам).

В настоящее время схемы и оборудование для ОРЭ постоянно совершенствуются.

4.9. Обоснование способа эксплуатации

Под эксплуатацией скважины понимается процесс подъема продукции на поверхность за счет того или иного энергетического источника по возможности бесперебойно и с минимальными затратами трудовых и материальных ресурсов.

Предварительный выбор может быть произведен на основе практики эксплуатации добывающих скважин механизированным способом на различных месторождениях нашей страны.

157

elib.pstu.ru

Практикой эксплуатации установлено, что к низкодебитным относятся те, которые имеют дебит 3–5 м3/сут независимо от высоты подъема жидкости. Скважины с дебитом более 100 м3/сут относятся к высокодебитным. Остальные скважины, не попадающие в эти категории, относятся к среднедебитным. По высоте подъема жидкости все скважины делят на неглубокие – до 450 м, средней глубины – от 450 до 1350 м и глубокие – более 1350 м.

Выбор способа эксплуатации скважин представляет собой неопределенную задачу. Поэтому для определения способа эксплуатации применяют ранговый и экономический метод.

Ранговый метод в большинстве случаев дает один и тот же результат – наиболее эффективный способ эксплуатации УЭЦН, но этот метод не учитывает экономическую эффективность. Поэтому окончательно способ эксплуатации выбирается с учетом экономических показателей, исходя из условия получения наибольшей прибыли.

Области применения механизированных способов добычи нефти (технические возможности) показаны на рис. 4.20 [20].

Рис. 4.20. Области применения современных способов эксплуатации нефтедобывающих скважин

158

elib.pstu.ru

Вид (способ) механизированной эксплуатации скважины выбирается с учетом имеющегося на предприятии опыта и удельных затрат на подъем жидкости в скважине. Первоначально производится выбор способов эксплуатации исходя из технологических условий, а затем из оставшихся выбирается наиболее экономически целесообразный.

159

elib.pstu.ru

5. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Глушение скважины – прекращение притока пластового флюида из скважины путем закачки в нее специальной жидкости. Связано с искусственным повышением забойного давления до величин, превышающих пластовое. Глушение применяется в целях предупреждения открытого фонтанирования перед производством текущего, капитального ремонта или освоения скважин с помощью задавочной жидкости.

В качестве задавочной жидкости используют растворы технического хлористого натрия, хлористого кальция, хлористого магния и других солей, а также инвертно-эмульсионные, гидрофобные растворы (ИЭР, ГФР). Удельный вес и объем задавочной жидкости определяется конкретно для каждой скважины геологической службой.

Перед началом глушения нагнетательная линия должна быть опрессована на полуторакратное давление от ожидаемого рабочего. Башмак НКТ находится в непосредственной близости от интервала перфорации, поэтому жидкость замещается в скважине на глубину спуска НКТ. В случае, если в лифте НКТ есть отложения парафина или гидратов и восстановить циркуляцию не удается, жидкость закачивается в затрубное пространство скважины на максимальной скорости по возможности непрерывно. При этом давление закачки не должно превышать максимально допустимое на эксплуатационную колонну.

Скважина считается заглушенной и подготовленной к ремонту, если при сообщении трубного и затрубного пространства с атмосферой не наблюдается перелива жидкости.

При проведении глушения в зимнее время, чтобы предотвратить замерзание выкидных линий, их после глушения от скважины до замерной установки промывают дизтопливом или продувают воздухом. Выделяют два вида ремонта скважин: текущий и капитальный.

160

elib.pstu.ru