книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

скважины, но обеспечивают подъем жидкости каждого пласта по отдельному каналу [7, 10, 11].

7.2. Схемы оборудования для одновременной раздельной эксплуатации

Схема «фонтан – фонтан» используется в период разработки месторождения, когда энергетические запасы пластов обеспечивают фонтанирование.

При использовании этой схемы продукция пластов может подниматься на поверхность по одному общему каналу либо по отдельным каналам, число которых должно быть равно числу эксплуатируемых пластов. В качестве каналов используются колонны НКТ, располагаемые в эксплуатационной колонне параллельно или концентрично.

Наиболее простая схема оборудования (рис. 7.1) включает пакер 8, устанавливаемый между продуктивными пластами 7 и 9, и колонну НКТ 5. Верхний пласт эксплуатируется по кольцевому каналу, образованному эксплуатационной колонной 6 и НКТ 5, а нижний – по колонне НКТ 5. Для установки и извлечения пакера используется колонна НКТ.

Фонтанная арматура, используемая в этом способе, имеет задвижки 1, 2 для сообщения с внутренними полостями колонн и штуцеры 3, 4 для регулирования режима отбора жидкости.

Для подъема пластовой жидкости по одной колонне НКТ используется схема с двумя пакерами, устанавливаемыми выше кровли каждого пласта. Жидкость поступает из пластов во внутреннюю полость колонны НКТ через обратные клапаны и штуцеры и, смешиваясь, поднимается на поверхность. Обратные клапаны исключают возможные перетоки из пласта в пласт, а штуцеры служат для регулирования отбора жидкости из каждого пласта.

Рис. 7.1. Схема раздельного отбора пластовой жидкости из двух пластов с применением одного пакера

111

Эксплуатация двух пластов по этой схеме позволяет использовать энергию высоконапорных пластов для интенсификации добычи из низконапорных (рис. 7.2). Пакер устанавливается на колонне НКТ между насосами. Выше него устанавливается струйный насос, в котором для откачки жидкости из верхнего I низконапорного пласта используется кинетическая энергия струи пластовой жидкости, вытекающей из нижнего II высоконапорного пласта.

Рис. 7.2. Схема струйного насоса в скважине

В зависимости от взаимного расположения высоконапорного и низконапорного пластов применяют инжекторы, работающие на прямой или обратной схеме.

Известна схема с использованием двух концентрично расположенных колонн НКТ (рис. 7.3). При этом в скважину опускают два ряда НКТ: первый ряд 2 до забоя скважины, второй 3 – до кровли верхнего пласта. Один пакер 5 устанавливают между эксплуатационной колонной 1 и наружным рядом НКТ, второй 4 – между наружным и внутренним рядами НКТ. Наружный ряд 2 перфорирован у нижнего II и верхнего I пластов.

При эксплуатации пластовая жидкость поднимается из нижнего пласта по внутренней полости внутреннего ряда НКТ, а из верхнего пласта – по кольцевому каналу между наружной и внутренней колоннами.

При использовании схемы с применением параллельных рядов НКТ на более длинной колонне устанавливается пакер, изолирующий нижний пласт от верхнего. Вторая колонна спускается параллельно, и ее башмак располагается выше пакера в зоне перфорации верхнего пласта. Аналогичным образом может быть реализована схема раздельного отбора пластовой жидкости для трех пластов и более (рис. 7.4). При этом в скважину спускается число колонн 5 соответственно числу эксплуатируемых пластов, разделяемых пакерами 6–11. В верхней части эксплуатационной колонны НКТ 1 могут фиксироваться цементными мостами 2, 3, 4.

Опыт эксплуатации скважин с использованием перечисленных схем показал, что:

–использование концентрически расположенных колонн резко усложняет глубинные исследования пласта, эксплуатируемого по кольцевому пространству, и удаление парафина; ухудшает условия фонтанирования, так как течение жидкости происходит по кольцевому каналу с высоким гидравлическим сопротивлением, увеличенным из-за наличия муфтовых соединений;

–применение концентрически расположенных колонн позволяет эксплуатировать пласты с использованием эксплуатационной колонны меньшего по сравнению с параллельными рядами колонн НКТ диаметра;

–использование в качестве канала кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ нежелательно, так как приводит к абразивному изнашиванию эксплуатационной колонны.

112

Рис. 7.3. Схема раздельного отбора нефти из двух пластов с применением концентрично расположенных колонн НКТ

Рис. 7.4. Схема раздельного отбора жидкости из пяти пластов

113

Схемы, в которые входит фонтанный и какой-либо механизированный способ добычи, используются в том случае, когда один из пластов не обладает достаточной энергией для фонтанирования, а поэтому приходится использовать один из механизированных способов.

Используются следующие варианты схем: «фонтан – штанговый насос (ШСН)», «ШСН – фонтан»; «фонтан – центробежный насос (ЭЦН)», «ЭЦН – фонтан»; «фонтан – гидропоршневой насос (ГПН)», «ГПН – фонтан». Кроме того, используются схемы «газлифт – фонтан» и «фонтан – газлифт».

При работе по схеме «насос – фонтан» в скважину на колонне труб спускается пакер, разобщающий верхний и нижний пласты. Жидкость из нижнего пласта поступает на прием скважинного насоса и поднимается по внутренней полости НКТ. Привод скважинного насоса осуществляется балансирным станком-качалкой. Пластовая жидкость из верхнего фонтанирующего пласта поднимается по кольцевому каналу, образованному эксплуатационной колонной и НКТ. Расход жидкости регулируется на устье штуцером.

При работе по схеме «фонтан – ЭЦН» или «ЭЦН – фонтан» внутрискважинное оборудование может компоноваться по рис. 7.5. В установке (см. рис. 7.5, а) ЭЦН имеет обычное исполнение, т.е. электродвигатель располагается ниже насоса. Насос вместе с электродвигателем находится в кожухе 6, в верхней части которого крепится распределитель 3, внутри которого на трубах 2 располагается плунжер с манжетными уплотнениями. Плунжер перемещается посредством гидроподъемника, установленного на устье скважины. При нижнем положении плунжера продукция нижнего пласта поступает по центральному каналу пакера 8 в НКТ 7, в кольцевой канал между кожухом и ЭЦН и через продольные каналы распределителя по кольцевому каналу между наружным 1 и внутренним 2 рядами НКТ подается на поверхность. Пластовая жидкость из верхнего пласта поступает через радиальное отверстие 5 на прием насоса и через центральный канал 4 распределителя подается по внутреннему ряду НКТ на поверхность. Распределитель 3 переключают при освоении нижнего пласта. При этом ЭЦН не работает, а жидкость из нижнего пласта поднимается по внутренней колонне НКТ.

При эксплуатации по схеме «ЭЦН – фонтан» (см. рис. 7.5, б) насос и протектор размещены под электродвигателем, и жидкость из нижнего пласта поступает на прием насоса. Выходя из него, жидкость по кольцевому пространству между кожухом и двигателем с протектором поступает во внутренний канал распределителя и поднимается на поверхность по внутренней колонне НКТ. Пластовая жидкость из верхнего пласта направляется к поверхности по кольцевому пространству между внутренними и наружными НКТ.

При использовании в качестве насоса гидропоршневой установки внутрискважинное оборудование может компоноваться по схеме (см. рис. 7.6, а). Пласты разобщаются пакером 5, установленным на колонне НКТ 1. Выше пакера колонна соединена с кожухом 3, внутри которого расположен гидропоршневой насос 4. В верхней части кожух соединен с колонной НКТ, по которой подается рабочая жидкость для привода насоса. Откачиваемая гидропоршневым насосом жидкость в смеси с рабочей жидкостью, поступающей из верхнего фонтанирующего пласта, поднимается по кольцевому пространству между колонной 2 и НКТ 1.

Для работы по обратной схеме используется оборудование, представленное на рис. 7.6, б. В этом случае пакер 5, разделяющий пласты, имеет межзонный клапан 7, через который пропущен хвостовик 6 гидропоршневого насоса 4. Рабочая жидкость подается к агрегату по внутренней колонне НКТ 2, а смесь ее с пластовой жидкостью поднимают насосом по кольцевому каналу между внутренним 2 и наружным 1 рядом НКТ. Продукция фонтанирующего пласта поднимается по колонне труб, спущенной параллельно концентрично расположенным НКТ.

114

Рис. 7.5. Схема оборудования для раздельного отбора нефти из двух пластов

Рис. 7.6. Схема оборудования для раздельного отбора нефти:

а – верхний пласт эксплуатируется по затрубному пространству; б – верхний пласт эксплуатируется по отдельной колонне НКТ

Схемы «механизированный способ – механизированный способ» применяют тогда, когда оба пласта требуют механизированной добычи, часто называют «насос – насос». Они наиболее сложны, так как требуют подвода энергии к двум насосам, что усложняет конструкцию оборудования и затрудняет подземный ремонт и исследование пластов.

115

Обычно применяется следующее сочетание внутрискважинного оборудования штанговых скважинных насосов, подвешенных на одной колонне штанг. Внутрискважинное оборудование (рис. 7.7) включает в себя колонну НКТ с пакером 3, установленным между продуктивными пластами 2 и 5. Выше и ниже пакера располагают скважинные насосы 1, 4, плунжеры которых приводятся в действие одной колонной штанг. Колонна штанг перемещается балансирным станком-качалкой.

Продукция нижнего пласта поступает на прием нижнего насоса и поднимается по внутренней полости НКТ через цилиндр и клапаны поршня верхнего насоса. Продукция верхнего пласта поступает на прием верхнего насоса и, смешиваясь в цилиндре с продукцией нижнего пласта, поднимается по колонне НКТ.

Диаметры насосов подбираются таким образом, чтобы площадь поперечного сечения плунжера верхнего насоса была больше и обеспечивала пропуск продукции нижнего и верхнего пластов.

Применяются также схемы «ШСН – ШСН» с параллельными рядами НКТ (рис. 7.8). Наземное оборудование состоит из балансирного станка-качалки со специальной головкой 1, на которой закреплены две канатные подвески 2, или же из двух балансирных станков-качалок с независимыми канатными подвесками и устьевого оборудования 3.

Подземное оборудование состоит из двух колонн НКТ 4, 5, одна из которых 4 несет скважинный насос 7 для эксплуатации нижнего пласта и пакер 8, вторая колонна НКТ 5 (или же колонна полых штанг) несет скважинный насос 6 для эксплуатации верхнего пласта. По сравнению с предыдущей эта схема позволяет эксплуатировать оба пласта независимо друг от друга, но имеет большую металлоемкость.

По аналогичным схемам может вестись раздельная эксплуатация трех пластов. В этом случае два пласта эксплуатируются двумя последовательно установленными насосами, а третий – по параллельной колонне НКТ самостоятельным насосом.

Кроме того, известны схемы эксплуатации нескольких пластов одним скважинным насосом. В этом случае жидкость от каждого пласта поступает на прием насоса либо через специальные штуцеры, обеспечивающие ее отбор из всех пластов в необходимом соотношении, либо через распределительное устройство, управляемое за счет перемещения или поворота колонны НКТ, либо плунжером насоса, переключающим его через определенное количество ходов.

Раздельный отбор нефти ЭЦН, как правило, используется в тех случаях, когда возможный дебит жидкости из каждого пласта не менее 40–50 м3/сут. При меньших отборах экономически выгодно использовать ШСН.

Погружные центробежные агрегаты разработаны для эксплуатации двух пластов, когда один из них фонтанирующий, а другой – насосный или когда оба пласта должны эксплуатироваться насосами.

При эксплуатации двух пластов насосами (рис. 7.9) жидкость из обоих ЭЦН проходит через регулятор отбора 3, где давление потоков жидкости выравнивается. Расход регулируется за счет смены дросселей, происходящей при подаче импульса давления в НКТ.

Расходомер 2 служит для замера дебита одного из пластов. Его показания в виде электрических сигналов передаются на поверхность по проводам, по которым определяют дебит жидкости из второго пласта. Свободный газ удаляется из жидкости, поступающей на прием ЭЦН через отверстие в якоре 1, и уходит в затрубное пространство НКТ.

Применение гидропоршневых насосов обеспечивает более широкие возможности одновременной эксплуатации пластов с различными параметрами.

При эксплуатации одним ГПН двух пластов (рис. 7.10) они разделяются пакером, снабженным межзонным клапаном. При эксплуатации нижнего пласта колонна НКТ вместе с ГПН спускается вниз, хвостовик открывает клапан, и насос отбирает жидкость из полости, расположенной под пакером. Эксплуатация верхнего пласта ведется при приподнятой колонне; в этом случае клапан закрыт и жидкость из полости, расположенной над пакером, отбирается ГПН. Рабочую жидкость к ГПН подводят по внутренней колонне НКТ, а отводят смесь пластовой и рабочей жидкости по кольцевому пространству между внутренними и наружными НКТ.

Устьевая арматура вместе с двумя концентрически расположенными колоннами НКТ устанавливается на устье с помощью гидравлических домкратов. Последние поднимают и опускают колонны и ГПН при эксплуатации то верхнего, то нижнего пласта.

Независимый отбор продукции с отводом газа из двух пластов обеспечивается реализацией схемы с использованием двух независимых ГПНА.

В этом случае в скважину по двум параллельным колоннам НКТ спускают два ГПН. Внутри каждой колонны концентрично расположена колонна НКТ для подвода рабочей жидкости к агрегату. Для отвода газа нижнего пласта спускается отдельная колонна НКТ малого диаметра. Пакер разделяет верхний и нижний пласты. Через него пропущены трубы для отвода газа и подачи пластовой жидкости на прием агрегата. Подача рабочей жидкости и отвод смеси пластовой и рабочей жидкости осуществляются для каждого агрегата независимо друг от друга.

117

Рис. 7.10. Схема оборудования при попеременном отборе жидкости из двух пластов гидропоршневым насосом: 1 – выкид отработавшей и добытой жидкости;

2 – гидравлический домкрат; 3 – выход газа; 4 – подвод рабочей жидкости; 5 – ГПН; 6 – пакер; 7 – хвостовик; 8 – межзонный клапан

Существует еще ряд схем для раздельной эксплуатации пластов с помощью ГПН. Общим для всех схем является предпочтительная область их применения в глубоких (до 2000–2400 м), имеющих искривление или наклонно направленных скважинах [7].

7.3. Схемы оборудования для одновременной раздельной закачки воды

Одной из основных задач при разработке многопластовых нефтяных месторождений является обеспечение дифференцированной закачки воды в пласты, что обусловлено их различной проницаемостью. Для вовлечения слабопроницаемых пластов в разработку необходимо также регулировать перепады давления в каждом пласте отдельно.

Опыт поддержания пластового давления показывает, что оборудование для раздельной закачки должно обеспечивать требуемые режимы в условиях, когда пласты с различной проницаемостью расположены в произвольном порядке; давления нагнетаемой в них жидкости отличаются в несколько раз; скважины должны ремонтироваться без подъема НКТ; металлоемкость оборудования должна быть минимальной; должна быть обеспечена возможность опрессовки элементов

118

внутрискважинного оборудования, а также проведения исследований по каждому пласту в отдельности.

Рассмотрим основные схемы оборудования для раздельной закачки воды в пласт. При расположении насосов, подающих жидкость в пласт, на поверхности схема для закачки воды в два пласта предусматривает применение одной колонны НКТ и

одного или двух пакеров.

Закачка воды идет по двум каналам – по колонне НКТ и кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной.

Для профилактических мероприятий предусматриваются муфты перекрестного течения и специальные промывочные клапаны. Иногда используют две колонны концентрично расположенных НКТ.

При разработке многопластовых месторождений необходимо раздельно закачивать воду в несколько пластов. При этом используют одну колонну НКТ с соответствующим числом пакеров. Между пакерами располагаются регуляторы расхода, которые устанавливаются в специальном кармане напротив каждого пласта. Монтируют и снимают регуляторы с помощью тросов в любой последовательности без прекращения закачки жидкости. Число пластов, в которые можно таким образом закачивать воду, не ограничено.

Расход воды в каждый пласт регулируется с помощью регулятора, представляющего собой либо саморегулирующийся дроссель переменного сопротивления, либо штуцер. При необходимости прекратить подачу в какой-либо пласт в регулятор устанавливается «глухой» штуцер.

Расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт, контролируется дистанционными глубинными расходомерами, опускаемыми на различную глубину.

Вряде случаев в качестве источника воды для закачки используется водоносный пласт, вскрываемый одной и той же скважиной. В том случае, если давление в водоносном пласте достаточно, колонну НКТ снабжают регулируемым штуцером, а между водоносным и нефтяным пластами устанавливается пакер. В тех случаях, когда давление в водоносном пласте недостаточно для закачки требуемого объема жидкости, на колонне НКТ может быть спущен ЭЦН, обеспечивающий создание необходимого перепада давлений.

Вряде случаев возникает необходимость в использовании одной и той же скважины и для закачки воды в один пласт, и для отбора нефти из другого пласта. Подобные условия могут возникать при различных коллекторских свойствах пластов, при которых для одного пласта с высокой проницаемостью фронт воды, вытесняющей нефть, уже подошел к скважине, а другой – пласт с низкой проницаемостью еще продолжает давать нефть.

Схема оборудования для эксплуатации подобных скважин в зависимости от их взаимного расположения предусматривает применение одного или двух пакеров.

При расположении продуктивного пласта сверху можно использовать два пакера (рис. 7.11, а). Верхний пакер отделяет затрубное пространство от нефтяного пласта, а нижний разобщает пласты. Закачиваемая жидкость поступает по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной через муфту перекрестного потока в концентрический патрубок, продолжение которого ниже второго пакера выполняет функции хвостовика. Отбираемая из верхнего пласта жидкость по той же муфте перекрестного тока подается в колонну НКТ и по ней поднимается на поверхность.

При расположении продуктивного пласта внизу схема оборудования упрощается (рис. 7.11, б) и включает колонну НКТ с одним пакером, разделяющим пласты. Нефть

из нижнего пласта поднимается по колонне НКТ, а закачиваемая вода идет по кольцевому пространству.

119

Рис. 7.11. Схема закачки воды и отбора нефти через одну скважину

При необходимости вести механизированный отбор пластовой жидкости может использоваться схема, включающая в себя показанное на рис. 7.11 внутрискважинное оборудование. При этом выше его в колонне НКТ устанавливается или ШСН, или ЭЦН, или ГПНА, обеспечивающий отбор жидкости из продуктивного пласта. В данной схеме пакеры снабжаются шлипсовыми механизмами, обеспечивающими восприятие осевых усилий.

Жидкость, поступающая из верхнего пласта по муфте перекрестного течения, отводится по трубе во внутреннюю полость колонны НКТ и поступает на прием скважинного насоса, выйдя из которого, поднимается по колонне НКТ. Закачиваемая жидкость по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной опускается вниз, попадает в кольцевое пространство между колонной НКТ и трубой и через муфту перекрестного потока направляется к нижнему пласту.

Применение подобных схем позволяет более оперативно проводить закачку воды и извлечение нефти из скважин, эксплуатирующихся на месторождениях с неоднородными свойствами пластов [7].

7.4. Оборудование для раздельной эксплуатации скважин и его расчет

Из описания схем раздельной эксплуатации следует, что в комплект оборудования входят: специальное устьевое оборудование (крестовики, планшайбы, узлы сальников, регуляторы расхода); внутрискважинное оборудование (промывочные клапаны, муфты перекрестного течения, уплотнения, пакеры, шлипсовые механизмы, обратные клапаны и т.п.).

Рассмотрим более подробно отдельные примеры конструкций этих элементов. При раздельной эксплуатации фонтанирующих пластов может использоваться

сдвоенная фонтанная арматура (рис. 7.12) тройникового типа. Над колонной головкой устанавливается трубная головка, состоящая из крестовины 9, к боковым фланцам которой присоединены задвижки 10. В верхнюю коническую расточку крестовины вставлены два конических трубодержателя 7 и 8, на которых подвешены параллельные колонны труб. Над крестовиной устанавливается двухпроходной переводник 6. К его верхнему фланцу крепится сдвоенная прямоточная задвижка 5. Для регулировки режима работы пластов служат устьевые штуцеры, устанавливаемые в двух струнных

120