Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более пластов одной скважиной



Большинство нефтяных и газовых месторождений как у нас в стране, так и за рубежом являются многопластовыми. При этом несколько продуктивных пластов располагаются поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сетками скважин, пробуренными на каждый отдельный пласт, с точки зрения рациональной разработки, является наиболее предпочтительной. Однако опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений уходит на бурение скважин. Поэтому разработка многопластовых месторождений самостоятельными сетками скважин на каждый пласт требует огромных капитальных затрат и не всегда экономически и технологически оправдана. В этой связи часто при разработке многопластовых месторождений объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект, что позволяет сокращать сроки разработки месторождения, уменьшать капитальные вложения на бурение скважин и обустройство месторождений и т.д. В то же время одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной (ОРЭ). В зависимости от конкретных геолого-технических условий разработки залежей, технических и эксплуатационных характеристик скважин применяется одна из имеющихся в настоящее время схем ОРЭ. Обязательные требования ко всем схемам ОРЭ - возможность раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, замера дебитов нефти каждого пласта в отдельности, а также раздельного замера каждого пласта на обводненность, газосодержание и исследование каждого пласта на приток нефти и газа.

При принятии решения об использовании метода ОРЭ учитывается степень выработанности запасов, близость контура нефтеносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их непроницаемых пропластков, состояние эксплуатационной колонны скважин и т.д.

При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-компрессорных труб, которые спускают параллельно или концентрично. При одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов разработка пластов может вестись по следующим схемам: фонтан-фонтан; фонтан-насос; фонтан-газлифт; фонтан-закачка; газлифт-насос; газлифт-газлифт; газлифт-закачка; насос-насос; насос-закачка; закачка-закачка. По таким же схемам можно осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяных и нагнетательных скважин с внутрискважинными перетоками газа или воды из одного эксплуатационного пласта в другие.

Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.

На рис. 109 изображены несколько схем (а, б, в) оборудования скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. В схеме а для эксплуатации верхнего пласта в скважину параллельно первой колонне 2 насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм спускают второй ряд насосно-компрессорных труб 3 диаметром 48 мм. С целью недопущения зацепления муфт при спускоподъемных операциях на них устанавливают предохранительные кольца 1, которые создают плавный переход от поверхности соединительных муфт к поверхности трубы.

Затем в скважину спускают хвостовик 9 диаметром 73 мм с седлом шарового клапана 10, пакером 8, гидравлическим якорем 6 и клапаном 5. В хвостовик устанавливают второй ряд труб 7 диаметром 48 мм с уплотнительным конусом, который садится в седло 4 верхнего конца хвостовика. Эта концентричная сборка спускается в скважину на НКТ диаметром 60 мм. По этим трубам поднимается продукция нижнего пласта.

Башмак второго ряда труб 3 (диаметром 48 мм) устанавливают над фильтром верхнего пласта. В эксплуатацию вводятся одновременно оба пласта. С этой целью в трубы диаметром 60 мм сбрасывается металлический шарик, который, дойдя до седла в конце муфты, отключает от него нижний пласт. Промывочная жидкость нагнетается в колонну НКТ 2, вытесняет из нее глинистый раствор через башмак трубы 7, проходит через перепускной клапан 5 во второй ряд НКТ 3 и поднимается на поверхность.

Если продуктивные пласты расположены на незначительном расстоянии друг от друга, то в этом случае нет необходимости спускать хвостовик 9 и гидравлический якорь 6, который препятствует смещению пакера 8 и труб 2 под действием большого давления в нижнем пласте. Устье скважины оборудуется специальной сдвоенной фонтанной арматурой тройникового типа с двухсторонними выкидными линиями для каждого пласта.

По схеме б скважина оборудуется для раздельной эксплуатации двух пластов для работы по схеме фонтан-насос со смешением продукции пластов в колонне насосно-компрессорных труб.

В нижней части насосно-компрессорных труб 5 устанавливается хвостовик, который состоит из двух концентрических рядов труб 9 и 10 диаметрами 73 и 48 мм с шаровым клапаном 13.

Для разобщения пластов на наружной колонне труб устанавливается пакер 12 шлипсового типа. Внутренний ряд труб подвешивается на конусной опоре 8. На трубах 5 монтируются замковая опора 6 для штангового насоса 7 и золотниковый клапан 3 для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта в насосные трубы. При спуске в скважину штангового насоса клапан 3 открывается с помощью специального захвата 4, установленного на штангах 2. При подъеме штангового насоса этот захват закрывает клапан 3. В скважину оборудование спускается на трубах 1 диаметром 89 мм. Устье скважины при этой схеме ОРЭ оборудуется фонтанной арматурой с сальниковым уплотнением полированного штока. Дебит фонтанного пласта регулируется диаметром отверстия штуцера. Оба пласта осваиваются одновременно до спуска в скважину насоса (при закрытом клапане 3). Промывочная жидкость подается в трубы, минуя башмак внутренней трубы 9, и далее по кольцевому пространству между внутренней и внешней трубами через перепускной клапан 11 попадает в эксплуатационную колонну скважины, движется к устью и вызывает фонтанирование верхнего пласта. Фонтанирование происходит через кольцевое пространство между обсадной колонной и трубами 1. При спуске насоса 7 клапан 3 открывается и продукция обоих пластов поступает на поверхность по трубам 1.

По схеме в скважины оборудуются для раздельной эксплуатации двух пластов штанговыми насосными установками. Оборудование состоит из вставного насоса 8, специального насоса 3 с подвижным цилиндром колонны труб 2. Привод насосов осуществляется станком-качалкой через колонну штанг 1. Сначала в скважину спускают НКТ с пакером 9, якорем с замковой опорой верхнего насоса с муфтой 6, имеющей поперечные отверстия; вслед за этим на штангах спускают последовательно соединенные штанговые насосы. Опорный конус 5 верхнего насоса имеет продольные пазы, через которые проходит специальная штанга 4, передающая возвратно-поступательное движение от цилиндра верхнего насоса плунжеру нижнего насоса. Цанговое крепление 7 конуса и специальной штанги обеспечивает надежность посадки верхнего насоса. Из нижнего пласта продукция с помощью насоса 8 нагнетается в трубы через продольные пазы в опорном конусе верхнего насоса.

Продукция верхнего пласта поступает в плунжер верхнего насоса через систему совмещенных отверстий в муфте 6 и опорном конусе 5 и далее поднимается по тем же трубам 2. Если необходимо раздельно транспортировать продукцию обоих пластов на поверхность, то используют полые шланги, по которым поднимается продукция из верхнего пласта. Измерение дебита пластов производят с помощью отключения верхнего насоса, который приводится в действие при дополнительном опускании штанг с помощью удлинителя хода плунжера. На рис. 110 показана схема оборудования скважины для добычи нефти из пласта штанговой насосной установкой с одновременной закачкой воды через эту же скважину в другой продуктивный пласт для поддержания пластового давления.

Оборудование скважины состоит из колонны 89 мм НКТ 1, штангового глубинного насоса 2, колонны 73 мм НКТ 6, верхнего упорного пакера 5 и нижнего шлипсового пакера 7. Оба пакера соединены между собой 73 мм НКТ 6. Нижний пакер устанавливают между продуктивными пластами и закрепляют в эксплуатационной колонне 3 шлипсовыми клиновыми упорами. Верхний пакер устанавливают в скважине над фильтром верхнего нефтяного пласта. В корпусе верхнего пакера имеются два канала: центральный патрубок диаметром 42 мм и кольцевое пространство между сердечником пакера и центральным патрубком. Центральный канал через специальную муфту 4 соединен с затрубным пространством. Добыча нефти из одного пласта и одновременная закачка воды через эту же скважину в другой продуктивный пласт ведется следующим образом. Вода, нагнетаемая с поверхности в скважину, поступает между НКТ и эксплуатационной колонной до верхнего пакера и через муфту 4 протекает в центральный канал пакера и далее по НКТ 6 проходит через нижний пакер и затем в пласт. Для добычи нефти из верхнего пласта используют канал в корпусе пакера и кольцевое пространство между сердечником пакера и центральным патрубком, соединяющим НКТ с приемом глубинного штангового насоса. При подземном ремонте скважины, оборудованной вставным глубинный насосом, закачка воды в нижний пласт не останавливается. При эксплуатации многопластовых газовых месторождений нередко возникает необходимость раздельной эксплуатации пластов в связи с различием в них газа по качеству,

 
 

пластовых давлении и т.д. В одном из пластов может содержаться бессернистый газ, а в другом - газ с высоким содержанием сероводорода. В газовых скважинах раздельная эксплуатация двух пластов проводится по схеме фонтан-фонтан.

Кроме изложенных вариантов оборудования одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, имеются другие модификации для различных условий эксплуатации.


Глава XII




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.