Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

В современной добыче нефти и газа, необходимых для удовлетворения ряда человеческих потребностей, применяется бурение скважин, с помощью которых можно извлечь искомые вещества из их залежей в пластах. Эксплуатация нефтяной скважины может происходить различными способами, выбор которых зависит от характеристик горных пластов, в которых пробурена скважина, а также ее собственных свойств. На выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти и газа, степень обводненности, напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов.

Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа).

Фонтанный способ

Эксплуатация скважин

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости наверх по скважине, а также ряда других работ:

  • Регулировка режима функционирования.
  • Обеспечение работ по изучению скважины.
  • Устранение отложений смолы и парафинов.
  • Технологические мероприятия.
  • Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
  • Устранение пробок из песчаного материала.
  • Процесс глушения скважины, который проводится перед проведением ремонтных работ в стволе.
  • Защита от высокого давления и его перепадов.

Газлифтный способ

Рано или поздно энергия нефтяного пласта становится меньше, и поднятие жидкости или газа наверх становится невозможным. Для обеспечения дополнительной энергоподачи можно применять данный способ эксплуатации: газ с высоким коэффициентом давления позволяет увеличить приток. При этом способе подаваемый газ перемешивается с жидкостью в пластах, и смесь, которая получается от этого, имеет невысокую плотность. Снижение давления в забое позволяет увеличить приток нефти и газа и поднятие наверх по стволу скважины.

Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа можно отнести следующие качества:

  • Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать и проводить по мере надобности ремонтные работы.
  • Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
  • Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не зависит от глубины ствола или ширины колонны.
  • Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в скважину.
  • С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
  • Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и проще.

Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.

Насосная эксплуатация скважин

При этом способе эксплуатация нефтяной скважины может производиться при помощи различных типов оборудования. Для этого способа эксплуатации могут применяться следующие виды:

  • Штанговое глубинное оборудование.
  • Центробежный насос с электроприводом.
  • Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
  • Диафрагменное устройство.

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса

Чаще всего, чтобы добыть нефть и газ, используют штанговые насосы: они отличаются простой конструкцией, способны выкачивать большой объем жидкости и газа и довольно долговечны. Больше 50% всех современных нефтяных и газовых скважин обслуживается при помощи штанговых насосных станций. При этом способе эксплуатации такое оборудование можно отремонтировать в ходе эксплуатации, не отвозя его в специальный сервис, а для первичных моторов эксплуатируются все типы приводов. Штанговый насос может эксплуатироваться в сложных условиях, в том числе при наличии коррозийных жидкостей и песка. К минусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:

  • Невысокая подача.
  • Ограничение по спуску оборудования.
  • Ограничение по углу уклона ствола скважины.

При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:

  • Рама.
  • Четырехгранная пирамидообразная стойка.
  • Балансировочный элемент.
  • Траверса.
  • Редуктор с противовесными элементами.
  • Салазка поворотного типа.

Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

Эксплуатация скважин Центробежный насос с электрическим приводом – устройство, которое распространено не так хорошо, как предыдущая разновидность, однако отличается внушительными показателями по количеству получаемой нефти и газа. Свыше 80% общего объема добычи нефти и газа по стране приходится именно на скважины с таким оборудованием. Такой насос представляет собой удлиненную конструкцию небольшого диаметра, которая способна функционировать в агрессивных средах. В состав насоса входит погружной аппарат, линия кабеля, НКТ, оборудование, которое устанавливается для устья, а также наземная техника для управления.

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

  • Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
  • Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
  • Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
  • Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

  • Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
  • Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.

Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления.

Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.

Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:

  • Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
  • Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
  • Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
  • Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
  • Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
  • Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.

Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.

Читайте также:

Добыча нефти. Способы эксплуатации скважин

Эксплуатация скважин

Как известно, в стволе скважины всегда присутствует жидкость. На этапе бурения скважины – это буровой раствор. По окончании бурения его, как правило, замещают технической водой. А в результате мероприятий по освоению скважины ствол заполняется пластовой жидкостью (нефтью или нефтью с водой). Таким образом, как я уже сказал, в стволе скважины всегда присутствует столб жидкости.

Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины. которое описывается известным уравнением:

P — гидростатическое давление;
ρ — плотность жидкости;
g — ускорение свободного падения;
h — высота столба жидкости

Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины .

Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины .

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h ). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем .

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность носят общее название механизированная добыча .

Фонтанный способ эксплуатации скважины

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Этот способ является наиболее экономичным, так как не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости на поверхность. Кроме того при этом способе не требуется закупка дорогостоящего оборудования, требующего к тому же регулярного обслуживания.

Эксплуатация скважин

Оборудование фонтанных скважин состоит из колонной головки, фонтанной арматуры и выкидной линии. Это оборудование относится к наземному. Подземное оборудование состоит из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), которые, как правило, спускают до глубины верхних дыр перфорации.

Эксплуатация скважин

Рисунок 1. Устьевая арматура фонтанной скважины

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях.

Газлифтный способ эксплуатации скважины

Газлифтная эксплуатация является продолжением фонтанной эксплуатации, когда пластовая энергия уменьшается настолько, что подъем жидкости на поверхность ею не обеспечивается и возникает необходимость в дополнительной энергии. В качестве дополнительной энергии используется газ высокого давления.

В результате смешивания дополнительно поступающего в скважину газа с пластовой жидкостью образуется газожидкостная смесь пониженной плотностью, что снижает давление на забое скважины. Пониженное забойное давление обеспечивает приток продукции из пласта и подъем газожидкостной смеси на поверхность.

Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный газлифт. Если для сжатия газа до необходимого давления и закачки его в скважину применяются компрессоры, то соответственно такой способ эксплуатации называется компрессорным газлифтом. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом .

Преимущества газлифтной эксплуатации:

  • все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;
  • простота конструкций оборудования;
  • возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;
  • простое регулирование дебита нефти скважины (увеличивая или уменьшая подачу газа в скважину);
  • возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;
  • простота исследования скважин.

Недостатки газлифтной эксплуатации:

  • необходимость частой замены НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;
  • низкий КПД подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%);
  • большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;
  • большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.

Насосные способы эксплуатации скважин

Существуют следующие виды насосной эксплуатации скважин:

  • установкой штангового глубинного насоса (УШГН);
  • установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН);
  • установкой штангового (либо электропогружного) винтового насоса (УШВН, УЭВН);
  • установкой электродиафрагменного насоса (УЭДН) и др.

4. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

4.1 Фонтанный способ эксплуатации скважин

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залеживелико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин.

В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность.

Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное).

4.1.1 Скважинное (подземное) оборудование

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его может не хватить для 200 миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 ¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) с условными размерами (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5 ÷ 10 м.

Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

Эксплуатация скважин

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов путем дострела новых пластов на существующих скважинах. При этом, как правило, не удается достигнуть заданного коэффициента извлечения нефти (КИН) и суммы потенциальных возможностей каждого из эксплуатационного объекта и суммарное значение дебитов значительно меньше (на 20-40%).

При разработке неоднородных по проницаемости и нефтенасыщенности продуктивных горизонтов происходит опережающее обводнение высокопроницаемых и водонасыщенных нефтяных пластов (прослоев) и участков эксплуатационного объекта и частичное или полное «отключение» из процесса выработки средне — и низкопроницаемых прослоев. Вероятность «отключения» прослоев тем выше, чем ниже гидродинамическая связь между высокопроницаемыми и низкопроницаемыми пластами на площади залежи, выше разница в проницаемости слагающих разрез пластов, меньше песчанистость разреза, а так же эффективная толщина низкопроницаемых тонкослоистых прослоев. На залежах с такими продуктивными горизонтами имеется необходимость в массовом применении предлагаемой технологии ОРРНЭО с целью выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин: и профиля притока в добывающих скважинах (интенсификации процесса выработки запасов нефти из низкопроницаемых пластов).

Общие принципы раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. Решать эту задачу обычно приходится на первых стадиях разработки, а иногда и на стадии разведки или опытной эксплуатации месторождения, когда информация о геологическом его строении ограничена, вследствие малого числа скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, участии отдельных прослоев в процессе разработки, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Такие явления легко обнаруживаются при снятии профилей притоки скважинными дебитомерами. Поглощение происходит вследствие того, что в разных пластах существует разное давление в результате наличия или отсутствия связи их с нагнетательными скважинами. Лишь сильным понижением забойных давлений удается отбирать жидкость из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает большим начальным напряжением сдвига. В этом случае депрессии на такие пласты будут различны, а следовательно, и доля их участия в процессе разработки будет неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Но это не снимает вопроса о целесообразности раздельных эксплуатации или закачки воды в разные пласты через одну скважину.

С этой целью на первых этапах развития технологии раздельной эксплуатации предлагались и осуществлялись проекты многорядных скважин. При этом в один пробуренный ствол увеличенного диаметра спускались две или три малогабаритные обсадные колонны, которые цементировались и перфорировались каждая против своего пласта с помощью направленной перфорации для предотвращения прострела соседней колонны. Это оказалось возможным при малых глубинах залегания пластов и вызывало существенные осложнения при последующей их эксплуатации, ремонтных работах и т. д. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для раздельной эксплуатации пластов через одну скважину должно допускать:

— создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

— измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

— получение на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

— исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

— ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

— регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

— работы по вызову притока и освоению скважины.

Другими словами, технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.

1. Оба пласта фонтанным способом.

2. Один пласт фонтанным, другой — механизированным способом.

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос — фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан — фонтан; фонтан — газлифт; газлифт — фонтан; насос — фонтан; фонтан — насос; насос — газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Раздельная эксплуатация трех пластов через одну скважину возможна только в особых наиболее простых случаях и поэтому применяется крайне редко. скважина нефтяной пласт

Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

Наиболее простой схемой оборудования скважины для одновременной эксплуатации двух пластов одной скважиной является система с двумя параллельными рядами НКТ 2 (рисунок 3.1), работающая по схеме фонтан — фонтан. Один ряд труб имеет на конце пакер 1, устанавливаемый в промежутке между двумя пластами. На колонне НКТ, эксплуатирующей нижний пласт, устанавливаются малогабаритные пусковые клапаны 3 с принудительным открытием.

1 — пакер; 2 — НКТ; 3 — пусковые клапаны; 4 — клапаны; 5 — тройник; 6 — двухрядный сальник.

Рисунок 3.1 — Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов с двумя параллельными рядами труб по схеме «фонтан — фонтан»

В НКТ, по которым поступает продукция верхнего пласта, также устанавливаются клапаны 4 специальной конструкции, которые открывают принудительно с поверхности спуском в НКТ оправки на проволоке, отжимающей пружинные клапаны для впуска газа из обсадной колонны. Оборудование устья состоит из тройника 5 для сообщения с пространством обсадной колонны и планшайбы, на которой подвешиваются оба ряда НКТ и уплотняются двухрядным сальником 6. Продукция из каждого пласта поступает на поверхность без смешивания и через тройники 7 отводится в нефтесборную сеть. Оба пласта осваиваются закачкой газа в обсадную колонну через тройник 5, причем освоение можно проводить раздельно. После перехода на нормальный режим фонтанирования подача газа в колонну прекращается. Борьба с отложениями парафина может осуществляться закачкой пара в пространство обсадной колонны от передвижной паровой установки (ППУ) или с малогабаритными скребками, спускаемыми на проволоке через лубрикатор с помощью автоматической лебедки. Работа обоих пластов регулируется, как обычно, сменой штуцеров на арматуре устья.

При спуске двух параллельных рядов труб с использованием оборудования, показанного на рисунке 3.1, можно осуществить раздельную эксплуатацию двух пластов по схемам фонтан-насос или насос-фонтан. В этом случае одна из колонн НКТ, предназначенная для эксплуатации верхнего или нижнего пласта с помощью ШСН, берется большего диаметра, допускающего спуск в них вставного насоса. Сначала спускается колонна НКТ, предназначенная для эксплуатации нижнего пласта с разделительным пакером для изоляции пластов друг от друга. Затем спускается вторая колонна. На колонне НКТ, предназначенной для фонтанной эксплуатации, устанавливаются шариковые малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытием с поверхности с помощью оправки, спускаемой на проволоке через лубрикатор. На второй колонне НКТ большего диаметра, предназначенной для насосной эксплуатации на заранее определенной глубине, устанавливается замковая опора для посадки на нее вставного насоса, спускаемого на штангах. Для того чтобы при спуске или подъеме колонны НКТ не происходило зацепление муфт, над последними устанавливаются конические кольца (по одному кольцу над каждой муфтой обоих колонн). На устье скважины специальная арматура должна обеспечивать выход продукции пласта, эксплуатируемого фонтанным способом, и установку тройника и сальника для полированного штока штанговой насосной установки, эксплуатирующей второй пласт. Борьба с отложениями парафина проводится при этой схеме, как обычно: в фонтанной колонне — малогабаритными скребками, а в насосной колонне — с помощью установки на штангах пластинчатых скребков и штанговращателя. Пласты при работе по схеме фонтан-насос исследуют следующим образом: нижний пласт, фонтанный — малогабаритным манометром, спускаемым на проволоке в НКТ, а изменение отбора достигается сменой штуцеров; верхний пласт, насосный — с помощью эхолота. При этом отбор регулируется изменением режима откачки, т.е. длины хода или числа качаний станка-качалки. При работе по схеме насос-фонтан измерение динамического уровня нижнего, насосного пласта становится невозможным, так как он перекрывается пакером. Таким образом, исследование нижнего пласта может ограничиваться только получением зависимостей подачи насоса от длины хода или числа качаний. Построение индикаторной линии исключается из-за невозможности измерения забойных давлений. Исследование верхнего, фонтанного пласта осуществимо в полном объеме обычными способами, так как доступ к верхнему пласту через фонтанные трубы открыт.

Применение описанных установок ограничено трудностями спуска двух параллельных рядов труб, герметизации устья, отсутствием выхода отсепарированного подпакерного газа при работе по схеме насос — фонтан и необходимостью его пропуска через насос, а также малыми габаритами обсадных колонн. Однако установки подобного типа обладают важным достоинством — наличием раздельных каналов для продукции обоих пластов. Это может иметь решающее значение при эксплуатации двух пластов, когда один из них дает сернистую нефть, которую, как правило, собирают, транспортируют и перерабатывают отдельно, без смешивания с обычными парафинистыми или масляными нефтями.

Сложнее установки для раздельной эксплуатации, в которых используют погружной центробежный электронасос (рисунок 3.2). Подземное оборудование состоит из пакера 1, устанавливаемого в промежутке между двумя пластами, центробежного насоса 2, заключенного в специальный кожух 3 для перевода жидкости нижнего пласта из-под пакера к приемной сетке ПЦЭН, находящейся над электродвигателем и гидрозащитным устройством насоса; разобщителя 4, позволяющего с помощью плунжера 5 сообщать межтрубное пространство скважины с внутренней полостью НКТ. Жидкость нижнего пласта через пакер поднимается по кольцевому зазору между кожухом 3 и насосом 2, охлаждает при этом электродвигатель и попадает по каналу в переводнике на прием центробежного насоса, расположенного выше переводника кожуха. Далее, минуя обратный клапан и разобщитель 4, жидкость нижнего пласта попадает в НКТ. Жидкость верхнего, фонтанного пласта проходит по кольцевому зазору между обсадной колонной и кожухом ПЦЭН, достигает разобщителя 4 и через боковое отверстие в разобщителе и плунжере 5 попадает в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов выше разобщителя смешиваются и поднимаются по НКТ. Разобщитель 4 имеет сменный плунжер 5, в котором заблаговременно устанавливается штуцер заданного размера, зависящий от установленной нормы отбора жидкости из верхнего фонтанного пласта.

1- пакер; 2 — центробежный насос; 3 — кожух; 4 — разобщитель; 5 — плунжер; 6 — трубный якорь; 7 — НКТ; 8 — электрокабель; 9 — фонтанная арматура

Рисунок 3.2 — Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов типа «насос — фонтан» с применением ПЦЭН

Плунжер 5 спускается в НКТ на обычной скребковой проводке через лубрикатор с помощью ловильного или посадочного приспособления. Наличие двух обратных клапанов (один под пакером, второй над ПЦЭН) и разобщителя 4 позволяет осуществлять промывку либо через межтрубное пространство в НКТ, либо через НКТ в межтрубное пространство (прямую или обратную) и, таким образом, осваивать верхний пласт. После освоения фонтанного пласта, установления его режима работы и спуска плунжера 5 с соответствующим штуцером осваивается нижний пласт запуском насоса.

Описанное подземное оборудование спускается в скважину на НКТ и подвешивается в обсадной колонне на специальном плашечном трубном якоре 6, в котором предусмотрен проход для электрокабеля 8. Трубный якорь 6 воспринимает нагрузку от веса НКТ 7 и не передает ее на подвешенное насосное оборудование благодаря подвижному сальниковому сочленению нижней и верхней частей НКТ в якоре 6. На устье скважины устанавливается обычная фонтанная арматура 9 и станция управления ПЦЭН-10 с автотрансформатором П. Установка не позволяет исследовать скважину традиционными способами. Однако допускает обычное измерение манометром давления в НКТ над разобщителем 4. Зная это давление и потери давления в штуцере плунжера 5 (по результатам его тарировки), можно косвенно определить давление против верхнего, фонтанного пласта. Сменой штуцеров и повторными измерениями давления над разобщителем можно получить зависимость изменения суммарного дебита обоих пластов от забойного давления верхнего, фонтанного пласта. Однако такая информация не позволяет построить индикаторные линии для обоих пластов. Благодаря наличию одного канала для движения жидкости довольно просто решается проблема борьбы с отложениями парафина. С этой целью могут быть применены либо остеклованные трубы, либо другие методы очистки парафиновых отложений. При работе по схеме фонтан — насос (рисунок 3.3) пласты.

1 — пакер; 2 — ПЭД; 4 — разобщитель; 5 — ПЦЭН; 6 — трубный якорь; 7 — НКТ; 8 — кабель; 9 — арматура; 10 — станция управления; 11 — автотрансформатор

Рисунок 3.3. — Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов типа «фонтан — насос» с применением ПЦЭН

Разобщаются пакером 1, который повернут резиновой манжетой вниз в сторону фонтанного пласта, имеющего большее давление. Это способствует самоуплотнению пакера. Вся сборка, состоящая из ПЭД 2, ПЦЭН 5, разобщителя 4 обводного канала 12, и трубного якоря 6, спускается в скважину на НКТ вместе с кабелем 8. Хвостовая часть сборки входит в канал пакера 1 и уплотняется там с помощью резиновых манжет. На поверхности, как обычно, устанавливается арматура 9, станция управления 10 и автотрансформатор 11.

В данной установке вместо кожуха используется обводная трубка 12 для прохода жидкости из нижнего, фонтанного пласта к штуцерному сменному плунжеру 5 в разобщителе 4. Жидкость из верхнего, насосного пласта по кольцевому зазору между обсадной колонной и корпусом ПЭД и ПЦЭН поднимается вверх и достигает приемной сетки насоса. Через обратный шариковый клапан жидкость подается в НКТ, минуя разобщитель 4. Выше разобщителя жидкости смешиваются. Над центробежным насосом снаружи НКТ устанавливается трубный якорь 6, воспринимающий нагрузку от веса труб 7 и передающий ее посредством шлипсового сцепления на обсадную колонну. В пакере разобщителя 1, в его нижней части имеется подпружиненный шариковый клапан, который при подъеме сборки освобождается хвостовиком и перекрывает доступ жидкости из нижнего, фонтанного пласта в скважину. Это позволяет ремонтировать без предварительного глушения скважины тяжелой жидкостью. В случае работы подобного оборудования по схеме насос — фонтан при подъеме оборудования возникает необходимость глушения верхнего, фонтанного пласта прямой или обратной промывкой скважины и закачкой в нее тяжелой жидкости. Жидкость при промывке циркулирует через боковое отверстие в разобщителе 4, которое всегда открыто для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта Поглощение промывочной жидкости нижним, насосным пластом предотвращается разделительным пакером и обратным клапаном в нижней его части, так как пакер при подъеме оборудования остается в скважине. Спуск и посадка разделительного пакера 1 проводится заблаговременно с помощью специального посадочного инструмента, спускаемого на НКТ.

Не менее сложны установки для раздельной эксплуатации обоих пластов штанговыми насосами. Специальными конструкторскими бюро и проектными институтами разработано много установок для раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Как правило, все эти конструкции основаны на принципе наиболее полного использования стандартного оборудования, вставных и невставных насосов, ПЦЭН и пр. при возможно малом добавлении специальных узлов и деталей Трудности с установкой или извлечением оборудования при ремонтных работах, прихваты пакеров, трудности при промывках

1 — нижний ШСН; 2 — пакер; 3 — верхний ШСН; 4 — посадочное устройство; 5- боковое отверстие; 6 — НКТ

а — установка типа УГР 1-В с отводом подпакерного газа; б — установка типа УГР 2-В без отвода подпакерного газа;

Рисунок 3.4 — Схемы установок для раздельной эксплуатации двух пластов типа «насос — насос» с применением ШСН.

для удаления механических осадков и солей, невозможность раздельного определения дебита каждого пласта и их исследования, сложности с отводом подпакерного газа для улучшения коэффициента наполнения и низкий коэффициент эксплуатации скважин с установленным оборудованием для раздельной эксплуатации привели к тому, что несмотря на большое число подобных конструкций на практике они не нашли широкого применения.

Откачка жидкости из каждого пласта по схеме ШСН-ШСН (рисунок 3.4) производится спаренными штанговыми насосами, подвижные части которых соединены специальной штангой. Оба насоса спускаются на одной колонне труб и приводятся в действие одной колонной штанг от станка-качалки. Нижний ШСН 1 забирает жидкость из-под пакера 2 из нижнего пласта и подает ее в пространство НКТ над верхним ШСН 3 через обводные каналы, имеющиеся в посадочном устройстве 4 верхнего ШСН Из верхнего пласта жидкость поступаем на прием верхнего насоса через боковое отверстие 5, имеющееся в посадочном устройстве 4. Жидкость из верхнего ШСН также подается в НКТ. Таким образом, жидкости обоих пластов смешиваются и подаются на поверхность по колонне НКТ. Пласты, как обычно, изолированы друг от друга разделительным пакером. Посадочное устройство верхнего ШСН может быть оборудовано каналами для отвода в затрубное пространство подпакерного газа из нижнего пласта. В этом случае в промежутке между насосами подвешивается дополнительная колонна НКТ 6. По межтрубному пространству, образованному этой дополнительной колонной, отсепарированный газ от приема нижнего насоса отводится в затрубное пространство через каналы посадочного устройства верхнего ШСН 4. Необходимость установки дополнительной колонны НКТ для отвода газа уменьшает размеры насоса при сохранении внешних габаритов оборудования. Другими словами, отвод подпакерного газа для увеличения коэффициента наполнения насоса достигается существенным усложнением конструкции и ущемлением его технологических возможностей (подачи). В подземное оборудование включают еще дополнительные устройства, такие как автосцеп для насосных штанг и плунжерные клапаны для слива жидкости из НКТ при их подъеме из скважины. Смещением штанг за пределы обычного их хода достигается перемещение плунжерного клапана сливного устройства, при этом боковые отверстия совмещаются, и жидкость из НКТ сливается через газоотводные каналы в посадочном устройстве верхнего ШСН в межтрубное пространство скважины. Во всех установках для раздельной эксплуатации скважин типа насос — насос (рис. 4, а и 4, б) нижние насосы вставные и подвешиваются на обычных замковых посадочных опорах, установленных в верхней части насосов. Верхние ШСН в установках также вставные с замковыми посадочными опорами в нижней части насосов.

Некоторые разновидности установок УГР типа насос — насос имеют верхние ШСН невставного типа, снабженные автосцепами штанг. Невставные ШСН позволяют увеличить диаметр рабочего плунжера и подачу насоса. Разработаны стандартные установки для раздельной эксплуатации скважин насосным способом типа УГР 1-В и УГРТ 1-В вставного исполнения с отводом газа (см. рис.4, а), накопившегося под разделительным пакером, и УГР 2-В и УГРТ 2-В вставного исполнения без отвода подпакерного газа (см. рис.4, б), а также УГР 1-Н и УГРТ 1-Н невставного исполнения с отводом подпакерного газа и УГР 2-Н и УГРТ 2-Н невставного исполнения без отвода подпакерного газа. Наземное оборудование при использовании установок типа УГР обычное. Это стандартное устьевое оборудование и станок-качалка соответствующей грузоподъемности. Очистка НКТ от парафина осуществляется с помощью пластинчатых скребков и штанговращателя с обязательным применением штангового вертлюжка в нижней части колонны штанг, так как вращение соединительной штанги между верхним и нижним ШСН недопустимо из-за конструктивных особенностей установки. Отложения парафина, если они неинтенсивные, можно ликвидировать с помощью прогрева верхней части НКТ паром от передвижной паровой установки (ППУ).

Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно. Разработаны конструкции подземного оборудования для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5) (рисунок 3.5) и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб 1 в скважину опускается шлипсовый пакер 3 специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3 имеет муфту перекрестного течения 2, подпружиненный промывочный клапан 9 и центральный патрубок 6, нижний конец которого пропущен через сальник 8.

Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания. По схеме предусматривается закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной муфты 2 и далее по центральному патрубку 6 пакера 3 передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан 9, который при этом закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4 между центральным патрубком и основной трубой в пакере и далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывочный клапан позволяет нагнетать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный канал 4 и отверстия 7, промоет фильтр нижнего пласта и далее через башмак 11 попадет под промывочный клапан 9. Если давление под клапаном 9 будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ промывочной воде в промывочный патрубок 6 и далее через каналы перекрестной муфты 2 в обсадную колонну. При этом одновременно будет происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной колонны 5 отключается от водовода и давление падает. Для того, чтобы промывочный клапан был закрыт при нормальной работе, необходимо в верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением. так как в этом случае давление над клапаном 9 будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана 9 и присоединить его к переводнику 10. При такой компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. Если в большинстве случаев 146-мм обсадная колонна обеспечивает нужную прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм, прочность на разрыв которой

1- НКТ; 2 — перекрёстная муфта; 3 — пакер; 4 — межтрубный канал; 5 — обсадная колонна; 6 — центальный патрубок; 7 — отверстия; 8 — сальник; 9 — клапан; 10 — переводник; 11 — башмак

Рисунок 3.5 — Схема оборудования для раздельной закачки воды в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5

Меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами, обращенными раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты манжеты на нее одевается предохранительный металлический кожух, который сбрасывается с нее давлением жидкости при опрессовке оборудования в скважине. Выше самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми манжетами, которые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, обеспечивая нормальную работу самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм похожа на ранее описанную. Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды с более высоким давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким давлением — в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.

Одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, при добыче нефти из скважины.

В 2003 году в ОАО «Татнефть» была разработана и внедрена однолифтовая штанговая технологическая схема для ОРЭ двух объектов, которую по разработанной классификации можно отнести к технологическим схемам с совместным подъёмом продукции и объёмным разделением режимов работы пласта. Внедрение этой установки стало началом создания ряда новых установок и широкого их применения ОРЭ в компании.

Схема содержит штанговый насос с дополнительным всасывающим клапаном, установленным на боковой поверхности цилиндра, и пакер, разделяющий пласты.

При движении плунжера вверх в цилиндр сначала поступает продукция нижнего пласта через основной всасывающий клапан, а после прохождения плунжером бокового клапана через него — продукция верхнего пласта. При этом давление на приёме насоса от верхнего пласта должно быть выше, чем от нижнего, это обеспечит закрытие основного всасывающего клапана. В ней боковой всасывающий клапан соединён каналом с подпакерной зоной, а основной сообщён с верхним пластом, т.е. боковой клапан всегда сообщают с областью более высокого давления на приёме насоса.

Одно лифтовая Двух лифтовая

По состоянию на 01.12.12. в ОАО «Татнефть» технология одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов внедрена на 864 скважинах. Суммарная дополнительная добыча по скважинам с ОРЭ, с начала эксплуатации установок, составила 2131913 тонн, средний прирост дебита по нефти на одну скважину, с начала эксплуатации установок, составил 3,7 т/сут.

В ОАО «Татнефть» Создана и доведена до промышленного применения простая установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов. Установка позволяет эксплуатировать каждый из объектов на своем заданном режиме (дебит, забойное давление), не разделяя продукции пластов при подъёме и транспорте. Многолетние промысловые исследования подтверждена работоспособность установки, а также возможность контроля и регулирования ее параметров.

Показатели внедрения установок по типам конструкций в ОАО «Татнефть» представлены в таблице:

Критерии подбора скважин для ОРЭ двух объектов

1. Скважина должна иметь 2 объекта эксплуатации или несколько, но которые можно объединить в два.

2. Пласты могут быть уже вскрыты либо вскрываются перед применением установки.

3. Одновременно — раздельно эксплуатировать объекты, которые запрещено теми или иными органами эксплуатировать совместно.

4. Присоединение к уже эксплуатируемому горизонту малопродуктивного, эксплуатация которого отдельной скважиной нерентабельна.

5. Присоединение к малопродуктивному пласту еще такого же.

6. Скважины с двумя объектами, которые работают с дебитом меньшим ожидаемой суммы дебитов объектов по расчётам или по данным других скважин, где эти же объекты эксплуатируют отдельно.

7. Скважины с большой разностью пластовых давлений.

8. Скважины с большим расстоянием по глубине между объектами.

9. Скважины с существенными отличиями по проницаемости (гидропроводности) коллекторов.

10. Скважины с ограничениями забойного давления из-за обводнения одного из объектов при больших перепадах давлений, а также другими причинами.

Установки однолифтовые разработаны для 146 и 168 мм эксплуатационных колонн

• 1. Сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины и организации одновременного (совместного) отбора запасов углеводородов разных объектов разработки одной сеткой скважин.

• 2. Эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефти.

• 3. Повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

• 4. Организован контроль основных параметров, дебит, обводнённость продукции, забойные и пластовое давления для каждого из объектов.

Схема размещения прибора КРОТ-ОРЭ

Применение глубинных измерительных комплексов позволяет решать проблему определения забойного давления у нижнего подпакерного пласта и эксплуатации пласта в проектном режиме. Кроме того, наличие приборов позволяет получать кривые восстановления давления при каждой запланированной или даже вынужденной остановке насоса, определять пластовые давления, исследовать работу насосов. Возможно и определение дебитов пластов с помощью датчиков давления по кратковременным кривым восстановления давления (КВД).

Арматура для каждой схемы ОРЭ разработана и изготавливается под параметры каждой скважины.

Технология ОРРНЭО (Одновременно-Раздельной Разработки Нескольких Эксплуатационных Объектов) позволяет обеспечить дифференцированное воздействие (от частичного ограничения режима до полного отключения, по меньшей мере, одного пласта) на различные эксплуатационные объекты (интервалы и/или участки пласта) в зависимости от их конкретного геологического строения и состояния разработки участка.

Технология ОРРНЭО включает следующие основные модули:

ОРЗ — одновременно-раздельная закачка;

ПЗ — поочередная закачка;

ОРД — одновременно-раздельная добыча;

ПД — поочередная добыча;

ИН — изоляция негерметичности эксплуатационной колонны;

ИП — изоляция выработанного или обводненного пласта или пласта еще не введенного в разработку;

СВ — селективное воздействие на заданный интервал пласта;

ПИ — постоянное или периодическое (поочередное) исследование пластов, и в частности:

МПИ — исследования с помощью автономных манометров, установленных в скважинных камерах;

ГПИ — геохимические исследования для оценки добычи нефти и воды из различных пластов по содержанию микрокомпонентов в их пластовых флюидах.

Технология ОРРНЭО эффективно внедряется в следующих нефтедобывающих компаниях:

ООО СП Ванеганнефть;

ОАО «Сибнефть — Ноябрьскнефть»

Список используемой литературы

1. Мищенко, И.Т. Расчеты в добыче нефти [Текст]: учеб. пособие для техникумов/ И.Т. Мищенко. — М. Недра, 1989. -245 с. ил.

2. Мордвинов, А.А. Устьевое оборудование фонтанных и нагнетательных скважин [Текст]: метод. указания/ А.А. Мордвинов, А.А. Захаров, Е.Л. Полубоярцев, О.А. Миклина. — Ухта: УГТУ, 2004. — 31 с. ил.

3. Мордвинов, А.А. Освоение эксплуатационных скважин [Текст]: учебно-метод. пособие / А.А. Мордвинов. — Ухта: УГТУ, 2004 -104 с.

4. Ширковский, А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений [Текст]: учебник для вузов/ А.И. Ширковский. — М. Недра, 1979. -303 с.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Тектоническое строение островной части Сахалина. Геологические факторы, влияющие на обводнение скважин. Состав нефтеносных пластов. Методы определения источника обводнения. Механизм селективной изоляции водонасыщенных интервалов продуктивных горизонтов.

курсовая работа [577,5 K], добавлен 31.05.2015

Краткая история развития нефтегазового дела. Понятие и назначение скважин. Геолого-промысловая характеристика продуктивных пластов. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений и их эксплуатация. Рассмотрение методов повышения нефтеотдачи.

отчет по практике [1,6 M], добавлен 23.09.2014

Батырбайское месторождение нефти и газа. Краткие сведения из истории геологического изучения района. Гидродинамические и термодинамические методы исследования скважин и пластов. Эксплуатация скважин штанговыми насосами. Условия приема на работу.

отчет по практике [500,8 K], добавлен 08.08.2012

Ликвидация нефте-газо-водопроявлений при бурении скважин. Методы вскрытия продуктивного пласта. Оборудование скважин, эксплуатируемых ЭЦН. Сбор, подготовка и транспортировка скважинной продукции. Этапы подготовки воды для заводнения нефтяных пластов.

курсовая работа [1,9 M], добавлен 07.07.2015

Солянокислотные обработки призабойных зон скважин. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Компрессорный способ освоения фонтанных, полуфонтанных и механизированных скважин.

лекция [803,1 K], добавлен 29.08.2015

Разработка нефтяных месторождений. Техника и технология добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, их подземный и капитальный ремонт. Сбор и подготовка нефти на промысле. Техника безопасности при выполнении работ по обслуживанию скважин и оборудования.

отчет по практике [4,5 M], добавлен 23.10.2011

Критерии выделения эксплуатационных объектов. Системы разработки нефтяных месторождений. Размещение скважин по площади залежи. Обзор методов увеличения производительности скважин. Текущий и капитальный ремонт скважин. Сбор и подготовка нефти, газа, воды.

отчет по практике [2,1 M], добавлен 30.05.2013

Общая характеристика месторождения, химические и физические свойства нефти. Условия, причины и типы фонтанирования. Особенности эксплуатации скважин глубинными насосами. Методы увеличения нефтеотдачи пластов. Технология и оборудование для бурения скважин.

отчет по практике [2,1 M], добавлен 28.10.2011

Сведения о разработке месторождения, его геологическом строении и нефтеносности. Требования к буровому и энергетическому оборудованию. Вскрытие продуктивных пластов. Проекты на бурение скважин. Технико-экономические показатели бурового предприятия.

отчет по практике [2,8 M], добавлен 11.10.2011

Цикл строительства скважин. Эксплуатация нефтяных и нагнетательных скважин. Схема скважинной штанговой установки. Методы увеличения производительности скважин. Основные проектные данные на строительство поисковых скважин № 1, 2 площади «Избаскент – Алаш».

отчет по практике [2,1 M], добавлен 21.11.2014

Способы эксплуатации и обслуживания скважин

Гидротехническое сооружение на территории загородного дома позволяет решить множество проблем, связанных с водоснабжением участка, коттеджа или дачи. Автономная гидротехническая конструкция позволяет сэкономить на оплате услуг водоснабжения. Однако для обеспечения длительной и бесперебойной работы водозаборных конструкций важно регулярно проводить их обслуживание, правильно подобрать режим и способы эксплуатации скважин.

Способы использования

Эксплуатация скважин

Для подачи воды из водоносного горизонта достаточно естественного давления подземных вод

Чтобы подобрать подходящий способ эксплуатации гидротехнического сооружения, необходимо учесть особенности грунта, производительность устройства и свои финансовые возможности. Скважину на воду можно использовать несколькими способами:

  • Фонтанный. Для подачи воды из водоносного горизонта достаточно естественного давления подземных вод.
  • Газлифтный метод используют при нехватке естественного давления подземных вод для их подъёма на поверхность. Для этого в скважину подают сжатый газ.
  • Механизированный способ подразумевает использование глубинных насосов (ШГН) для перекачки воды на поверхность. Этот способ можно использовать при нехватке природного давления в водоносном горизонте и при нерентабельности предыдущего метода.

Важно знать: скважины на территории частного дома или дачи обычно эксплуатируются механизированным методом. Выбор правильного способа использования делают профильные специалисты при подготовительных работах на гидротехническом сооружении.

Сколько может прослужить скважина?

Эксплуатация скважин

Виды скважин в зависимости от глубины залегания водоносного слоя

Длительность эксплуатации водозаборной конструкции зависит от разновидности системы, правильности выполнения скважины и качества установленного оборудования. Именно поэтому прежде чем проводить воду из скважины в дом, стоит оценить длительность и эффективность работы выбранного источника.

Существуют следующие виды водозаборных устройств:

  1. Артезианская скважина. Обычно срок эксплуатации таких гидротехнических сооружений доходит до 50 лет. Всё дело в том, что в известняковых породах, где залегают артезианские водоносные пласты, отсутствуют заиливающие компоненты. Длительность службы артезианской скважины самая большая.
  2. Скважина на песок. Продолжительность эксплуатации таких водозаборных конструкций меньше, чем у артезианской скважины, и составляет 6-15 лет. По истечении этого срока конструкция заиливается, туда попадает песок. Обычно после истечения их срока службы делают артезианскую скважину.
  3. Колодцы. Второе их название скважина-игла. В отличие от скважины на песок продолжительность использования абиссинских колодцев зависит от особенностей грунта и качества устройства сооружения. Например, при установке фильтрующего приспособления не в водоносную прослойку период эксплуатации составляет всего два года, после чего питьевой колодец заилится. При правильном монтаже срок службы увеличится до 30 лет. Не меньшее значение для длительности эксплуатации имеет регулярность подачи воды.

Совет: неважно, какой вид водяных жил вы выбрали, краткая инструкция по эксплуатации поможет избежать осложнений при их использовании и увеличить срок службы скважины.

Особенности эксплуатации

Эксплуатация скважин

Замер уровня воды при помощи лебёдочного механизма

Эксплуатация скважин выполняется с соблюдением некоторых правил. Одно из них требует периодически измерять уровень воды в проходке. Замеряется расстояние от поверхности земли до уровня водного зеркала. Для определения этого расстояния используются несложные приборы, например, уровнемер хлопушка. Этот агрегат состоит из трубы сечением 4-4,5 см, длиной 80-100 мм. Верхняя часть трубы закрывается металлической крышкой с крючком. Труба на тросе опускается в скважину. В момент её соприкосновения с водой слышен характерный хлопок. По длине троса можно вычислить расстояние до воды.

Важная характеристика скважин – их дебет, то есть производительность. Для его определения подсчитывается коэффициент эксплуатации гидротехнического сооружения. Он выражается в соотношении ресурса подземного водоносного горизонта в момент максимального понижения уровня воды к планируемым объёмам водопотребления.

По мере потребления воды из источника она будет пополняться за счёт соседних водоносных пластов или открытых водоёмов. При этом в зависимости от степени снижения уровня воды в скважине и особенностей местности пополнение может осуществляться из разных источников. Например, если скважины находятся близко к реке, то сначала их запасы пополняются грунтовыми водами, а потом из реки.

Внимание: при подсчёте коэффициента эксплуатации водозаборного сооружения учтите не только характеристики используемого водоносного пласта, но и соседние источники воды.

Правила ввода в эксплуатацию

Эксплуатация скважин

Первый запуск нагнетательных насосов стоит делать на наименьшей мощности, постепенно увеличивая её до максимума

Соорудить водозаборную конструкцию и правильно выбрать способ эксплуатации скважин – это ещё не всё, что нужно сделать перед их запуском. Следующие правила ввода гидротехнического сооружения в эксплуатацию позволят подготовить устройство к нужному режиму и сделать пробный запуск:

  • Поскольку большой промежуток бездействия сооружения может приводить к осложнениям в работе, сразу после проходки выполните монтаж нагнетательных насосов (ШГН).
  • Чтобы побороть осложнения, возникающие из-за длительного простоя скважины, необходимо выполнять пробную откачку воды до тех пор, пока она не станет прозрачной.
  • Если ШГН или другой насос не установлен в скважину, её устье стоит плотно закрывать. Иначе в источник может попасть песок и другие загрязнители, в результате чего он превратится из полезного в непригодный для питья.
  • Первый запуск нагнетательных насосов стоит делать на наименьшей мощности, постепенно увеличивая её до максимума. Так их стоит запускать первые десять раз.
  • Чтобы не возникли осложнения в работе добывающих воду насосов, первый запуск должен продолжаться не менее двух часов.
  • Работа насосного оборудования должна быть равномерной, то есть без длительного простоя или продолжительной работы.
  • Перед тем как провести ввод в эксплуатацию скважины, стоит сделать анализ воды из неё. Она может не соответствовать основным стандартам питьевой воды, поэтому придётся подобрать подходящее фильтрующее оборудование.

Эксплуатация скважин

Перед тем как провести ввод в эксплуатацию скважины, стоит сделать анализ воды из неё

Совет: ввод в эксплуатацию и анализ воды стоит проводить не ранее чем через три недели с момента бурения скважины. За это время химический состав воды в гидротехническом сооружении стабилизируется.

  • Также стоит отрегулировать основные характеристики насосного оборудования, а именно это производительность. Для этого нужно измерять объём поступающей воды в единицу времени. Чтобы найти этот показатель, нужно засечь время, за которое наполняется водой ведро объёмом 10 л. Сравнив полученные данные с нормой из инструкции к насосу, работу агрегата при необходимости можно откорректировать.
  • Если после запуска устройств вы заметите следующие осложнения в их работе – подсос воздуха, неравномерную подачу, скачки уровня воды, работу стоит прекратить и выполнить ремонт.

Правила эксплуатации и обслуживания

Эксплуатация скважин

Включённый насос должен отключаться при достижении нижнего показателя давления на реле

Чтобы избежать преждевременного выхода из строя добывающих воду насосов, стоит каждые полгода проводить их обслуживание и проверять основные показатели работы. Для этого делают следующее:

  1. Нагнетательные насосы, трубы и фильтрационное оборудование понимают на поверхность и проверяют на целостность конструкции.
  2. Проверяют давление в системе при отключенном насосе и открытом кране. Оно должно быть равно нулю.
  3. Для проверки давления в гидробаке можно использовать обычный манометр. Его подключают к ниппелю ёмкости. Нормальные показания давления должны быть на 10 процентов ниже, чем при работающем агрегате. Для борьбы с низким давлением используют подкачку воздуха при помощи насоса через тот же ниппель.
  4. Включённый насос должен отключаться при достижении нижнего показателя давления на реле.
  5. При отключении добывающих насосов показатель давления должен быть на максимальной отметке.
  6. При открытом кране по достижении зелёной отметки на реле насосное оборудование должно включиться для стабилизации давления в системе.

Неполадки в работе скважины

Эксплуатация скважин

Пример поломки погружного насоса в результате засорения

При эксплуатации гидротехнических добывающих сооружений могут возникать проблемы, борьба с которыми зависит от их особенностей и сложности. Так, выделяют неисправности, с которыми справиться не получится, и устранимые проблемы. К первым можно отнести:

  • ненадлежащая изоляция труб, плохая фиксация или использование изделий, подвергающихся коррозии;
  • неподходящий метод соединения труб, несоответствие их диаметров;
  • неправильный выбор фильтра или их недостаточное число;
  • снижение герметичности клапана отстойника.

Все эти проблемы возникают при нарушении технологии бурения. Также есть проблемы, которые нельзя устранить, связанные с выбором насосного оборудования. К ним можно отнести неправильный выбор насоса и трубы, негерметичный стык агрегата с кабелем, несоблюдение рекомендаций при настройке прибора. Также проблемы возникнут при выборе неподходящего гидроаккумулятора и отсутствии слива на зиму.

К устранимым неисправностям можно отнести следующие поломки:

  1. Если песок на дне скважины попал в воду, значит, обсадная колонна находится в висячем положении. Борьба с этой проблемой провидится чисткой скважины при помощи желонки. Затем обсадную колонну задавливают в глинистый слой и засыпают гравием. После этого воду из гидротехнического сооружения стоит откачать до тех пор, пока она не очистится.
  2. Песок может повредить целостность фильтрующего приспособления. Если агрегат поломался, то его необходимо заменить. Однако целесообразность замены под вопросом, ведь при подъёме и снятии обсадной трубы велик риск обрушения стенок скважины.
  3. Засорить скважину и воду в ней может не только песок, но и крупные инородные предметы. Они могут вызвать обрыв троса и шланга, в результате чего насос упадёт на дно. Для устранения этой проблемы насос извлекают при помощи специальных инструментов.