Воздействие на ПЗП с помощью струйных насосов

Способ воздействия на ПЗП с помощью струйных насосов применим для создания полного диапазона управляемых депрессий на пласт и более качественной очистки забоя и трещин от твердых частиц и продуктов распада технологических жидкостей ГРП до спуска в скважину подземного оборудования.

Применяется для вызова притока в скважинах с низким пластовым давлением и в осложненных скважинных условиях - пескопроявлением, высоким газовым фактором, обводненностью, с ухудшенными фильтрационными свойствами коллектора. Позволяет производить гидродинамические исследования пласта в подпакерной зоне. Дает возможность подбора оптимального типоразмера скважинного оборудования.

Также применяется для создания высоких депрессий (вплоть до создания на забое давления в 5,0 МПа) в скважинах с целым и герметичным цементным кольцом. Водонасыщенные и газонасыщенные интервалы пласта должны быть разобщены с нефтенасыщенным перемычкой, обеспечивающей удержание перепада давления в 2,0 МПа. Применяются насосы, извлекаемые из НКТ канатной техникой или обратной промывкой.

Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. НКТ, типы труб. Устьевое оборудование. Технологические режимы работы.

Фонтанный способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 3.

Рис. 3 Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 – эксплуатационная колонна, 2 – насосно-компрессорные трубы, 3 – башмак, 4 – фланец, 5 – фонтанная арматура, 6 – штуцер.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.

Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Виды фонтанирования.

Первый тип - артезианское фонтанирование: р_З>р_Н,, р₂≥р_Н, т. е. фонтанирование происходит за счет гидростатического на­пора (рис. 4 а). В скважине наблюдается обычный перелив жидкости, движется негазированная (без свободного газа) жидкость (аналогично артезианским водяным скважинам). В затрубном пространстве между насосно-компрессорными тру­бами 1 и обсадной эксплуатационной колонной 2 находится жидкость, в чем можно убедиться, открыв, например, трехходо­вый кран под манометром, показывающим затрубное давление р_ЗАТР.Газ выделяется из нефти за пределами скважины в вы­кидной трубе.

Рис. 4 Типы фонтанных скважин и виды фонтанирования:

а - артезианское; б - газлнфтное с началом выделения газа в скважине; в - газлифтное с началом выделения газа в пласте.

Второй тип - газлифтное фонтанирование с началом выде­ления газа в стволе скважины: р_З≥р_Н, р₂<р_Н (рис. 4, б). В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине - газожидкостная смесь (на рисунке показано установившееся со­стояние). При давлении у башмака НКТ p₁≥p_H. в затрубном пространстве на устье находится газ и р_ЗАТР обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Так как р₁≥р_Н>р₂, то по мере подъема нефти давление снижается, увеличивается количество свободного газа, происходит расширение газа, растет газосодержание потока, т. е. фонтанирование осуществляется по принципу работы газо­жидкостного подъема.

Третий тип - газлифтное фонтанирование с началом выде­ления газа в пласте: р_З<р_Н,, р₂<р_Н (рис. 4 в). В пласте дви­жется газированная жидкость, на забой и к башмаку НКТ по­ступает газожидкостная смесь. После начала притока основ­ная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное пространство, где газ барботирует в относительно неподвижной жидкости. В затрубном пространстве накаплива­ется газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и при p₃<p_H уро­вень всегда устанавливается у башмака НКТ. Затрудное дав­ление газа, как правило, высокое, почти достигает значений р₁ и р₃. При утечках газа из затрубного пространства (через негерметичности в резьбовых соединениях НКТ, обсадной ко­лонне, устьевом оборудовании) уровень будет находиться выше башмака НКТ. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуата­ционной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.

НКТ, типы труб

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) служат для извлечения на поверхность поступающих в скважину при эксплуатации пластовых жидкостей нефти и газа, для нагнетания в пласты воды в нагнетательных скважинах, для проведения различных работ при освоении и испытании скважин.

Отечественной промышленностью изготавливаются насосно-компрессорные трубы следующих конструкций:

- муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля (ГОСТ 633-80);

- муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля (тип НКМ по ГОСТ 633-80);

- муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью (ТУ 14-3-1282-84).

Импортные насосно-компрессорные трубы изготавливаются, как правило, в соответствии со стандартами американского нефтяного института (АНИ) и по технической документации фирм.

Трубы и муфты к ним изготавливаются из стандартизированных сталей марок Н-40, J-55, N-80, L-80, С-90, С-95, Р-110 (стандарт 5СТ АНИ).

Трубы по стандартам АНИ изготавливаются с муфтовыми резьбовыми соединениями как гладкими, так и с высаженными наружу концами. Эти трубы имеют резьбу треугольного профиля и могут быть свинчены с трубами по ГОСТ 633-80 без применения переводников.

Перед спуском трубы должны быть сложены на мостках муфтами к

скважине (резьбу трубы и муфты защищают соответствующие защитные детали).

Комплект труб, спускаемый в одну скважину, как правило, должен состоять из труб одной марки. Для обеспечения герметичности резьбовые соединения НКТ должны быть очищены от грязи, смазаны графитовой смазкой и надежно закреплены, с крутящим моментом.

Оборудование устья скважин.Оборудование устья скважин всех ти­пов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для про­ведения технологических операций, ремонтных и исследовательских ра­бот. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способахдобычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей иузлов по подобным схемам.

Рис. 7. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: 1 – кондуктор; 2 – эксплуатационная колонна; 3 – фонтанная колонна; 4 – манометр; 5 – отвод от межколонного пространства; 6 – задвижка ручного привода; 7 – манометр затрубный; 8 – отвод от затрубья; 9 – линия задавочная; 10 – подвеска фонтанных труб; 11 – коренная задвижка; 12 – задвижка с пневмоприводом; 13 – крестовина; 14 – задвижка резервная; 15 – катушка для подключения контрольно-измерительных приборов; 16 – задвижка рабочая; 17 – штуцер регулируемый; 18 – задвижка буферная; 19 – буфер и буферный манометр; 20 – блок пневмоуправления; 21 – прискважинная установка для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 – отвод рабочий; 23 – шлейф, 24 – задвижки фекельной линии; 25 – амбар земляной.

На устье скважин (рис. 7) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая, в свою очередь, из трубной го­ловки (ГТ) и фонтанной елки (Е).

Колонная головкапредназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опо­рой для фонтанной арматуры.

Трубная головкаслужит для обвязки одно­го или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного простран­ства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а так­же для проведения технологических операций при освоении, эксплуата­ции и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и гли­нистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке.

Фонтанная елкапредназначена для управления пото­ком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанав­ливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к ство­лу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и бу­ферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 8) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей, и нижняя, являющаяся ре­зервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая ар­матура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых со­держится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод.

Для это­го закрывается задвижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крес­товой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Манифольд- система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по кото­рому продукция скважины поступает на групповую замерную установ­ку (ГЗУ).

Рис. 8. Фонтанная арматура тройниковая: 1 – крестовик; 2,4 – переводные втулки; 3 – тройник; 5 – переводная катушка; 6 – центральная задвижка; 7 – задвижки; 8 – штуцеры; 9 – буферная заглушка; 10 – манометр; 11 – промежуточная задвижка; 12 – задвижка; 13 – тройники; 14 – буферная задвижка.

Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной армату­ры показана на рис. 9. Она предусматривает наличие двух практичес­ки идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, за­порное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной ам­бар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырех­угольниками (№ 1, 2, 3), собираются на заводе.

Технологические режимы работы.На начальных этапах разработки фонтанные высокопродуктивные скважины определяют возможности нефтегазодобывающего предприятия. Исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочее. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера. Признаками установившегося режима скважин являются постоянство основных параметров работы скважины - дебит, давление устьевое и затрубное.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы.

Рис. 9. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры: 1 – ругулируемый штуцер; 2 – вентили; 3 – запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 тройник; 5 – крестовина; 6 – предохранительный клапан; 7 – фланцевое соединение; ГЗУ – групповая замерная установка.

На устье скважины производят замер дебита, обводненности продукции, содержание песка и твердых частиц в продукции скважины, газовый фактор, устьевое и затрубное давление, отмечают характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера. Результаты служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

- недопущение забойного давления ниже давления насыщения или некоторой его доли Р_С > 0,75Р_НАС;

- установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенной величины;

- установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

- установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

- недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

- недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

- недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

- недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

- установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков.

О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр. Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.