книги / Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

технологические операции раздельно по каждому пласту в про­ цессе эксплуатации и ремонта скважины.

Для фонтанной эксплуатации ‘двух пластов используется также установка для внутрискважинного газлифта УВЛГ (см. § 8.10), при этом в дросселе вместо штуцера устанавливается заглушка. В установках УВЛГ, как и в УФ2П, осуществляется раздельная транспортировка продукции двух пластов. В уста­ новках ОРЭ-2фМ продукция двух раздельно эксплуатируемых фонтанирующих пластов смешивается в скважине и подается на поверхность по одной колонне НКТ. При использовании двух концентричных рядов НКТ устанавливают два пакера: один между обсадной колонной и внешней колонной НКТ, другой между НКТ.

Пласты эксплуатируются по отдельным каналам. Для экс­ плуатации трех пластов можно использовать две параллельные колонны НКТ и два пакера или три колонны НКТ и три па­ кера. Аналогично поступают при эксплуатации четырех и более пластов, причем пакеры применяют многотрубные. При эксплуа­ тации многих пластов (известно до 8 пластов) применяют па­ раллельные и концентричные трубы.

При сочетании фонтанного и любого механизированного спо­ собов возможны различные комбинации: фонтан—газлифт, фон­ тан — ШСН, фонтан — ЭЦН, фонтан — ГПН и наоборот. Срав­ нительно просто реализуется схема ШСН — фонтан, когда спус­ кают один ряд НКТ (или два параллельных ряда) с пакером и якорем, а продукцию отбирают по НКТ и затрубному прост­ ранству (или по второму ряду НКТ). Схема фонтан — ШСН требует применения двух пакеров при отборе продукции из верхнего пласта по НКТ и из нижнего пласта по обводной трубе и затрубному пространству. В установке типа 1УФН продукция двух пластов смешивается в НКТ; в установке типа 2УНФ про­ дукция фонтанирующего пласта подается по затрубному прост­ ранству, а эксплуатируемого насосом — по НКТ. Имеются схемы, предусматривающие использование с помощью струй­ ного насоса избыточной энергии высоконапорного пласта или ЭЦН для интенсификации отбора из слабофонтанирующего

в достаточной мере проводить исследовательские работы по каждому пласту, затрудняют сепарацию газа. Комбинации раз­ личных типов насосов значительно усложняют оборудование. По схеме ШСН — газлифт в скважину спускают две колонны НКТ с пакером, а газ подают по затрубному пространству. По­ скольку ЭЦН имеет большие габариты, то предложенные кон­ струкции оборудования предусматривают использование одной

колонны нкт, одного или двух ЭЦН, забойных регуляторов де­ бита, а также осуществление попеременного отбора.

Среди предложенного оборудования с использованием ШСН можно выделить схемы с подвеской двух насосов (вставных, не­ вставных, дифференциальных) на одной колонне штанг, с при­ менением параллельных колонн НКТ (для эксплуатации двух и трех пластов). Раздельную добычу нефти из двух пластов, когда возможно смешение продукции, представляется возмож­ ным осуществить с помощью одного ШСН путем применения забойных штуцеров или попеременной эксплуатации пластов. Для ОРЭ двух пластов штанговыми насосами предназначены установки УГРП, УГР и 1УНР. Установка УГРИ обеспечивает раздельную транспортировку продукции каждого пласта, что достигается спуском двух параллельных колонн НКТ (на одной из них установлен пакер). Наземное оборудование состоит из СК, к которому крепится специальная канатная подвеска ПКР-12 для подвешивания двух колонн насосных штанг и обо­ рудования устья ОУП-168 (сдвоенного для параллельных рядов труб). Установка выпускается в трех исполнениях: с обычными вставными, невставными насосами или с их комбинацией. В ус­ тановках УГР и 1УНР (рис. 9.19) обеспечивается совместная транспортировка продукции по одной колонне НКТ. В установ­ ках УГР (рис. 9.19, а) привод двух последовательно соединен­ ных насосов осуществляется от одной колонны штанг. Нижний насос обычного исполнения типа НСВ1 или НСВ2, а для экс­ плуатации верхнего пласта используются специальные насосы типов НСВЦ или НСНЦ, которые имеют неподвижный плунжер и подвижный цилиндр (буква Ц обозначает подвижный ци­ линдр). Возвратно-поступательное движение колонны штанг пе­ редается цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу — нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. В установке невставного исполнения колонна насосных штанг соединяется с цилиндром верхнего насоса при помощи авто­ сцепа типа 4АШ. Установка типа 1УНР (рис. 9.19, в) с одним насосом обеспечивает отбор жидкости из двух пластов с резко различающимися динамическими уровнями (забойными давле­ ниями). Отличие от обычных установок (см. § 9.2) состоит в ис­ пользовании специального штангового насоса ШГСВили 1НГС, автоматического переключателя пластов и пакера ПД-ЯГМ. При ходе плунжера насоса вверх осуществляется заполнение

нием. При ходе плунжера вниз жидкость нагнетается в подъем­ ные трубы. В случае падения забойного давления в высоко­ напорном пласте ниже давления низконапорного пласта пере­ ключатель пластов автоматически (под' действием перепада

а

Рис. 9.19. Установки для одновременно-раздельной добычи нефти штанго­ выми насосами из двух пластов:

БОРЬБА С ОСЛОЖНЕНИЯМИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ с к в а ж и н . ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

Скважины эксплуатируют длительное время. Периодически их приходится останавливать для подземного ремонта. Вместе с тем в их работе возможны различные осложнения, также обусловливающие необходимость проведения ремонта.

§10.1. ВИДЫ ОСЛОЖНЕНИИ

ИВЫЗЫВАЕМЫЕ ИМИ ПОСЛЕДСТВИЯ. РЕМОНТНЫЕ РАБОТЫ

Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим режимом нередко нарушается вследствие: 1) износа или отказа в работе применяемого подземного и на­ земного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя; 2) отложений песка (механических примесей, продуктов корро­ зии), парафина, солей; 3) преждевременного обводнения про­ дукции; 4) изменения условий работы (уменьшение или увели­ чение забойного давления, прорывы газа и др.). Это обычно сопровождается уменьшением или прекращением добычи нефти (закачки вытесняющего агента) и простоями скважин. Длитель­ ность простоев оценивается коэффициентом эксплуатации сква­ жин, который равен отношению отработанного времени к ка­ лендарному (выражаемых соответственно в скважино-месяцах, отработанных и числившихся). При высокой организации про­ изводства он достигает 0,95—0,98, а по фонтанному способу добычи — 0,99—1.

Число проводимых ремонтов характеризуется межремонт­ ным периодом, т. е. продолжительностью эксплуатации сква­ жины (в сут) между предыдущим и следующим ремонтами. Анализ показал, что 80—85 % недобора нефти связано с про­ ведением ремонтов скважин. С целью уменьшения потерь до­ бычи нефти (закачки вытесняющего агента) по скважинам не­ обходимо добиваться повышения межремонтного периода, со­ кращения продолжительности ремонтов и соблюдения первооче­ редности ремонта скважин с большим дебитом.

Межремонтный период в основном определяется способом эксплуатации, на него также влияют глубина подъема жид­ кости и дебит, совершенство и качество изготовления оборудо­ вания, правильность установленного режима работы, проявле­ ние осложняющих факторов (песок, парафин, соли, коррозия,

Скважино-ремонтом называют комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.

Подготовительные работы проводят для обеспечения беспе­ ребойной работы бригады по ремонту скважин. Их выполняют бригады подготовительно-заключительных работ. В процессе подготовительных работ осуществляют ремонт подъездных пу­ тей и планировку территории, доставку к скважине агрегатов, необходимых материалов и оборудования, подвод водотрубопроводов и линий электропередачи, подготовку устья скважины, монтаж оборудования для ремонта, глушение скважины и др.

Глушение скважин жидкостью проводят для предотвраще­ ния открытого фонтанирования, выбросов нефти, газа при сня­ тии устьевого оборудования и подъеме труб из скважины, т. е. для создания противодавления на пласт. Необходимо, чтобы жидкость глушения не снижала проницаемости призабойной зоны, не оказывала коррозионного и абразивного действия на ремонтное и эксплуатационное оборудования, не была токсич­ ной, взрыво- и пожароопасной, дорогой и дефицитной. Плот­ ность жидкости глушения должна соответствовать пластовому давлению в скважине. Для глушения скважин обычно приме­ няют техническую воду, обработанную ПАВ, пластовую воду (плотность до 1120—1190 кг/м3), водный раствор хлористого натрия (до 1160 кг/м3) или кальция (до 1382 кг/м3), глинистый раствор (до 1700 кг/м3). Для предотвращения поглощения жид­ кости глушения в высокопроницаемых пластах применяются бу­ ферные жидкости (объемом около 1 м3), в качестве которых на­ шли применение водные растворы карбоксилметилцеллюлозы (КМЦ) и вязкоупругий состав (ВУС), разработанный ВНИИнефтью.

При глушении сохранение коллекторских свойств пласта может быть обеспечено использованием гидрофобно-эмульси­ онных растворов, стабилизированных дегидратированными по­ лиамидами (ЭС-2) и содержащих при необходимости утяжели­ тель (барит, гематит и др.). Необходимость использования жид­ костей глушения вызвана тем, что пакерные отсекатели устье­ вого или забойного типа для ремонта скважины без ее глуше­ ния конструктивно несовершенны и ненадежны в работе.

Глушение фонтанной скважины проводится закачкой жид­ кости глушения методом прямой или обратной промывки экс­ плуатационной колонны до выхода циркуляционной жидкости на поверхность и выравнивания плотностей входящего и выхо­ дящего потоков. По истечении 1—2 ч при отсутствии переливов и выхода газа скважина считается заглушенной.

Для глушения газлифтной скважины, оборудованной пакером, сначала при помощи канатного инструмента открывают циркуляционный клапан, стравливают избыточное давление и

г) опережающего прорыва воды по высокопроницаемым трещи­ нам; д) поступления воды из верхних, средних и нижних водо­ носных пластов вследствие негерметичности колонны и цемент­ ного кольца.

Преждевременное обводнение пластов и скважин приводит к существенному снижению текущей добычи нефти и конечной нефтеотдачи (вода бесполезно циркулирует по промытым зо­ нам, а в пласте остаются целики нефти), к большим экономи­ ческим потерям, связанным с подъемом на поверхность, тран­ спортированием, подготовкой и обратной закачкой в пласт больших объемов воды, с необходимостью ускоренного ввода в разработку новых месторождений для компенсации недоборов нефти. Проблема борьбы с обводнением пластов и скважин становится все более актуальной.

Методы борьбы с обводнением

Для борьбы с преждевременным обводнением пластов и сква­ жин применяют первую группу методов регулирования про­ цесса разработки (см. § 1.1). Уменьшения языко- и конусообразования вод можно достичь оптимизацией технологических режимов работы скважин, а предотвращения опережающего движения воды по высокопроницаемому пласту многопласто­ вого месторождения — применением методов одновременно-раз­ дельной эксплуатации (см. § 9.10).

Разработка нефтяных залежей в условиях вытеснения нефти водой сопровождается отбором значительных объемов пласто­ вой воды при обводненности до 98 % и более. Поэтому под­ черкнем, что осуществление изоляционных (ремонтно-изоля­ ционных) работ (РИР) целесообразно только в случаях преж­ девременного обводнения скважин. Основным назначением РИР следует считать обеспечение оптимальных условий выра­ ботки пласта для достижения проектного коэффициента неф­ теотдачи.

Четкое формулирование целей изоляционных работ, обос­ нованный выбор метода и технологии его осуществления могут быть выполнены только при наличии ясных представлений о путях обводнения скважин. Для изучения путей поступления воды применяют промыслово-геофизические методы исследова­ ния: в необсаженных скважинах — электрокаротажи; в обсажен­ ных— методы закачки радиоактивных индикаторов (изотопов), термометрию, импульсный нейтронно-нейтронный каротаж (ИННК), закачку азота и др. Однако эти методы еще не всегда надежны. Поэтому вопрос о возможности изоляции притока воды зачастую приходится решать опытным путем, на основа­ нии результатов самих изоляционных работ.