1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

1.3.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов

Нефть продуктивного горизонта БС10 представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризующуюся средним газосодержанием(таблица 1.4), значительной степенью пережатия(таблица 1.3) (пластовое давление в 2 и более раза выше давления насыщения), вязкость нефти в пластовых условиях 3,22 мПа с. Молекулярная масса пластовой нефти 165 кг/моль. Количество растворённого метана в нефти составляет 27,4%. Молекулярная масса разгазированной нефти равна 259, суммарная доля углеводородов СH4 - С5Н12 составляет 5,97%.

Таблица 1.3 - Свойства пластовой нефти горизонта БС10

Таблица 1.4 - Физико-химические свойства разгазированной нефти горизонта БС10

1.3.2 Физико-химические свойства воды

Таблица 1.5 - Свойства и ионный состав пластовой воды

Таблица 1.6 - Компонентный состав пластовой нефти

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 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.

3. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 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

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 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.

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

а - установка типа УГР1-В с отводом подпакерного газа; б - установка типа УГР2-В без отвода подпакерного газа;

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

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 УГР1-В и УГРТ1-В вставного исполнения с отводом газа (см. рис.4, а), накопившегося под разделительным пакером, и УГР2-В и УГРТ2-В вставного исполнения без отвода подпакерного газа (см. рис.4, б), а также УГР1-Н и УГРТ1-Н невставного исполнения с отводом подпакерного газа и УГР2-Н и УГРТ2-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).

3.2 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 меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях.

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

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.

3.3 Особенности применения существующего оборудования для раздельной эксплуатации скважин в условиях Усть - Балыкского месторождения

В предыдущих разделах показано, что метод раздельной эксплуатации скважин необходимо применять, исходя из условий разработки пластов и, возможно, из условий геологического строения месторождений. При этом не учитывалось существующее состояние техники раздельной эксплуатации и ее возможности. В то же время ряд специфических особенностей разработки месторождений рассматриваемого нефтеносного района предъявляют к этой технике свои требования.

В связи с этим встает первая задача -- определить, насколько существующий уровень техники раздельной эксплуатации отвечает новым требованиям, и в зависимости от полученных выводов выбран, направление дальнейших работ по техническому обеспечению внедрения самого метода.

Характер геологического строения месторождений и условия их разработки показывают, что в процессе выработки пластов возникает необходимость изменения способа эксплуатации скважин -- переход с фонтанного на механизированный, применение последнего диктуется многими обстоятельствами. Следовательно, ориентироваться на преимущественное использование оборудования для раздельного отбора жидкости фонтанным способом нельзя; если на первом этапе разработки в части фонда скважин и может преимущественно применяться технологическая схема «фонтан -- фонтан», то на последующих этапах могут преобладать скважины, работающие по технологическим схемам «фонтан -- насос», «насос -- фонтан» и «насос -- насос». Подземное оборудование скважин должно позволять контролировать и регулировать отбор жидкости из залежи на всех этапах ее разработки.

Исходя из этого, а также учитывая особенности разработки продуктивных пластов, можно сформулировать следующие основные требования к оборудованию для раздельного отбора нефти из нескольких (двух) эксплуатационных объектов через одну скважину:

1) обеспечение возможности раздельного отбора жидкости из двух пластов по любой из технологических схем;

2) надежное разобщение пластов на протяжении всего времени работы оборудования, недопущение межпластовых перетоков жидкости при длительной остановке скважины. Кроме того, оборудование должно отвечать и другим требованиям:

а) позволять производить специальные операции, такие как опрессовку пакера и освоение каждого из пластов;

б) быть работоспособным при добыче парафинистой нефти;

в) надежным в эксплуатации как обычных, так и наклонных скважин;

г) термо- и морозоустойчивым;

д) возможным к применению в обсадных колоннах диаметром 168 и 146 мм;

3) обеспечение повышенных отборов жидкости по каждому из пластов и суммарных дебитов скважин;

4) возможность проведения глубинных исследований и раздельного регулирования отборов по каждому из пластов.

Определим, насколько отвечают этим требованиям существующие конструкции оборудования для раздельной эксплуатации скважин.

Оборудование для раздельного отбора жидкости из двух пластов фонтанным способом -- наиболее простое и достаточно надежное. В основном существующие конструкции оборудования разработаны именно для этой схемы.

В общем случае конструкции оборудования для раздельного отбора нефти из двух пластов через одну скважину можно объединить в следующие две группы:

1) с одной подъемной колонной;

2) с автономными колоннами для подъема жидкости из каждого пласта.

К первой группе следует отнести те конструкции оборудования, которые предусматривают подъем жидкости из каждого пласта по одной колонне фонтанных труб: оборудование институтов ВНИИ и ТатНИИ (рисунок 3.6, а, б). В этом случае в скважину на колонне труб спускается пакер и специальный разобщитель с плунжером; отбор жидкости по каждому из пластов регулируется двумя штуцерами: устьевым и плунжерным. Плунжер (вместе со штуцером) спускается в скважину и устанавливается в разобщитель с помощью специального замкового устройства на скребковой проволоке.

месторождение пласт раздельный одновременный

1 -- колонна фонтанных труб; 2 -- аварийная муфта; 3 -- центральная труба; 4 -- обводная труба; 5 -- эксплуатационная колонна; 6 -- плунжер; 7 -- забойный штуцер; 8 -- уплотнительные манжеты; 9 -- разобщитель; 10 -- пакер; 11 -- струйный насос (эжектор); 12 -- пусковой клапан.

а -- оборудование ОРЭ-2Ф (ВНИИ); б -- оборудование ТатНИИ; в -- оборудование Азинмаша с параллельными рядами труб

Рисунок 3.6. Компоновка подземного оборудования для одновременно-раздельного отбора нефти двух пластов одной скважиной (I -- верхний пласт; II -- нижний пласт),

Оборудование позволяет проводить в скважине необходимые исследования: замерять и регулировать дебит по каждому пласту, определять, текущие пластовые и забойные давления, а также очищать подъемные трубы любым из существующих способов. В оборудовании конструкции ТатНИИ (с встроенным струйным эжектором), кроме того, предусматривается некоторая интенсификация отбора жидкости из низкопродуктивного пласта за счет частичного использования энергии высоконапорного пласта.

С целью определения возможности применения конструкций оборудования подобного типа на трех скважинах Усть-Балыкского месторождения были проведены их испытания. На скв. 510 было спущено оборудование конструкции ТатНИИ и вскрыты пласты БII+III и БIV. Опрессовка оборудования под давлением 80 am в течение 30 мин показала, что пакер и цементное кольцо за колонной герметичны. Параметры работы пластов были исследованы в марте; снята индикаторная диаграмма при совместной работе пластов. Однако при попытке отключения верхнего пласта заклинился плунжер в разобщителе; после подъема колонны и извлечения плунжера оборудование вновь было спущено на прежнюю глубину и опрессовано под давлением 80 am. При посадке плунжера перешли в режим эксплуатации, исследования были отложены.

На скв. 511 было спущено оборудование ВНИИ; глубина установки пакера 2094 м; разобщаемые объекты -- пласты BII+III и БIV, После снятия индикаторной линии "при совместной работе всех трех пластов и верхних двух пластов и извлечения Плунжера на поверхность было отмечено разбухание и деформация уплотнительных манжет плунжера; сорвать плунжер с разобщителя удалось только благодаря применению гидровыталкивателя. После замены деформированных манжет попытались отключить верхний Объект; однако при посадке плунжер заклинило в разобщителе.

При исследовании скв. 508 также отмечено, что манжеты плунжера разбухают и деформируются (рисунок 3.7). Испытывались манжеты, выполненные как из фтористой резины, так и из обычной нефтестойкой резины марки 38-26; установлено, что манжеты из фтористой| резины подвержены деформации в большей степени.

В результате испытаний оборудования конструкции ВНИИ были определены следующие основные недостатки, препятствующие широкому его применению на промыслах Западной Сибири:

1) изменение режима работы пластов и их исследование связаны с необходимостью проведения в скважине спуско-подъемных операций и задалживания передвижного механизма, что в специфических условиях рассматриваемого района трудно осуществимо;

2) жесткая связь пакерующего узла с регулирующим приводит к необходимости совместного их подъема при выходе из строя одного из узлов; при этом так же, как и при остановке скважины по другим

причинам, не исключена возможность межпластовых перетоков жидкости;

3) разбухание и деформация уплотнительных элементов плунжера, выполненных из нефтестойкой резины марки 38-26 или термонефтестойкой фтористой резины, исключают возможность применения оборудования впредь до замены их уплотнениями, отвечающими температурным условиям их эксплуатации. Такие же недостатки присущи и оборудованию конструкции ТатНИИ; в дополнение к ним следует добавить трудность подбора режима работы струйного насоса в зависимости от пластовых давлений.

Рисунок 3.7. Деформация уплотнительных элементов оборудования ОРЭ-2Ф.

Из оборудования второй группы известна конструкция Азинмаша (см. рисунок 3.6, в), предусматривающая спуск в скважину двух параллельных или концентричных колонн подъемных труб для раздельного отбора жидкости из двух эксплуатационных объектов (пластов), разобщение пакерное; устье скважины оборудуется специальной фонтанной арматурой. Оборудование подобного типа широко применяется за рубежом. Конструкция оборудования позволяет контролировать разработку каждого из пластов (при наличии глубинных приборов малого диаметра), регулировать ее, а также производить другие работы, связанные с освоением пластов.

К недостаткам оборудования второй группы следует отнести:

1) повышение удельного расхода металла (в условиях Усть-Балыкского месторождения расход труб на скважину увеличивается на 9--12 т);

2) лимитирование отборов жидкости по пластам диаметрами подъемной и эксплуатационной колонн и трудность в проведении исследовательских работ;

3) сложность монтажа подземного оборудования.

При использовании концентричных рядов труб следует учитывать возможность парафинизации кольцевого пространства; методы борьбы с парафином известны; кроме того, изучены условия фонтанирования в затрубном пространстве. Сравнительная простота осуществления раздельного отбора жидкости из двух объектов позволяет считать оборудование подобного типа перспективным для применения на промыслах Западной Сибири.

Существующими конструкциями оборудования как первой, так и второй группы невозможно производить раздельный отбор жидкости из трех и более эксплуатационных объектов.

С учетом недостатков и условий применения этого оборудования институтом Гипротюменнефтегаз внесены некоторые усовершенствования.

Как показали результаты изучения условий парафинизации подъемных труб, при определенных дебитах скважин отложений парафина в трубах не наблюдается (см. ниже). Это обстоятельство позволяет предложить более простую технологическую схему раздельного отбора нефти из двух фонтанных пластов одной скважиной путем спуска одной колонны подъемных труб с пакером и использования затрубного пространства в качестве канала для подъема жидкости; она может применяться в скважинах с таким дебитом по верхнему пласту, при котором исключается возможность парафинизации кольцевого пространства скважин.

В скважину (рисунок 3.8) на колонне насосно-компрессорных труб 1 спускается обычный шлипсовый пакер 4, с помощью которого обеспечивается разобщение пластов. Выше пакера в интервале верхнего продуктивного пласта устанавливается суфлер 3, соединенный переводником с клапаном 2 для освоения скважин конструкции Азинмаша. Освоение осуществляется путем сброса через лубрикатор внутрь подъемной колонны шара диаметром 44,5 мм при диаметре колонны 63 мм-(2V2"), который опускается в седло переводника клапана. При создании после этого избыточного давления (до 100 am) в трубах с помощью насосного агрегата или компрессора клапан срабатывает, обеспечивая перепуск закачиваемой жидкости или газа в кольцевое пространство, возбуждая при этом фонтанирование верхнего, а затем и нижнего пласта. Жидкость нижнего пласта поднимается по колонне фонтанных труб; отбор жидкости регулируется штуцером, установленным на устье скважины. Жидкость верхнего пласта фонтанирует по кольцевому пространству; регулирование отбора обеспечивается вторым штуцером, установленным на устье скважины.