Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
140
Технология 3
Интенсификация притока пласта и добыча нефти методом
регулируемых депрессионных воздействий.
Технические средства:
пакера типа ПМС;
пакера разбуриваемые ПРГ;
струйные насосы СН;
оборудование для автоматического управления при добыче нефти
в режиме "накопление - сброс".
Комплекс оборудования и технология интенсификации добычи
нефти методом регулируемых депрессионных воздействий предназначена
для повышения производительности низкодебитного и реанимации
простаивающего фонда скважин и позволяет:
продлить срок немеханизированной добычи нефти на 5 и более
лет;
добиться 2-х и более кратного увеличения суточных дебитов
эксплуатационных скважин;
снизить затраты на борьбу с отложениями в подъемных трубах
парафина;
замедлить процесс обводнения нефтяных скважин;
выбрать депрессии, обеспечивающие наилучшие условия для
притока флюида в скважину, и увеличить на 10-15% коэффициенты
нефтеизвлечения.
Сущность способа заключается в создании по вскрытому разрезу
скважины полного диапазона депрессионных воздействий в режиме
«набор-сброс».
Для осуществления необходимо:
выявить с помощью специальной методики естественные
фильтрационные пути и их преимущественную направленность в пласте с
учетом его напряженно-деформированного состояния и кольматации
флюидопроводящих каналов;
смонтировать на устье скважины комплекс оборудования,
согласно рисунка, обеспечивающего реализацию технологии в
автоматическом режиме;
подобрать на основе анализа геолого-технологической
информации необходимые параметры процесса и подвергнуть вскрытый
интервал пласта пульсирующему воздействию по схеме «набор-сброс».
Решаемые задачи:
воздействие на наиболее продуктивную часть пласта с целью
интенсификации притока;
выравнивание профиля притока (приемистости) и подключения к
работе относительно низко продуктивных интервалов;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
141
снижение обводненности за счет воздействия на зону - источник
обводнения в интервале зоны перфорации.
Область применения:
нефтяные и газовые скважины на месторождениях с трудно
извлекаемыми запасами из-за низкой проницаемости и пористости горной
породы;
скважины с резко пониженным дебитом по отношению к
соседним и работающим из того же пласта;
скважины, резко снизившие дебит в процессе эксплуатации при
сохранении пластового давления;
скважины, где нецелесообразно проводить гидроразрыв пласта
из-за близко расположенного водонефтяного контакта;
скважины с заглинизированной при бурении призабойной зоной;
долго простаивающие скважины, в том числе после их
капитального или подземного ремонта и консервации.
Эксплуатация струйных насосов СН-3М в различных регионах
дала положительный результат. Согласно технологическим показателям
СН-3М позволяет без подъема НКТ, после освоения переводить скважины
на метод депрессионных воздействий в режиме «набор-сброс» при
регулируемой фонтанной эксплуатации и гидродобычи.
Схема установки автоматической эксплуатации скважин в
комплекте со струйным насосом СН-3М показана на рисунке 3.13.
Схема установки автоматической эксплуатации скважин в
комплекте со струйным насосом СН-3М
Надежность работы установки и эффективность, реализуемой с
помощью ее технологии, подтверждены результатами многочисленных
опытно - промышленных испытаний в различных регионах, в том числе
на месторождениях Западной Сибири, Республики Коми, Оренбуржья и
т.д., включающих анизотропные коллекторы, в условиях деформации и
повышенных газовых факторов (более 80м
3
/т и суточных дебитов менее
20т/сут). Прошел опытно-промышленные испытания и внедряется метод
направленных, регулируемых, депрессионных воздействий на
продуктивные интервалы скважин с целью интенсификации и
оптимизации притоков пластовых флюидов и существенного уменьшения
скважинных отложений.
По результатам опытно-промышленных испытаний метода
регулируемых депрессионных воздействий на продуктивные интервалы
скважин построены гистограммы, на которых показано соотношение
дебитов до и после применения метода регулируемых депрессионных
воздействий на продуктивные интервалы скважин.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
142
Рисунок 3.13 - Схема установки автоматической эксплуатации
скважин в комплекте со струйным насосом СН-3М.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
143
Струйный насос СН – 3М
Назначение струйного насоса
Струйный насос вымываемый СН-3М
предназначен для освоения, продолжительной
добычи и интенсификации притока нефти в
осложненных скважинных условиях -
пескопроявлением, высокой обводненностью,
температурой, в скважинах наклонно-направленных
и искривленных, с отложением парафина и с
ухудшенными фильтрационными свойствами
коллектора.
Область применения струйного насоса
снижение забойного давления и создание
требуемой депрессии на пласт без применения
компрессорных установок;
спуск в скважину автономных глубинных
манометров с целью оценки величины создаваемой
во время работы депрессии и характера притока из
пласта;
запись кривой восстановления давления в
подпакерной зоне;
создание депрессии с подачей рабочей
жидкости как в трубное, так и в межтрубное
пространство;
промывка подпакерной зоны различными
технологическими жидкостями в т.ч. агрессивными
(кислотостойкое исполнение насоса СН-3МК);
отбор проб пластового флюида;
исследования коллекторских свойств пласта.
Отличительные особенности струйного
насоса
Проведение всех вышеперечисленных операций,
включая замену изношенных частей насоса, без
подъема колонны труб НКТ.
Преимущества струйного насоса
простота и компактность;
отсутствие движущихся частей;
высокая надежность работы и большой
межремонтный период работы скважины (5 – 6 лет);
простота регулирования отбора продукции
скважины;
Рисунок 3.14 –
Внешний вид
струйного насоса
типа СН – 3М
замена насоса без подземного ремонта;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
144
подача в скважину необходимых реагентов и тепловой энергии с
рабочей жидкостью;
доступ на забой без подъема скважинного оборудования;
создание требуемых депрессий на пласт;
проведение гидродинамических исследований в скважине и
оптимизация отбора жидкости;
добыча жидкости из низкодебитных скважин (до 5 т/сут);
минимальные затраты на подъем жидкости при дебитах до 150
т/сут.
Технические характеристики
Таблица 3.1
Струйный насос
Условный диаметр
обсадной колонны,
мм
Толщина стенок
обсадной колонны,
мм
Максимальное
рабочее давление,
МПа
Проходной диаметр
струйного насоса, мм
Наружный диаметр
струйного насоса, мм
Длина струйного
насоса, мм
Масса, кг
140 7-11
146 7-11
СН-3М
168 8-14
15 50 110 778 50
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
145
Установка эжекторного освоения скважин с применением
пакера
На рисунке 3.15 представлена установка эжекторного освоения
скважин УЭИП – 3М (установка эжекторной интенсификации притока –
3М)
Назначение:
Создание требуемых величин депрессией на продуктивный пласт.
Определение оптимальных добывных возможностей скважин.
Удаление продуктов реакции из прискважинной зоны пласта при
различных химических обработках.
Гидродинамические исследования.
Техническая характеристика УЭИП-3М
Максимальное давление рабочей
жидкости - 30МПа. см.
Максимальная температура
окружающей среды - 150ºС.
Рабочая жидкость - техническая
вода, нефть, буровой, солевой раствор.
Максимальная глубина установки
- 3500м.
Минимальный проход, диаметр
корпуса насоса - 48мм.
Внутренний диаметр сопла -
3,7мм - 4,5мм.
Внутренний диаметр камеры
смешения - 7,4 мм - 8,5мм.
Габаритные размеры: диаметр -
110мм; длина - 750мм.
Масса насоса (без упаковки и
ЗИП) - 30кг.
Рисунок 3.15 – УЭИП-
3М
1 – пласт; 2 – перфорированная
НКТ; 3 – пакер; 4 – обратный
клапан; 5 – эксплуатационная
колонна; 6 – струйный насос;
При освоении скважин струйными насосами устье скважины
оборудуется фонтанной арматурой предназначенной для работы со
струйным насосом.
Для освоения скважин используется агрегат ЦА-320 и емкость для
слива отобранной жидкости и бочки АЦН для подвоза рабочей жидкости.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
146
3.6 Освоение скважинными насосами
На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением,
когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть
освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами (ШГН или
ЭЦН), спускаемыми на проектную глубину в соответствии с
предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из
скважины жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не
достигнет величины Р
з
< Р
пл
, при которой устанавливается приток из
пласта. Такой метод эффективен в тех случаях, когда по опыту известно,
что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для
очистки призабойной зоны от раствора и разрушения глинистой корки.
После спуска установки ЭЦН до его запуска раствор хлористого
кальция или пластовую воду в стволе скважины заменить, на техническую
воду или нефть (до приема насоса). Выбор производительности
погружного насосного оборудования производить на основании
проверочных расчетов. При вводе скважин после бурения, ОПЗ и
капитального ремонта выбор производить по предварительным расчетам
на основе исследований или по прежнему спущенному насосу. До спуска
ЭЦН скважина должна быть оборудована штуцером, рассчитанным на
перепад давления 3 кгс/см
3
для коэффициента подачи насоса, равного 0,7.
Режим освоения центробежным насосом:
После пуска центробежной насосной установки должен быть
организован контроль, за режимом ее работы. Контроль должен
производиться по перепаду давления на штуцере в течение I часа (первый
контроль) после следующей продолжительности работы установки:
при подаче 40 м
3
/сут и диаметре колонны 168 мм - 8 час;
при подаче 40 м
3
/сут и диаметре колонны 146 мм - 5 час;
при подаче 80 м
3
/сут и диаметре колонны 168 мм - 4 час;
при подаче 80 м
3
/сут и диаметре колонны 146 мм - 3 час;
при подаче 100 м
3
/сут и диаметре колонны 168 мм - 3 час;
при подаче 100 м
3
/сут и диаметре колонны 146 мм - 2 час;
при подаче 130-160 м
3
/сут и диаметре колонны 168 мм - 2 час;
при подаче 130-160 м
3
/сут и диаметре колонны 146 мм - 1,5 час;
при подаче 200 м
3
/сут и более и диаметре колонны 168 мм - 2 час;
при подаче 200 м
3
/сут и более и диаметре колонны 146 мм - 2 час;
Если перепад давления на штуцере во время контроля составлял
более 3 кгс/см
3
и в течение указанного часа не имел тенденцию снижаться
ниже этой величины, то в последующем насосная установка может
оставляться в режиме непрерывной работы. На основе исследований
(замеры уровня жидкости, КВД и др. по необходимости) и
соответствующего перерасчета возможна также замена насосной
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
147
установки на более производительную. Если перепад давления на
штуцере при контроле был близок к величине 3 кгс/см
3
или продолжал
снижаться, продолжительность работы скважины под контролем
увеличивать на 1-2 часа. Если перепад давления на штуцере был менее 3
кгс/см
3
, скважину ставить на приток на 4-6 часов. Если при контроле
оказалось, что насосная установка стоит, проверить исправность
установки и произвести замер уровня жидкости в скважине. В случае
полной скважины и исправной насосной установки произвести замену
жидкости, имеющейся в скважине, на нефть и произвести запуск с
постоянным контролем её рабочих параметров (Н
д
, Р
з
, Q
гзу
, Q
отб
, J
р
, U
р
,
ЗП, ЗСП). При низком уровне жидкости скважину оставить на притоке на
4-6 часов.
После нахождения скважины на притоке произвести пуск насосной
установки под постоянным наблюдением (второй контроль). При этом
сначала проверить возможность работы насосной установки в
непрерывном режиме. Если перепад давления на штуцере снижается до
величины ниже допустимой, то насосную установку ставить на
программу для доосвоения скважины на 4-6 суток. Продолжительности
нахождения скважины в работе и на притоке в полном цикле программы
определить пропорционально продолжительностям последней
непрерывной работы и предыдущего нахождения на притоке, в расчете на
1, 2 или 3 полных цикла за сутки. После пуска на программе необходимо
контролировать режим работа насосной установки в моменты первого
пуска (третий контроль) и перед последующей остановкой (четвертый
контроль) и, при необходимости, уточнить программу. После истечения
срока работы насосной установки по программе проверить возможность
работы ее в непрерывном режиме путем уточнения программы перед ее
остановкой и наблюдения за перепадом давления на штуцере. Далее
скважина может быть пущена в эксплуатацию в непрерывном режиме или
продолжено ее освоение с уточнением программы. На основе
исследований и соответствующего перерасчета возможна также замена
насосной установки.
Освоение с помощью скважинных насосов применяют в скважинах,
которые будут эксплуатироваться глубинно-насосным способом. При
этом производится контроль, за положением динамического уровня
жидкости в стволе скважины. Обычно при таком способе освоения не
допускают снижения уровня жидкости ниже приема глубинного насоса
(регламент по выводу скважин на режим). При необходимости такой
способ освоения скважины может проводиться в несколько циклов.
3.7 Тартание
Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой,
спускаемой на тонком (16мм) канате с помощью лебедки. Желонка
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
148
изготавливается из трубы длиной 8м, имеющей в нижней части клапан со
штоком, открывающимся при упоре на шток. В верхней части желонки
предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки
обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск
желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06м
3
.
Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень
ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка
при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из
скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и
глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в
скважине дают этому способу некоторые преимущества.
3.8 Имплозия
Если в скважину опустить сосуд, заполненный воздухом под
давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины,
то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого
давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая, таким
образом, пониженное давление на пласт.
Подобный эффект может быть вызван, если в скважину спустить
предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные
трубы и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом
противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из
пласта.
Вызов притока сопровождается выносом из пласта принесенных
туда механических примесей, т.е. очисткой пласта.
3.9 Освоение скважин гидросвабированием
Гидросвабирование или метод переменных давлений (МПД) или
метод многократных кратковременных депрессий (МКД) заключается в
последовательной закачке в затрубное пространство оторочек
аэрированных жидкостей.
Гидросвабирование осуществляется путем периодического
надавливания на пласт жидкостью, не допуская гидроразрыва, с
последующим быстрым сбрасыванием давления в скважине.
Знакопеременные значительные по величине градиенты давления,
образующиеся при распространении в пласт волны репрессия-депрессия,
разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах
призабойной зоны, а большие скорости возвратного излива способствуют
выносу загрязнений в ствол скважины. Для освоения гидросвабированием
выбирают трудноосваиваемые, малодебитные и сухие скважины с
призабойной зоной, закупоренной эмульсией, глинистыми и другими
загрязняющими материалами, преимущественно оборудованные
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
149
эксплуатационной колонной диаметром 146 мм для возможности
создания необходимого давления без применения пакера.
Гидросвабирование рекомендуется проводить после
предварительного вызова притока из пласта газом или пеной с обработкой
кислотной пеной или без нее. Перед гидросвабированием жидкость в
скважине должна быть заменена на совместимую с пластовой водой и
слагающим пласт материалом. Для этого могут быть использованы 1.5-3%
раствор хлористого кальция, нефть, а также, если пласт не
заглинизирован, 0,1-0,2% раствор неионогенного ПАВ, например ОП-10,
ОП-7, дисолван, превоцел Шкопау. НКТ спустить ниже перфорационных
отверстий.
Порядок работы в циклах гидросвабирования:
а) закачать в пласт жидкость гидросвабирования в течение 0,5-1
мин по межтрубному пространству. Давление закачки на устье для I цикла
- около 50 кгс/см
3
;
б) произвести резкий сброс давления в скважине через НКТ
открытием крана на устьевой арматуре с остановкой агрегата и излив в
течение 1 мин в приемную емкость;
в) закачать в межтрубное пространство 0,7; 1,0 или 1,5м
3
жидкости
при условном диаметре НКТ соответственно 60, 73 или 89мм при средней
производительности насосного, агрегата для удаления загрязнений из
области перфорационных отверстий в колонну НКТ;
г) последующие циклы производить в вышеуказанном порядке,
производя полную промывку скважины через каждые 10 циклов и
увеличивая давление закачки в каждом следующем цикле на 30-50
кгс/см
3
.
Для поддержания максимально допустимого давления закачки по
мере улучшения приемистости пласта в последующих циклах темп
закачки необходимо соответственно увеличивать. По указанному порядку
производить 50 и более циклов с общим расходом жидкости 10-30м
3
на
скважину, т.е. до прекращения выноса закупоривающих частиц или, при
отсутствии видимого выноса, до прекращения увеличения приемистости,
определяемой после полной промывки скважины по давлению закачки с
контролем за производительностью насоса по числу двойных ходов
плунжера в минуту. После гидроовабирования произвести вызов притока
из пласта пеной или освоить скважину под нагнетание воды.
3.10 Освоение нагнетательных скважин
Если целью освоения эксплуатационной скважины является
получение возможно большего коэффициента продуктивности при
данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины -
получение возможно большего коэффициента поглощения или
приемистости, который можно определить как отношение изменения