1232

Рис. П.32. Регулировочные кривые фонтанной скважины:

/ — забойное давление рс, МПа; 2 — газовый фактор Г0, м3/м3; 3 — дебит скважины Q,

Если, например, забойное давление должно быть не ниже дав­ ления насыщения, которое составляет 8 МПа, то за оптималь­ ный диаметр штуцера можно принять d = 6,8 мм. При этом диа­

жины л = 8%.

Технологический режим работы фонтанных скважин уста­ навливает геологическая служба НГДУ ежемесячно. Изменя­ ют режим в основном по результатам исследований скважин, которые проводят не реже одного раза в три месяца.

Исследование газлифтных скважин

Исследование газлифтных скважин в большинстве случаев проводят Методом пробных откачек. При этом темп откачки жидкости (дебит скважины) изменяют путем увеличения или уменьшения расхода рабочего агента при одном и том же диа­ метре штУцера (если он есть). В процессе исследования опре­ деляют зависимость дебита скважины от забойного давления, необходимую для построения индикаторной кривой, а также за­ висимость дебита от расхода рабочего агента, которая необхо­ дима для установДения оптимального режима работы сква­

агента Паза, возДУха) проводят следующим образом.

Сначала устанавливают режим работы скважины при ми­

нимальном рас*0Де газакогда еще происходит подача жидко­ сти из скаажинЫЭтот минимальный расход газа поддержива-

труб и газ, поступая в них, захватывает все меньшее количе­ ство жидкости.

Обычно по результатам исследования газлифтной скважины строят кривую Q= f(Vо) и на этом же графике строят кривую* удельного расхода рабочего агента (рис. 11.34), показывающую, как при различных отборах жидкости изменяется количество нагнетаемого газа, необходимого для подъема из скважины 1 м3 жидкости. Кривую удельного расхода рабочего агента* можно построить по данным деления расхода сжатого агента (газа, воздуха) на соответствующий этому расходу дебит. Из^ рис. 11.34 видно, что наименьший удельный расход газа получа­ ем не при максимальном дебите жидкости, а при несколькоменьшем отборе. По кривым 1 и 2 определяем количество на­ гнетаемого рабочего агента, необходимого для эксплуатации’ данной скважины. Режим ее работы можно установить в зави­ симости от допускаемого отбора жидкости и производительно­ сти компрессорной станции. Если количество сжатого газа до­ статочно для полного обеспечения всех скважин на промыслеучастке) и дебит скважин можно не ограничивать, то работа­ ют на режиме максимального дебита, которому соответствует* наивысшая точка на кривой 1 (см. рис. 11.34). Если сжатого га­ за на промысле не хватает илн по технологическим или геоло­ гическим причинам отбор жидкости из скважин ограничен, ТО' работают на режимах минимального удельного расхода газа.

Режим работы газлифтных скважин пересматривают один* раз в месяц или один раз в квартал в зависимости от стадии' разработки месторождения.

Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосами

Зависимость дебита нефти, газа и воды от забойного дав­ ления или динамического уровня в таких скважинах определя­ ют методом установившихся отборов. На основании построен­ ной зависимости определяют коэффициент продуктивности, до­ пустимую депрессию и устанавливают режим эксплуатации:

скважины.

В большинстве случаев при исследовании насосных скважин находят зависимость дебит — динамический уровень или опре­ деляют забойное давление по высоте динамического уровня в

тем динамометрирования, т. е. снятия диаграммы изменения на-

^Рис. 11.35. Наиболее часто встречающиеся в промысловой практике характер­ ные динамограммы (на динамограммах 6, 7, 5, 10 и 11 цифрами обозначен порядок их записи):

Фактические нагрузки на штанги в точке их подвеса, конт­ роль за работой подземного насосного оборудования в целом и характера работы отдельных его узлов определяют с помощью измерительного прибора — д и н а м о г р а ф а или автоматиче­ ским снятием динамограммы. Перо динамографа прочерчивает на бланке самописца линии, показывающие в определенном масштабе изменение нагрузки н£ сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз). Записанная таким образом диаграмма называется д и н а м о г р а м м о й .

Форма снятой диаграммы зависит от состояния насосного оборудования и работы отдельных его узлов. Сопоставление снятой фактической динамограммы с теоретической позволяет определить отклонения от нормальной работы насосной уста­ новки в делом и дефекты в работе насоса. Например, при про­ пуске жидкости через нагнетательный клапан нагрузка от стол­ ба жидкости воспринимается штангами частично или вовсе не воспринимается, что отражается на форме динамограммы. Та­ ким образом, неисправности насосной установки и другие фак­ торы, влияющие на работу оборудования, влияют на форму и размеры динамограммы, т. е. по динамограмме можно опреде­ лить причину неисправности установки и своевременно прини­ мать меры к ее устранению.

С помощью динамограммы можно установить и степень на­

На рис. 11.35 приведены характерные динамограммы, наи­ более часто встречающиеся в промысловой практике.

РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕСКОЛЬКИХ,

ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ

Большинство нефтяных и газовых месторождений — много­ пластовые, т. е. состоят из ряда залежей, расположенных по-

единой сетке) нефть отбирается из верхних горизонтов скважи­ нами, пробуренными на нижний, так называемый опорный го­ ризонт, только после его истощения путем перехода на выше­ лежащие горизонты или в аварийных ситуациях. Этот способ называется разработкой снизу вверх.

В первом случае для одновременной разработки всех плас­ тов необходимо бурение значительного числа скважин на каж­ дый продуктивный горизонт, что связано с большими капитало­ вложениями (на бурение и обустройство промысловых площа­ дей).

Во втором случае разработка месторождения затягивается на десятилетия, так как в каждой скважине одновременно в эксплуатации находится лишь один горизонт.

Для ускорения разработки многопластового месторождения и уменьшения капиталовложений применяют раздельную экс­ плуатацию нескольких пластов одной скважиной. Сущность этого метода заключается в том, что все продуктивные пласты (или основные из них) разбуривают одной сеткой скважин; в скважины спускают специальное оборудование, обеспечиваю­ щее одновременное извлечение нефти из каждого пласта на по-

гверхность по отдельным каналам (или по одному каналу с ре­ гулированием отбора по каждому пласту).

Наиболее распространен метод раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. В этом случае каналами для извлечения нефти на поверхность могут быть спускаемые в скважину: а) два параллельных ряда подъемных труб; б) два концентрических ряда труб.

В Советском Союзе применяют способы раздельного отбора продукции из двух пластов в одной скважине, раздельного на­

ствлен в нескольких разновидностях, различающихся конструк­ циями подземного и наземного оборудования.

Согласно установившейся терминологии принято для крат­ кости именовать ту или иную технологическую схему совмест­

бом, а верхний — фонтанным.

Рассмотрим некоторые схемы подземного оборудования для

.раздельной эксплуатации (ОРЭ).

Схемы оборудования для раздельной эксплуатации двух пластов фонтанным способом

Схему фонтан — фонтан используют в период разработки ^месторождения, когда энергетические запасы пластов обеспе­ чивают фонтанирование. По этой схеме продукция пластов мо­ жет подниматься на поверхность по одному общему каналу ли- «бо по отдельным каналам, число которых должно быть равно числу разрабатываемых пластов. В качестве каналов исполь­ зуют колонны НКТ, располагаемые в эксплуатационной колон­ не параллельно или концентрично.

Наиболее простая схема оборудования (рис. 11.36) включа­ ет пакер 8, устанавливаемый между продуктивными пласта­ ми 7 и Я и колонну НКТ 5. Верхний пласт эксплуатируется по кольцевому каналу, образованному эксплуатационной колон­ ной 6 и НКТ 5, а нижний — по колонне НКТ 5. Фонтанная ар­ матура имеет задвижки 1, 2 для сообщения с внутренними по­ лостями колонн и штуцеры 3, 4 для регулирования режима от­ бора жидкости.

1

Рис. 11.38. Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры

По схеме с применением параллельных рядов НКТ на бо­ лее длинной колонне устанавливают пакер, изолирующий ниж­ ний пласт от верхнего. Вторую колонну спускают параллельно первой, и ее башмак располагают выше пакера в зоне перфо­ рации верхнего пласта. Аналогичным образом может быть реа­ лизована схема раздельного отбора пластовой жидкости для трех и более пластов.

При раздельной эксплуатации фонтанирующих пластов ис­ пользуют сдвоенную фонтанную арматуру (рис. П.38) тройникового типа. Над колонной головкой устанавливают трубную головку, состоящую из крестовины 9, к боковым фланцам ко­ торой присоединены задвижки 10. В верхнюю коническую рас­ точку крестовины вставлены два конических трубодержателя 7 и 8, на которых подвешены параллельные колонны труб. Над крестовиной устанавливают двухпроходной переводник 6. К его верхнему фланцу крепят сдвоенную прямоточную задвижку 5. Для регулирования режима работы пластов предусмотрены устьевые штуцера, смонтированные в двух струнных выкидных линиях / и 4. В верхней части арматуры на прямоточной цент­

ральной задвижке 3 установлены лубрикаторы 2. В описанном оборудовании оригинальным узлом является крестовина 9 с коническими трубодержателями, остальные узлы и детали за­ имствованы из фонтанной арматуры.

Конструкция оборудования устья позволяет последователь­ ный спуск насосно-компрессорных труб, работу с клиновыми захватами и элеваторами, использование превентора и прове­ дение прямой и обратной промывок скважины.

Оборудование устья устанавливают на фланец кондуктора, навинченный на верхнюю его трубу, и крепят посредством бол­ тов. К верхнему фланцу крестовины крепят упорный фланец с упорной шайбой, имеющей отверстия, через которые пропуще­ ны удерживаемые колонны НКТ. Выше упорного фланца рас­ положен фланец с ввинченным патрубком для размещения пре­ вентора.

Опыт эксплуатации скважин показал, что:

использование концентрически расположенных колонн рез­ ко усложняет глубинные исследования пласта, эксплуатируемо­ го по кольцевому пространству, и затрудняет удаление пара­ фина; ухудшает условия фонтанирования, так как жидкость те­ чет по кольцевому каналу с высоким гидравлическим сопротив­ лением, увеличенным вследствие наличия муфтовых соедине­ ний;

применение концентрически расположенных колонн позволя­ ет эксплуатировать пласты с применением эксплуатационной колонны меньшего диаметра по сравнению с диаметрами ко­ лонн НКТ;

использование в качестве канала кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ нежелательно, так

Такую схему используют в том случае, когда один из пластов не обладает достаточной энергией для фонтанирования.

Используют следующие варианты: фонтан—ШСН, ШСН — фонтан; фонтан — ЦЭН, ЦЭН — фонтан; фонтан—ГПН, ГПН— фонтан. Кроме того, применяют схемы газлифт — фонтан и фон­ тан — газлифт.

При работе по схеме насос — фонтан в скважину на колон­ не труб спускают пакер, разобщающий верхний и нижний пла­ сты. Жидкость из нижнего пласта поступает на прием сква­ жинного насоса и поднимается по внутренней полости НКТ. Привод скважинного насоса осуществляется балансирным стан­ ком-качалкой. Пластовая жидкость из верхнего фонтаниру­ ющего пласта поднимается по кольцевому каналу, образованно­ му эксплуатационной колонной и НКТ. Расход жидкости регу­ лируется на устье с помощью штуцера.

f

добычи нефти. Такая схема сложна, так как оба способа требу­ ют подвода энергии к двум насосам. Это усложняет конструк­ цию оборудования и затрудняет подземный ремонт и исследо­ вание пластов.

Обычно применяют следующее сочетание внутрискважинно­ го оборудования штанговых скважинных насосов, подвешенных на одной колонне штанг. Оборудование (рис. 11.39) включает в себя колонну НКТ с пакером 3> установленным между продук­ тивными пластами 2 и 5; выше и ниже пакера располагают скважинные насосы 1 и 4, плунжеры которых приводятся в действие одной колонной штанг. Колонна штанг перемещается балансирным станком-качалкой.

Продукция нижнего пласта поступает на прием нижнего на­ соса по внутренней полости НКТ через цилиндр и клапаны