![](/user_photo/_userpic.png)
книги из ГПНТБ / Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях
..pdfto
о
Первое гидросвабироваяие
изменение параметров пласта и работы сква жины, % от начальных
о |
к |
|
|
fи s |
я |
|
S e |
с о |
|
а о |
|
|
с а |
|
а
Б
о.
13
Яч
о*
Второе гидросвабирование
s |
изменение параметров |
о. |
|
а |
пласта и работы сква |
и |
жин, % от начальных |
« |
|
|
о |
|
О |
а |
|
|
о |
|
а |
ю |
|
s |
со |
Я |
|
2 |
0Jг, S |
|
О.s Sо |
5 И |
|
и о |
||
Б со |
к- « |
Г и д р о с в а б и р о в а н и е о т KHG
s
«
р;
S a •6
2 н a t*
а о
Т а б л и ц а 26
2
|
s |
|
|
я |
|
|
X |
|
о |
S я |
|
о |
SS |
|
|
||
|
о |
|
|
О. м |
|
|
ta S |
|
со Я |
я H |
|
я • |
^ cd |
|
(л я |
||
и a |
2129 |
14,6 |
400 |
47 |
43 |
0 |
+ 11 |
- 1 9 |
- 1 7 |
41 |
7000 |
45 |
27 |
0 |
+16 |
|
|
73 |
5.4 |
fi |
37,2 |
4940 |
6,6 |
320 |
169 |
418 |
0 |
+100 |
+28 |
+4 8 |
41 |
7510 |
181 |
316 |
0 |
+ 8 7 |
—9 |
—38 |
81 |
10,2 |
6 |
57.2 |
493S |
7,0 |
390 |
200 |
497 |
0 |
+ 4 0 |
+1 5 |
- И 18 |
36 |
2620 |
164 |
220 |
0 |
+ 8 0 |
—13 |
- 6 9 |
14 |
1,0 |
14 |
25,3 |
4927 |
9,0 |
400 |
124 |
432 |
0 |
+ 2 0 |
- 4 0 |
—20 |
52 |
3210 |
И З |
120 |
0 |
+17 |
-1-78 —25 |
78 |
4,4 |
6 |
22,8 |
|
4925 |
5,4 |
290 |
73 |
86 |
0 |
+ 18 |
+ 3 4 |
+12 |
48 |
8000 |
91 |
60 |
0 |
+ 3 0 |
+18 |
—2 |
94 |
18,6 |
5 |
66,6 |
|
|
|
|
|
Г и д р о с в а б и р о в а н и е |
с п о м о щ ь ю |
а г р е г а т о в |
АП-500 |
|
|
|
|
||||||||
2121 |
13 |
300 |
98 |
287 |
0 |
+ 5 0 |
+ 5 |
+75 |
57 |
11568 |
57 |
177 |
|
+33 |
+ 2 9 |
+ 9 9 |
Uli |
18,6 |
|
«0,4 |
1013 |
12 |
380 |
72 |
143 |
0 |
+ 2 0 |
— |
— |
54 |
4 655 |
58 |
104 |
|
+33 |
—42 |
+ 5 0 |
112 |
51,2 |
|
111,5 |
2118 |
8 |
480 |
126 |
73 |
0 |
+253 |
+19 |
-1-39 |
58 |
16491 |
68 |
108 |
|
+ 4 0 |
+ 1 2 |
+ 8 |
115 |
26,2 |
|
85,2 |
2027 |
12 |
350 |
86 |
549 |
0 |
- 7 8 |
|
|
1 |
|
95 |
98 |
|
+239 |
-1-127 |
+284 |
107 |
20,2 |
|
80,6 |
имела бы без проведения гидросвабирования. По этой методике подсчитана эффективность процесса (табл. 26).
Из табл. 26 видно, что гидросвабирование способствует восстано влению и увеличению приемистости нагнетательных скважин. Про
должительность |
эффекта по сква |
|
жинам различна (от 15 до 100 сут). |
Т а б л и ц а S |
|
По большинству |
скважин она со |
|
ставляет 2—3 мес при числе гпдро- |
Число |
|
свабирований от 2 до 17. |
обработок |
|
|
Оптимальная продолжитель ность процесса гидросвабирования 7—8 ч.
Эффективность гидросвабиро вания зависит также от пласто вого давления и проницаемости пласта. Она увеличивается с увели чением этих параметров (табл. 27).
Расчеты по фактическим дан ным показывают, что применение гидросвабирования для поддержа ния приемистости скважин эконо мически оправдано. Средний эко номический эффект на одну сква жину в год составляет более 1 тыс. руб.
эффек всего тивных
23 |
9 |
37 |
17 |
60 |
26 |
8 |
3 |
33 |
13 |
19 |
10 |
Таким |
образом, проведенные |
В с е г о : |
60 |
26 |
||
исследования показали, что перио |
|
|
|
|
||
дическое |
гидросвабирование мо |
|
|
|
|
|
жет быть |
эффективным средством поддержания приемистости наг |
|||||
нетательных скважин на |
заданном |
уровне. |
Технологические па |
|||
раметры гидросвабирования |
и периодичность |
операций должны вы |
бираться на основе предварительно проведенных исследований для каждого конкретного месторождения.
5. В Л И Я Н И Е МЕЖПЛАСТОВОГО ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ НА ПРИЕМИСТОСТЬ СМЕЖНЫХ ПЛАСТОВ РАЗЛИЧНОЙ ПРОНИЦАЕМОСТИ
На большинстве месторождений (Ромашкинском, Туймазинском, Ново-Елховском и др.) продуктивные горизонты представлены не сколькими пластами, имеющими различную мощность и проницае мость и отделенными друг от друга глинистыми пропластками мощ ностью в несколько метров. На таких месторождениях, как правило, несколько пластов различной проницаемости эксплуатируются одной скважиной.
Исследования, проведенные с помощью глубинных расходомеров и дебитомеров, показывают, что не все вскрытые пласты участвуют в разработке. Поэтому работам по вовлечению этих пластов придается большое значение.
121
Многолетними наблюдениями за работой нагнетательных сква жин Ромашкинского месторождения нами было установлено, что приемистость одинаковых и отличающихся по коллекторским свой ствам пластов при прочих равных условиях различна. Так, напри мер, скважины, вскрывшие один пласт проницаемостью 300 мд, как правило, принимают воду при забойном давлении 250 кгс/см2 . А скважины, в которых пласты проницаемостью до 300 мд находятся по соседству с более высокопроницаемыми, при тех же забойных давлениях воду практически не принимают. В табл. 28 приведены некоторые данные о приемистости таких скважин.
Наблюдения показывают, что соседние пласты, разобщенные
маломощными глинистыми пропластками, оказывают взаимное |
влия |
||||||||||
|
|
|
|
|
ние на их приемистость. На Ро- |
||||||
|
|
Т а б л и ц а |
28 |
машкинском |
месторождении |
нами |
|||||
|
|
|
Приеми |
было исследовано |
влияние |
одного |
|||||
|
|
|
пласта |
на смежные с ним |
пласты. |
||||||
|
|
|
стость, |
||||||||
Число |
Число |
Давление |
м 3 / с у т |
на |
Рассматривалось |
изменение |
при |
||||
сква |
вскры |
закачки |
1 м пер |
емистости скважин, оборудованных |
|||||||
тых |
на устье,. |
фориро |
|||||||||
жин |
пластов |
кгс/см2 |
ванной |
под раздельную закачку воды, пос |
|||||||
|
|
мощности |
|||||||||
|
|
|
пласта |
|
ле отключения |
одного из |
пластов |
||||
|
|
|
|
|
(в разобщенные |
пласты воду зака |
|||||
18 |
1 |
120 |
50 |
|
чивали |
при |
одинаковых |
давле |
|||
|
ниях). |
|
|
|
|
|
|
||||
41 |
2 - 3 |
110 |
16 |
|
Во всех рассмотренныххкважи- |
||||||
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
нах при отключении одного пласта |
||||||
приемистость |
соседнего |
пласта увеличивалась (табл. 29). Объяснить |
|||||||||
это только повышением |
давления закачки воды |
нельзя, так |
как, |
по нашим данным, отключение одного из пластов не приводит к су щественному повышению давления на устье скважины. То же отме
чается и |
при |
переводе нагнетательных |
скважин под раздель |
ную закачку |
воды с дифференцированным |
давлением нагнетания |
|
(120/160 |
кгс/см2 ). |
|
При снятии профилей приемистости пластов на разных режимах нагнетания (перед раздельной закачкой) оказалось, что отдельные пласты, имеющие более низкую проницаемость, воду не принимали (табл. 30), и весь объем закачиваемой воды поглощали пласты более высокой проницаемости.
После получения данных о приемистости пластов при совместной закачке скважины были оборудованы под раздельную закачку. На нефтяных месторождениях Татарии воду при раздельной закачке подают к скважине по двум параллельным водоводам — высокого и низкого давления. Под высоким давлением закачивают по колонне насосно-компрессорных труб в пласты более низкой проницаемости, а под низким по затрубному пространству — в пласты повышенной проницаемости. Исходя из конструктивных особенностей оборудова ния, воду подают сначала в пласт низкой проницаемости, а затем в пласт высокой проницаемости, после чего ее закачивают в разоб щенные пласты одновременно.
122
скважины |
Мощность |
|
пласта, м |
||
922 |
7,2 |
|
13,6 |
||
|
||
3217 |
2,8 |
|
11,0 |
||
|
||
|
8,8 |
|
2059 |
2,8 |
|
|
6.0 |
|
|
4,8 |
|
1050 |
2,0 |
|
|
8,0 |
|
|
4,4 |
|
1048 |
2,0 |
|
|
6,4 |
4,0
9283,0
2,0
3263 |
2,2 |
|
9,0 |
||
|
Проница |
При закачке |
||
в оба пласта |
|||
емость |
|
|
|
пласта, |
|
QB ** |
|
мд |
Р * |
||
Q„ |
|||
|
|||
|
|
||
220 |
100 |
270 |
|
310 |
|||
|
|
||
360 |
И З |
208 |
|
380 |
772 |
||
|
|||
670 |
120 |
• 101 |
|
385 |
400 |
||
620 |
|
||
|
|
||
700 |
115 |
550 |
|
|
|||
|
209 |
||
|
|
||
325 |
110 |
102 |
|
480 |
102 |
||
725 |
|
||
|
|
||
400 |
100 |
445 |
|
|
|||
630 |
120 |
||
|
|||
|
|
||
565 |
120 |
430 |
|
995 |
|||
850 |
|||
|
410 |
|
|
11,0 |
|
660 |
90 |
550 |
||
|
|
|
4,4 |
|
220 |
65 |
|||
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
8,0 |
|
845 |
|
440 |
|
1056 |
|
|
|
1,6 |
|
930 |
108 |
450 |
|
|
|
|
3,2 |
|
230 |
|
|||
|
|
|
|
|
|
||||
|
1,2 |
|
1 |
в |
е |
р х " |
140 |
|
|
|
30 |
|
1 |
н |
я |
я |
300 |
|
77 |
3216 |
°' |
1 |
|
пачка |
|
118 |
|||
1,2 |
|
) |
ниж - |
|
203 |
||||
|
|
480 |
|
||||||
|
2,8 |
|
\ |
ня я |
|
|
|||
|
9,6 |
|
J |
пачка |
760 |
|
|
Т а б л и ц а 29
После отключения одного из пластов
Ру |
Qu |
|
|
100 |
4Ô0 |
|
|
112 |
8Î2 |
|
|
.120 |
520 |
|
|
110 |
467 |
|
|
91 |
ÏÔ5 |
|
|
100 |
523 |
|
|
120 |
Ï2Î9 |
|
|
100 |
813 |
|
|
108 |
815 |
|
|
115 |
2Ï4 |
|
* р —давление на устье в кгс/см2 .
** Q B / 0 H — в числителе и в знаменателе соответственно приемистость верхнего
и нижнего пластов в м'/сут.
123
а |
Разобщенные пласты |
|
% |
||
к |
|
|
к |
|
|
« . |
|
|
m |
|
|
к |
|
|
о |
|
|
3266 |
г + Д |
|
|
||
|
а |
|
3206 |
б |
|
г |
||
|
||
|
г + Д |
|
958 |
а |
|
в . |
||
|
г |
|
|
а |
|
962 |
~б~ |
|
|
в |
Перфорирован ная мощность, м |
Проницаемость, мд |
2,0 |
170 |
11 |
600 |
2,4 |
130 |
3,2 |
130 |
3,2 |
300 |
10,0 |
250—400 |
2,6 |
100 |
2,4 |
|
6.6350
5,4 |
150 |
2,6 |
130 |
4,0 |
160 |
Т а б л и ц а 30
Совместная закачка |
воды |
Раздельная |
||||
|
во все пласты |
|
закачка |
воды |
||
S |
н |
я |
!» |
s |
Ь |
|
и |
S» |
о |
|
?» |
||
|
о |
О |
о |
О |
||
Р. К |
OS |
>*Ен |
cSs |
|
||
Р. К |
Р. в |
|
||||
|
|
|
|
|
||
114 |
0 |
140 |
0 |
142 |
359 |
|
140 |
1260 |
125 |
737 |
|||
|
0 |
|
0 |
168 |
' 548 |
|
И З |
0 |
120 |
0 |
|||
0 |
0 |
123 |
187 |
|||
|
|
|||||
|
142 |
|
386 |
|
|
|
101 |
0 |
— - |
|
150 |
30 |
|
0 |
|
|
||||
|
! |
105 |
130 |
|||
|
130 |
|
||||
|
|
|
|
|
||
101 |
0 |
|
' |
150 |
210 |
|
580 |
) |
|
105 |
580 |
||
|
|
|
* Черта показывает разобщенные пласты при раздельной закачке (или место уста новки пакера).
Замеры приемистости пластов после их разобщения и закачки воды в каждый пласт под различным давлением показали, что пласты, ранее не участвовавшие в разработке (см. табл. 30), начинают при нимать воду в значительных количествах. Так, в скв. 3266 и 962 приемистость верхних пачек пластов увеличилась с нуля соответ ственно до 359 и 210 м3 /сут. Приемистость пластов более высокой проницаемости осталась примерно такой же, как и до перевода сква жин под раздельную закачку (при сопоставимых устьевых давле ниях). Это может быть объяснено следующим.
Известно, что при совместной закачке жидкости в пласты, вскры тые одной скважиной и имеющие различную проницаемость, давле ние в призабойной зоне изменяется неодинаково.
Изменение давления в любой точке пласта после -пуска скважины
вэксплуатацию может быть определено по известным формулам: для первого пласта
для второго пласта |
|
* * - ä [ - H ( - « s r ) ] - |
<2?> |
124
где Q1 и Q2 — приемистость отдельных пластов; ц — коэффициент вязкости жидкости; кг и к2 — коэффициенты проницаемости соот ветственно первого и второго пластов; hx и h2 — мощности соответ ственно первого и второго пластов; Еі — интегральная показатель ная функция; г — расстояние от скважины до точки, в которой определяется давление в момент t; •к1 и х 2 — коэффициенты пьезопроводности соответственно первого и второго пластов.
По этим формулам было рассчитано изменение давления в призабойной зоне пластов одинаковой мощности проницаемостью 1000 и 100 мд при одновременной закачке в них воды (рис. 52).
При одинаковом забойном давлении, воздействующем на оба пласта, в призабойной зоне высокопроницаемого пласта давление возрастает быстрее, чем в пласте более низкой проницаемости.
0 |
ГО |
ZOr,MO |
10 |
20г,м0 |
/О |
Л яг |
|
а |
|
|
о1 |
|
в |
Рис. 52. Графики распределения давления в призабойной зоне пластов с различной проницаемостью через различные промежутки времени:
а — * = 10 с; б — і = 60 с; в — при раскрытии трещины в одном пласте.
Вследствие этого создается перепад давлений (Дрх — Ар 2 ) между призабойными зонами пластов (на графике показано штриховкой).
На Ромашкинском месторождении продуктивные пласты раз общены глинистыми пропластками, глины которых под давлением ведут себя как высоковязкие жидкости [22], поэтому дополнитель ная нагрузка на малопроницаемые пласты вследствие разности давле ний передается сразу и полностью. Эта дополнительная нагрузка препятствует открытию в малопроницаемых пластах новых трещин и способствует закрытию уже существующих. Первые трещины от крываются в высокопроницаемом пласте [58]. Это приводит к уве личению сжимающей нагрузки на соседние пласты.
Расчеты показывают, что при длительной закачке воды в сква жину давление в призабойной зоне малопроницаемых пластов будет примерно равно давлению в высокопроницаемом пласте, но не пре высит его. Поэтому трещины в малопроницаемом пласте не откроются.
Вскважинах, вскрывших пласты одинаковой проницаемости, âpx —
—Др-2 = 0, поэтому дополнительные сжимающие нагрузки со сто роны какого-либо из пластов не возникают. Из рис. 52 видно, что при 10-кратной разнице в проницаемости пластов перепад давления
125
составляет 100 кгс/см2 . Если в призабойной зоне нет трещин и филь трация идет только по порам, указанная нагрузка заметно не повлияет на проницаемость и приемистость пластов. Но так. как большинством нагнетательных скважин были вскрыты пласты раз личной проницаемости и фильтрация в призабойной зоне происхо дила в основном по трещинам [24, 58], то приведенные выше поло жения объясняют нулевую приемистость малопроницаемых пластов. В скважинах, вскрывших один пласт, дополнительная сжимающая нагрузка не возникает, поэтому их приемистость выше.
Для проверки этого нами в НГДУ Иркеннефть проведены спе циальные исследования в двух нагнетательных скважинах, геологотехническая характеристика которых приведена в табл. 31.
Т а б л и ц а 31
„Mb |
Мощность |
Проница |
Глубина |
Давление |
Приемистость |
|
скважины |
пласта, м |
емость |
установки |
закачки на устье, |
3 |
/ с у т |
пласта, мд |
пакера, м |
кгс/см2 |
пласта, м |
1040 |
4,0 |
550 |
1850 |
100 |
360 |
|
11,4 |
690 |
190 |
||||
|
|
|
||||
1139 |
10,0 |
450 |
1674 |
102 |
210 |
|
13,8 |
750 |
220 |
||||
|
|
|
Предварительно проведенные исследования подтвердили полное разобщение пластов. Была определена приемистость обоих пластов при одновременной закачке воды в них и при отключении одного из пластов. Было установлено, что при раздельной закачке приемис тость каждого пласта выше, чем при одновременной закачке в не сколько пластов. В случае отключения одного из них давление на устье повышалось на 1—2 кгс/см2 . Такое повышение давления закачки не вызывает заметного увеличения приемистости.
В этих же скважинах определяли влияние очередности ввода
пластов под |
закачку на их приемистость. Исследования проводили |
в следующем |
порядке. |
После остановки скважин на излив в пласты одновременно начи нали закачивать воду. Затем поочередно отключали их и по показа ниям расходомера определяли их приемистость. После одинаковой по продолжительности остановки поочередно включали пласты под закачку и определяли их приемистость.
Исследования в скв. 1040 и 1139 показали, что приемистость пласта, включаемого под закачку первым, была выше, чем при одно временном включении обоих пластов. Суммарная приемистость скважины независимо от порядка включения пластов оставалась практически неизменной.
126
Таким образом, опыты, проведенные в промышленных условиях, подтвердили правильность приведенных в начале параграфа теоре тических положений о влиянии межпластового перепада давления на приемистость смежных пластов различной проницаемости. С уче том отмеченной закономерности в скважинах, оборудованных под раздельную закачку, необходимо первыми вводить под закачку мало проницаемые пласты. Последующее подключение под закачку воды пластов с более высокой проницаемостью не оказывает существен ного влияния на приемистость малопроницаемых пластов.
В тех скважинах, в которых по техническим причинам невоз можно осуществить раздельную закачку воды, необходимо прово дить поэтапное вскрытие и освоение пластов, начиная с малопрони цаемых. Одной из наиболее действенных мер для предотвращения влияния межпластового перепада давления и вовлечения малопро ницаемых пластов в разработку в настоящее время является раздель ная закачка воды при дифференцированном давлении нагнетания.
6.РАЗДЕЛЬНАЯ ЗАКАЧКА ВОДЫ
ВНЕСКОЛЬКО ПЛАСТОВ ЧЕРЕЗ ОДНУ НАГНЕТАТЕЛЬНУЮ СКВАЖИНУ
Нефтяные месторождения Советского Союза в основном много пластовые. Выработка запасов нефти каждого пласта самостоятель ной системой эксплуатационных и нагнетательных скважин требует чрезвычайно больших капиталовложений и не всегда себя оправды вает. Последовательная разработка пластов, например, снизу вверх, как правило, не обеспечивает нужных темпов добычи нефти по место рождению в целом. На современном этапе развития теории и прак тики добычи нефти целесообразной представляется совместно-раз дельная разработка многопластовых нефтяных месторождений, пред усматривающая вскрытие в эксплуатационных и нагнетательных скважинах нескольких продуктивных пластов с последующим их разобщением в стволе скважины пакерующими устройствами для обеспечения оптимального режима отбора нефти или закачки воды по каждому разобщенному пласту (пачке пластов).
Разобщению подлежат в первую очередь пласты, значительно отличающиеся друг от друга по коллекторским свойствам. При осуществлении совместно-раздельной закачки воды в каждый из разобщенных пластов вода подается по отдельному каналу, под давлением, обеспечивающим заданный объем закачки. Дифферен циация давлений нагнетания воды по пластам производится в соот ветствии с их коллекторскими свойствами.
Объемы закачки воды через одну скважину по пластам можно
регулировать |
следующими методами. Первый метод заключается |
|||||
в том, что с |
помощью специальных |
закупоривающих |
материалов |
|||
частично или |
полностью |
изолируют |
от скважины те пласты, в ко |
|||
торые закачка |
воды нежелательна |
или ее |
требуется |
ограничить. |
||
В этом случае |
на устье |
скважины |
должно |
поддерживаться |
доста |
|
точно высокое давление |
нагнетания, |
необходимое для закачки |
воды |
127
в слабопроницаемые пласты. Практически этот метод еще не нашел применения.
Сущность второго метода состоит в том, что изолируют в сква жине друг от друга пласты с различной проницаемостью и проводят
закачку воды |
по |
отдельным каналам с различными |
давлениями |
в зависимости |
от |
проницаемости пластов. Раздельно |
закачивать |
воду по пластам можно также с применением для каждого пласта индивидуальной сетки нагнетательных скважин (третий метод). Иногда оказывается целесообразным применение второго и третьего методов.
На некоторых участках раздельная закачка воды должна сопро вождаться регулированием отбора нефти из отдельных пластов в ря дах эксплуатационных скважин, что явится дополнительным сред
ством по выравниванию |
темпов продвижения |
закачиваемой воды |
|
и |
обеспечит более полное |
извлечение нефти из всех находящихся |
|
в |
эксплуатации пластов. |
Сочетание методов |
раздельной закачки |
и |
раздельной эксплуатации позволяет создать необходимый перепад |
|
давления между линиями нагнетания и отбора в каждом |
пласте |
|
и |
обеспечить более равномерное вытеснение нефти из пластов. |
|
|
Изучение условий применения методов раздельной |
закачки |
воды, например, на площадях Ромашкинского месторождения, позволило классифицировать нагнетательные скважины по типам разреза продуктивного горизонта, разработать рекомендации по делению горизонта на самостоятельные объекты эксплуатации, определить максимальные устьевые давления нагнетания, обеспе чивающие необходимую приемистость пластов с различными коллекторскими свойствами.
Установлено, что для большинства нагнетательных скважин разбивка разреза только на два объекта дает существенный эффект по улучшению разработки горизонта, тем более что для обеспече ния проектных объемов закачки по отдельным пластам на большей части нагнетательных скважин при существующих давлениях на линиях нагнетания устьевые давления закачки не будут превышать 1 8 0 - 200 кгс/см2 .
Подземное оборудование нагнетательных скважин для совместно-раздельной закачки воды по пластам
В настоящее время к оборудованию для раздельной закачки воды предъявляется целый комплекс требований. Оно должно быть про стым по устройству и обеспечивать возможность проведения следу ющих операций: а) промывки скважины; б) обработки призабойных зон пластов с целью поддержания, восстановления или увеличения их приемистостей; в) проведения исследовательских работ малогаба ритными глубинными приборами; г) замеров пластового и забойного давлений во всех разделенных пластах. Кроме того, оно должно быть пригодным для использования при различных мощностях пластов и глинистых разделов между ними.
128
|
Для реализации метода совместно-раздельной закачки воды по |
||||||||||||||||||
пластам |
за |
|
последние |
10—15 |
|
лет |
предложено |
много |
конструкций |
||||||||||
подземного |
оборудования нагнетательных |
скважин, в той или иной |
|||||||||||||||||
мере отвечающих указанным выше требованиям |
(оборудование |
||||||||||||||||||
ВНИИнефть, ТатНИПИнефть, |
|
Гипротюменнеф- |
|
|
|||||||||||||||
тегаз, Азинмаш и др.). |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||||
|
Ниже приводится краткое описание кон |
|
|
||||||||||||||||
струкций, |
|
применяемых |
в |
|
нагнетательных |
|
|
||||||||||||
скважинах |
и, на наш взгляд, |
представляющих |
|
|
|||||||||||||||
наибольший |
интерес |
с точки |
|
зрения |
перспек |
|
|
||||||||||||
тивности их практического |
применения. |
|
|
|
|
||||||||||||||
|
Оборудование конструкции |
Е.' П. Алексеенко |
|
|
|||||||||||||||
представляет |
собой |
сочетание двух |
пакеров |
|
|
||||||||||||||
(рис. 53) 1 и 2 с упором на забой, спускаемых на |
|
|
|||||||||||||||||
насосно-компрессорных |
трубах 3. |
Нижний па |
|
|
|||||||||||||||
кер 1 устанавливается между пластами, изо |
|
|
|||||||||||||||||
лируя |
их |
друг от друга в обсадной |
; ко |
|
|
||||||||||||||
лонне 4. Место |
его установки |
определяется |
в |
|
|
||||||||||||||
соответствии |
с технологическими |
условиями |
и |
|
|
||||||||||||||
достигается |
|
за счет спуска в скважину трубы |
|
|
|||||||||||||||
5, |
служащей |
опорой |
для |
пакера. Для |
про |
|
|
||||||||||||
хода жидкости в нижний пласт в опорной |
|
|
|||||||||||||||||
трубе |
против |
продуктивного |
пласта |
I I |
про |
|
|
||||||||||||
сверливают |
|
15—20 |
отверстий |
6 |
диаметром |
|
|
||||||||||||
15—20 мм [6]. Выше пакера через переводник |
|
|
|||||||||||||||||
7 |
устанавливается |
разобщитель |
специальной |
|
|
||||||||||||||
конструкции — два |
ряда концентрично распо |
|
|
||||||||||||||||
ложенных |
труб 8 и 9, соединенных между со |
|
|
||||||||||||||||
бой |
проходными |
каналами 10. |
|
|
|
|
|
|
|
||||||||||
|
Наружный |
ряд труб 8 |
разобщителя |
через |
|
|
|||||||||||||
переводник |
|
11 |
|
соединяется |
с |
верхним |
паке- |
|
|
||||||||||
ром |
2, |
который |
устанавливается |
выше |
про |
|
|
||||||||||||
дуктивных |
пластов и |
служит для предохране |
|
|
|||||||||||||||
ния |
обсадной |
|
колонны |
от |
|
высоких |
(более |
|
|
||||||||||
100 кгс/см2 ) давлений, создаваемых на |
верх |
|
|
||||||||||||||||
ний |
пласт |
/ . |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Внутренний ряд труб 9 |
разобщителя |
через |
|
|
||||||||||||||
переводник 12 соединяется |
с трубами 13, |
про |
Рис. 53. Оборудование |
||||||||||||||||
ходящими |
внутри верхнего пакера и образу |
||||||||||||||||||
для |
совместно-раз |
||||||||||||||||||
ющими |
кольцевое |
сечение |
14 |
для |
прохода |
дельной закачки воды |
|||||||||||||
жидкости, |
и через переводник |
15 |
соединяется |
в два пласта конструк |
|||||||||||||||
с насосно-компрессорными трубами 3. В |
ниж |
ции |
Е. П. Алексеенко. |
||||||||||||||||
ней |
части |
разобщитель имеет |
|
заглушку |
16. |
|
|
|
|||||||||||
|
К верхнему пакеру через переводник 17 присоединяется труба 18, |
в которой просверливают 15—20 отверстий 19 диаметром 15—20 мм для прохода жидкости из затрубного пространства в нижний пласт.
Верхний конец трубы 18 с помощью переводника 20 и зажимной муфты 21 крепится к насосно-компрессорным трубам 3. Такое
9 заказ 51 |
129 |