книги из ГПНТБ / Поддержание пластового давления на нефтяных месторождениях

соединение позволяет равномерно распределить нагрузку насоснокомпрессорных труб на оба пакера при пакеровке.

Жидкость с меньшим давлением по каналу 22 поступает в нижний пласт, а жидкость с высоким давлением по каналу 23 подается в верх­ ний пласт.

Забойное оборудование собирают на устье скважины и спускают обычным порядком. После спуска оборудования пакеры опрессовывают, для чего закачивают жидкость по насосно-компрессорным трубам при давлении 120—150 кгс/см2 . Отсутствие перелива жидкости через затрубное пространство свидетельствует о герметичности

Описанное оборудование удовлетворяет требованиям, предъявляе­ мым к оборудованию для совместно-раздельной закачки, но отли­ чается некоторой сложностью и не позволяет проводить профилакти­ ческие работы в призабойной зоне без срыва пакера.

Однопакёрное и двухпакерное оборудование конструкции ВНИИ.

Для раздельной закачки воды в два пласта (или две пачки) с диффе­ ренцированными давлениями нагнетания во ВНИИ создано обору­

для скважин с обсадной колонной диаметром 168 мм.

В оборудование 1.41-мм скважин (рис. 54, а) входят: колонна насосно-компрессорных труб 1, межпластовый шлипсовый пакер 2, муфта перекрестного течения 4, промывочный клапан 5, централь­ ная труба 3 и промывочный хвостовик 6.

Вода от водовода высокого давления подается в обсадную ко­ лонну скважины и попадает непосредственно в верхний пласт. От водовода низкого давления вода нагнетается в насосно-компрессор- ные трубы и через центральную трубу и горизонтальные каналы перекрестной муфты поступает в нижний пласт. Давление воды, закачиваемой в верхний пласт, передается на тарелку промывоч­ ного клапана, плотно прижимая ее к посадочному гнезду. Скважина очищается по схеме прямой промывки через клапан. Для опрессовки оборудования в скважине жидкость подается в обсадную колонну при открытой задвижке на насосно-компрессорных трубах.

Закачать жидкость с высоким давлением можно не только в верх­ ний пласт. Если промывочный клапан установить вниз, чтобы преду­ предить переток жидкости между зонами нагнетания, то скважина очищается обратной промывкой, а опрессовка оборудования прово­ дится через насосно-компрессорные трубы.

Оборудование 168-мм скважин (рис. 54, б) по конструкции ана­ логично 141-мм оборудованию. Дополнительно к перечисленным выше конструктивным узлам в нем имеется верхний пакер, который устанавливается в скважине над кровлей пласта и служит для за­ щиты обсадной колонны от действия высокого давления при закачке воды в верхний пласт. Пакер имеет два самоуплотняющихся

130

Рис. 54. Однопакерное (а) и двухпакерное (б) оборудова­ ние конструкции ВНИИ .

9*

элемента, обращенных раструбами в разные стороны. При спуске оборудования в скважину для предупреждения расширения (и раз­ рушения встречным потоком жидкости) нижнего уплотнительного элемента на него надевают специальный предохранительный кожух, который сбрасывают на забое скважины давлением при опрессовке оборудования.

Воду с высоким давлением закачивают по насосно-компрессор- ным трубам в верхний пласт, а с низким давлением — по обсадной колонне в нижний пласт. Вода от водовода высокого давления про­

и через отверстия в муфте 4 поступает к фильтру верхнего пласта. Вода с низким давлением нагнетания проходит через горизонтальные каналы муфты 1, центральную трубу 3 верхнего пакера и попадает к фильтру нижнего пласта.

Скважина очищается по схеме обратной промывки через клапан. Если давление закачки воды в верхний пласт не представляет опас­ ности для 168-мм обсадной колонны, надобность в установке верх­ него пакера отпадает, и оборудование спускают в скважину с одним нижним пакером и узлом промывочного клапана. Оборудование ВНИИ успешно прошло промышленные испытания и в настоящее время внедряется на месторождениях Татарии, Башкирии и др.

Однопакерное оборудование для совместно-раздельной закачки воды конструкции ТатНИПИнефть. В ТатНИПИнефть разработана конструкция оборудования типов А-54-00-00 и А-77-00-00 для сов­ местно-раздельной закачки воды в два пласта (две пачки) через одну скважину.

Воборудовании предусмотрены:

1)устройство, позволяющее проверять герметичность отдельных

уплотняющихэлементов и цементного кольца;

2)устройство для промывки надпакерной зоны и для страгивания оборудования при помощи ударов перед подъемом его из скважин;

3)кольцевой клапан, который позволяет осуществлять прямую или обратную промывку в зависимости от места установки клапана (в корпусе или в упоре);

4)сквозной центральный канал, дающий возможность спускать

глубинные приборы до седла нижнего клапана; 5) устройство, позволяющее опрессовывать насосно-компрессор-

ные трубы.

Оборудование конструкции ТатНИПИнефть (рис. 55) состоит: из переводника 1, хвостовика 2, втулки 3, служащих для страгива­ ния оборудования с помощью ударов и промывки надпакерной зоны; корпуса 4 и упора 7, имеющих седла для кольцевого клапана 5, от положения которого зависит возможность прямой или обратной промывки; патрубков 6, 8, 9, 11, 12, 15 и муфты перекрестного те­ чения 10, образующих кольцевой канал; кожуха с двумя упорами 13 для уплотняющих элементов, отверстия которого и радиальные отверстия муфты перекрестного течения служат для сообщения

132

центрального канала оборудова­ ния с зоной между двумя уплот­ няющими элементами 14; конуса 16, служащего для раздвигания шлипсов 27 и крепления их в об­ садной колонне; центрирующих башмаков 18, собранных в кор­ пусе 19, имеющем замковую муф­ ту, и шарового клапана 20 для опрессовки пакера.

Оборудование А-54-00-00 пред­ назначено для работы в обсадных колоннах диаметром 141 мм, А-77-00-00 — в колоннах диамет­ ром 168 мм.

Оборудование спускают в сква­ жину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессор- ных труб. После этого его припод­ нимают на 50—100 мм и повора­ чивают вправо. При этом штифты выходят из фигурного паза замко­ вой муфты. При последующем спуске оборудования пласты раз­ общаются с помощью пакера; за­ тем сбрасывают верхний шаровой клапан в седло переводника 1 и опрессовывают насосно-компрес- сорные трубы. После этого извле­ кают верхний шаровой клапан и осуществляют в определенной по­ следовательности следующие тех­ нологические операции.

1.Опрессовка пакера после сбрасывания нижнего шарового клапана. Жидкость для опрессов­ ки подается в насосно-компрес- сорные трубы. О герметичности пакера судят по переливу или изменению количества жидкости, изливающейся из затрубного про­ странства.

2.Опрессовка цементного коль­

ца. Извлекают, нижний шаровой

Рис. 55. Оборудование для совместнораздельной закачки воды в два пласта конструкции ТатНИПИнефть.

133

клапан и в насосно-компрессорные трубы подают жидкость для опрессовки. Герметичность цементного кольца контролируют по переливу или изменению количества жидкости, изливающейся из затрубного пространства.

3. Закачка воды под низким давлением по затрубному простран­ ству в верхний пласт и под высоким давлением по насосно-компрес- сорным трубам в нижний пласт.

Г-образные отверстия в корпусе 4 (см. рис. 55) попадает к кольце­ вому клапану 5, открывает его, промывает нижний пласт и по цен­ тральному каналу выходит на поверхность. При промывке надпакерной зоны насосно-компрессорные трубы приподнимают, а через продольные пазы в хвостике осуществляют прямую или обратную промывку.

Если давление жидкости, закачиваемой в верхний пласт, пре­ вышает давление жидкости, которую закачивают в нижний пласт, кольцевой клапан 5 устанавливают в седле упора 7. При таком поло­ жении клапана цементное кольцо можно опрессовывать путем подачи жидкости в затрубное пространство и можно осуществлять прямую промывку.

Описанное оборудование испытано в промышленных условиях и изготовляется серийно. Применение такого оборудования особенно необходимо в период освоения методов раздельной закачки воды. Оно позволяет определить состояние пакерующих элементов и цемент­ ного кольца при длительном применении этих методов.

Двухпакерная и секционная конструкции подземного оборудо­ вания для совместно-раздельной закачки воды по пластам, разрабо­ танные в последнее время ТатНИПИнефть, описаны в работе [НО].

Режим закачки воды по пластам

В каждый из вскрытых скважиной пластов должен закачиваться заданный условиями разработки залежи объем воды, что обеспе­ чивается соответствующим давлением нагнетания. Величина давле­ ния нагнетания зависит в основном от проницаемости заводняемого пласта, вида заводнения (внутриконтурное или законтурное), пла­ нируемого удельного поглощения q в расчете на 1 м мощности пласта и пластового давления на линии расположения нагнетательных сква­ жин (на линии нагнетания).

В каждом конкретном случае требуемая величина давления на линии нагнетания по каждому пласту определяется из решения уравнений интерференции рядов скважин или с помощью электроин­ тегратора. При этом должны быть известны: параметры каждого пласта и насыщающих их жидкостей, сетка скважин, забойные да­ вления в эксплуатационных скважинах по пластам и планируемый отбор жидкости по каждому пласту.

13

Последующие расчеты требуемой величины давления нагнета­ ния по каждому пласту целесообразно проводить, используя резуль­ таты, полученные при опытной закачке воды в сопоставимых усло­ виях. Например, для нефтяных месторождений Татарии в результате проведенных исследований приемистости нагнетательных скважин [105] построены графики поглотительной способности девонских пластов при внутриконтурном и законтурном заводнении в зави­ симости от их проницаемости, репрессии ар = рзаб — рпл и абсо­ лютной величины давления нагнетания.

Покажем использование указанных графиков на конкретном примере определения дифференциальных давлений нагнетания воды по пластам.

П р и м е р . Внутриконтурной нагнетательной скважиной на Ромашкинском нефтяном месторождении вскрыто два пласта. Проницаемость первого fe1 = 500 мд, мощность hx = 6 м; проницаемость второго к2 = 250 мд, мощность /г2 = 4 м. Глубина залегания пластов Я = 1800 м. Расстояние между нагнетательными

135

пласт залегает ниже высокопроницаемого, или двухпакерное оборудование (см. рис. 54, б), если менее проницаемым является верхний пласт. В последнем слу­

ния. Вода под высоким давлением в верхний пласт нагнетается по пасоснокомпрессорньш трубам, а под низким давлением ( р у = 100 кгс/см2 ) по затрубному пространству в нижний пласт.

При 141-мм обсадной колонне достаточно однонакериого оборудования.

Надежность разобщения пластов в скважинах при раздельной закачке

В последние годы на нефтяных промыслах для освоения и вклю­ чения в разработку отдельных неэксплуатирующихся пластов и пропластков применяются различные методы поинтервального освоения и раздельной эксплуатации. При этом вследствие дифференциации давления по пластам на цементное кольцо между интервалами пер­

скважинам, например, Абдрахмановской, Миннибаевской и Павлов­ ской площадей Ромашкинского месторождения, различна (табл. 32), поэтому большой практический интерес представляет вопрос о допу­

ной зависит от наличия и толщины глинистой корки на стенках скважины и труб, условий формирования цементного камня и т. п. В реальной скважине довольно трудно с необходимой точностью учесть эти параметры. Кроме того, известно, что при перфорации,

136

освоении и эксплуатации скважины прочность цементного камня изменяется, что практически также учесть невозможно. Поэтому в реальных условиях о прочности цементного кольца между интер­ валами перфорации можно судить только на основании большого числа данных, полученных непосредственно при исследовании

вскважинах.

Сэтой целью нами были собраны и проанализированы материалы по Ромашкинскому месторождению, полученные при проведении поинтервального гидравлического

Перетоки между пластами в стволе скважины могут возникать под дей­ ствием разного давления в выше- и нижележащих разобщенных пластах как за счет нарушения цельности цементного кольца, так и за счет пропуска жидкости в пакере, резь­

бовых соединениях труб и в отдельных узлах подземного оборудо­ вания.

Однако при описанном способе проведения испытаний на герме­ тичность невозможно установить, где перетекает жидкость, так как опрессовка оборудования и цементного кольца проводится одно­ временно. Убедительный результат можно получить только в одном случае, когда цементное кольцо и пакер герметичны.

Известен и иногда применяется на практике способ исследования герметичности участка колонны между двумя интервалами перфора­ ции с помощью радиоактивных изотопов. По результатам радиокаро­ тажа в исследуемом интервале до и после ввода изотопов судят о наличии последних за колонной. Исследование по этому способу выполняют в следующем порядке [47 ]. Проводят радиокаротаж сква­ жины. На трубах спускают гллипсовой пакер и устанавливают

137

в исследуемом участке колонны. По трубам под пакер закачивают 1,5—2 м 3 раствора, содержащего радиоактивные изотопы. Затем срывают пакер и промывают скважину (обратной промывкой) от

Обобщение опыта исследовательских работ показывает, что этот способ почти во всех случаях не дает убедительных результатов вследствие следующих крупных недостатков.

1. Этим способом определяется состояние цементного кольца только за колонной. Размеры же каналов сообщения установить невозможно. Между тем при ремонтных работах необходимо знать величину циркуляции и ее изменение в связи с изменением давления под пакером, например, при выборе способа подготовки заколонного пространства к цементированию и подборе необходимых параметров цементного раствора, а также при выборе технологической схемы изоляционных работ.

2. В связи с наличием пакера при промывке ствола скважины изотопы могут быть вымыты и из заколонного пространства, что приведет к ложному заключению. Так, на основе радиокаротажа было сделано заключение об отсутствии заколонной циркуляции в скв. 1006 и 763. Однако неоднократная установка пакеров в исследуемых интер­ валах свидетельствует о наличии заколонной циркуляции.

3. При негерметичной посадке пакера или заколонной циркуля­ ции изотопы проникают и адсорбируются в ниже- и вышележащих пластах. Это надолго исключает возможность проведения повторных радиокаротажных работ в этих пластах.

4. Если не проводится долив жидкости в скважину во время подъ­ ема пакера, то изотопы будут вымываться из пластов притекающей в скважину жидкостью. Это часто наблюдается на практике даже при доливе. Повторный радиокаротаж, естественно, не может дать результата.

5. Требуются большие затраты времени и средств. Перечисленные недостатки рассматриваемого способа и неполно­

ценные данные, получаемые при его применении, не позволяют рекомендовать его к широкому внедрению. В настоящее время из­ вестны способы, позволяющие определить величину утечки через цементное кольцо и пакер. В современных конструкциях подземного оборудования для совместно-раздельной закачки, например, в кон­ струкции ТатНИПИнефть, имеется специальное устройство, позво­ ляющее отдельно опрессовывать пакерную систему, а затем заколонное пространство.

Данные, полученные при определении герметичности заколон­ ного пространства с помощью названного устройства, приведены в табл. 33. При этом во всех случаях Ар (на 1 м высоты цементного кольца) было меньше 20 кгс/см2 и нарушения цементного кольца не наблюдалось.

Таким образом, все имеющиеся в настоящее время данные, позволяющие судить о надежности разобщения пластов за эксплуа-

138

как уже ранее нами отмечалось, может нарушиться герметичность цементного кольца. Поэтому необходимо технологию поинтерваль­ ного гидравлического разрыва, раздельной закачки и т. п. проек­ тировать так, чтобы в процессе работы было ар < 20 кгс/см2 . Перед разобщением пластов всегда нужно определять герметичность цемент­ ного кольца между ними.

В приведенных в табл. 33 примерах нагрузки на цементное кольцо, как правило, были кратковременными (1—2 ч). В промышленной практике могут быть случаи, когда цементное кольцо должно выдер­ живать нагрузку от перепада давления в течение более длительного времени (например, при раздельной закачке это время составляет месяцы и даже годы).

ние длительного времени. Полученные данные (табл. 34) показывают, что герметичное цементное кольцо может выдерживать допустимые нагрузки длительное время [48].

Из изложенного выше видно, что имеются все предпосылки для широкого внедрения раздельной закачки на многих месторождениях Советского Союза. В последние годы в Министерстве нефтяной про­ мышленности проделана большая работа по внедрению этого метода. К сожалению, пока нет месторождения или площади, где бы по всем скважинам проводилась раздельная закачка воды, поэтому нет фактических данных, позволяющих дать количественную оценку влияния раздельной закачки воды на улучшение показателей разра­ ботки месторождения или площади в целом. Но, несмотря на это, эффективность данного метода не вызывает сомнений. Так, анализ данных по отдельным скважинам показывает, что благодаря внедре­ нию раздельной закачки многие ранее не работающие пласты начали принимать воду и были включены в активную разработку.

139