Свабирование нефтяных скважин что это такое
Добыча нефти методом свабирования — МегаЛекции
Одним из способов снижения давления на забой является свабирова-ние (поршневание). Сваб — поршень, снабженный клапаном, который спускают на канате в колонну НКТ. Клапан при ходе поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне. Глубина погружения сваба зависит от мощности агрегата, на котором установлена лебедка, размеров лебедки и прочности каната, на котором спускается сваб.
Различают максимальную глубину погружения и глубину погружения под уровень. Первая зависит от прочности каната и мощности агрегата, вторая — от диаметра НКТ, плотности жидкости и прочности каната. По мере снижения уровня жидкости в скважине глубина погружения под уровень уменьшается.
Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепенно в течение сравнительно длительного времени, что способствует плавному запуску скважины. Если за один рейс будет извлечена жидкость из 250 м НКТ диаметром 73 мм, то общее снижение уровня в скважине диаметром 146 мм составит около 60 м.
Постепенное снижение давления на забой не позволяет осуществлять резкую депрессию на пласт, которая иногда необходима для очистки каналов в призабойной зоне пласта. Поэтому при отсутствии притока при свабировании необходимо убедиться в наличии связи пласта со скважиной и принять меры по устранению сопротивления движению жидкости.
Свабирование скважин с высоким пластовым давлением производят при установленных на устье фонтанной арматуре и противовыбросовом сальниковом устройстве (лубрикаторе). Если давление ниже гидростатического, используют только устройство для направления жидкости, извлекаемой из скважины, в емкости.
Приток из нефтяного пласта при свабировании определяют по появлению в извлекаемой жидкости газа, эмульсии и нефти. При получении интенсивного притока уровень в скважине возрастает и встречается свабом на глубине, откуда жидкость уже была извлечена. Если пластовое давление ниже гидростатического, свабирование ведут до полного извлечения находящейся в скважине жидкости, т.е. замены ее пластовым флюидом.
Снижение уровня в скважине с помощью желонки — один из способов уменьшения давления на забой. Это один из самых старых методов вызова притока из пласта. Тартание может быть использовано при испытании неглубоких скважин с низкими пластовыми давлениями.
Желонка изготовляется из тонкостенных труб диаметрами 89 и 114 мм, в нижней части ее имеется клапан, а в верхней — приспособление для крепления каната. Желонка спускается в скважину на канате под уровень жидкости, наполняется, а затем поднимается на поверхность. Иногда желонку опускают в интервал перфорации и многократным подъемом и спуском ее создают эффект поршневания. Работы по снижению уровня жидкости в скважине ведутся медленно, так как объем желонок невелик. Например, для снижения уровня на 500 м в колонне диаметром 168 мм желонкой диаметром 114 мм и длиной 10 м необходимо сделать более ПО рейсов.
Глубина спуска ограничивается прочностью и длиной каната, на котором спускается желонка. В последние годы тартание при испытании скважин используется редко.
Чем старше месторождение, тем труднее добывать из недр земли "черное золото", тем сложнее производство и выше затраты. Однако стабильно высокий уровень добычи нефти нашим управлением обеспечен за счет комплекса мер по контролю и совершенствованию разработки нефтяных месторождений. Далеко не последнюю роль в этом деле играет спецподразделение при ЦПРС - бригада по освоению скважин после производства всевозможных обработок скважин и добыче нефти методом свабирования.
В процессе работы нередко приходится отвечать и новичкам, и опытным нефтяникам, что же такое "сваб". Свое название метод получил от одной детали, входящей в состав своего оборудования (сваб) и являющейся основным инструментом свабирования (swab (англ.) - дословно "поршень"). Метод свабирования известен давно, но в течение 20 лет был запрещен в России по соображениям безопасности, так как не было надежных сальниковых очистителей. Теперь, когда эти проблемы решены, а метод компрессирования воздухом практически запрещен в России, а также учитывая простоту метода и относительную дешевизну по сравнению с методом компрессирования скважин азотом, свабирование набирает обороты. Кроме того, существенным преимуществом метода свабирования является то, что им не создается давление на пласт. Фильтрационные свойства пласта только улучшаются. Метод позволяет решать и ряд технологических проблем, возникающих при проведении методов улучшения нефтеотдачи пластов. Вот только некоторые из них:
- снижение гидростатического давления при ПРС и добыче за счет снижения уровня жидкости в скважине и "запуска" самостоятельной скважины;
- очистка ствола скважины и удаление частиц после гидроразрыва пласта;
- оценка притока после перфорирования;
- удаление соляной кислоты после соляно-кислотной обработки;
ОРЭ
При добыче нефти часто встречаются проблемы одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.), одной скважиной. Кроме того, некоторые пласты вместо отдачи жидкости, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром.
Одновременно - раздельная эксплуатация (ОРЭ) обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учёт добываемой продукции каждого объекта расчётным способом по забойным давлениям, соответствующим их продуктивностям, а также запроектированным темпам разработки.
ОРЭ осуществляют путем оснащения скважин обычной конструкции оборудованием, разобщающим продуктивные пласты, или путем использования для этих целей скважин специальной конструкции.
Настоящее руководство по эксплуатации распространяется на установку для ОРЭ двух пластов, отличающуюся тем, что штанговый насос в ней снабжен дополнительным всасывающим клапаном, установленным на боковой поверхности цилиндра в точке, делящей цилиндр пропорционально дебитам пластов. Пласты разделены между собой пакером.
В руководстве изложена конструкция, принцип действия, технические характеристики и методика определения параметров работы установки.
Пример записи условного обозначения установки при заказе:
УОРЭ-146 ТУ3665-094-00147585-2004
УОРЭ-168 ТУ 3665-094-00147585-2004
У – установка
О – одновременно
Р – раздельной
Э – эксплуатации
1. Наименование изделия – установка для одновременно - раздельной эксплуатации двух объектов (далее установка).
2. Обозначение – УОРЭ-146 или УОРЭ-168.
3.Установка предназначена для одновременно - раздельной эксплуатации двух объектов в одной скважине с оптимальными для них параметрами.
4. Область применения – нефтедобывающие скважины, имеющие два вскрытых объекта разработки и эксплуатируемые штанговым насосом. Технические характеристики приведены в таблице 10.
Таблица 12
| Наименование показателя | Значение | |
| УОРЭ-146 | УОРЭ-168 | |
| Производительность установки, м³/сут, не более* | ||
| Рабочая среда | нефть, минерализованная вода, нефтяной газ | |
| Максимальная температура рабочей среды, К (С˚), не более | ||
| Габаритные размеры, мм, не более -диаметр, D -длина в зависимости от типа используемого штангового насоса, L | 3200-5020 | 3200-6350 |
| Напор,м, не более | ||
| Обводненность нефти, %, не более | ||
| Динамическая вязкость, Па·с, не более | 0,025(25 сП) | |
| Минерализация, г/л, не более |
Продолжение таблицы 12
| Наименование показателя | Значение |
| УОРЭ-146 | УОРЭ-168 |
| Содержание сероводорода, г/л, не более | |
| Концентрация ионов водорода, (рН), в пределах | 4,2-8 |
| Содержание механических примесей в добываемой жидкости, г/л, не более | |
| *Производительность установки определяется идеальной подачей используемого штангового насоса. |
Идеальная подача насосов при семи двойных ходах плунжера в минуту приведена в таблице 11.
| Условный диаметр насоса, мм | Идеальная подача, м³/сут, при ходе плунжера, мм | |||||||||
| 3,8 | 8,3 | 2,9 | 7,6 | 2,1 | 8,4 | 6,0 | 3,6 | 1,3 | 9,0 | |
| 3,1 | 0,7 | 8,4 | 6,2 | 3,8 | 4,2 | 7,0 | 9,9 | 02,7 | 15,5 |
Таблица 13
Схема установки изображена на рисунке 11 и 12. В состав установки входит пакер 4 для разобщения объектов, штанговый насос 2 с дополнительным всасывающим клапаном 11, размещенным на боковом отверстии в стенке цилиндра, и хвостовик 5.
Для разобщения объектов могут быть использованы пакера 4: М1-Х, ПРО-ЯДЖ, ПРО-ЯМО, ПДМ, пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35, СПИОТ или любые другие позволяющие герметично разобщить объекты в скважине. В установке используются штанговые (невставные) трубные насосы типов НН, НН1 или НН2 по ОСТ26-16-06-86 с условным размером 44 мм для эксплуатационной колонны (ЭК) диаметром 146 мм и 57 мм для ЭК диаметром 168 мм. Хвостовик собирается из труб НКТ диаметром 60 или 73 мм и предназначен для соединения насоса с пакером.
Установка, в которой объекты разобщены пакером 4, а штанговый насос 2 снабжен дополнительным боковым всасывающим клапаном 1 и хвостовиком 5, работает следующим образом. В случае, когда забойное давление по оптимальным параметрам у верхнего объекта больше, чем у нижнего, продукция из объекта с меньшим забойным давлением поступает в цилиндр насоса 2 через основной всасывающий клапан 3, а из верхнего объекта – через дополнительный 1. Местом расположения дополнительного бокового всасывающего клапана 1 выбирается точка, делящая цилиндр насоса 2 по длине пропорционально дебитам объектов.
При ходе плунжера 8 вверх нагнетательный клапан 9 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ, а в цилиндр насоса 2, через всасывающий клапан 3 поступает продукция нижнего объекта до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой всасывающий клапан 1. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана 1 и вплоть до достижения верхней мертвой точки (ВМТ), в цилиндр насоса 2 через клапан 1 поступает продукция верхнего объекта, при этом основной всасывающий клапан 3 закрывается, т.к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего.
Рисунок 1 Рисунок 2
Рекомендуемые страницы:
Читайте также:
Воспользуйтесь поиском по сайту:
megalektsii.ru
способ освоения нефтяных скважин (варианты) и установка для его осуществления (варианты) - патент РФ 2471065
Изобретение направлено на повышение эффективности освоения скважин за счет прямого воздействия на продуктивный пласт при низких и аномально низких пластовых давлениях, высоком газовом факторе, снижение затрат на проведение работ. Техническим результатом является повышение эффективности освоения скважин за счет прямого воздействия на продуктивный пласт при низких и аномально низких пластовых давлениях. Способ по одному из вариантов исполнения заключается в проведении спуска в интервал перфорации скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования. Откачивают пластовый флюид из продуктивного пласта. Замеряют количество откачанного из пласта флюида. Отбирают пробы и проводят их анализ. Поднимают насосное оборудование на поверхность. При этом в качестве насосного оборудования используют двухстороннюю установку погружную центробежного насоса с электрическим приводом (УЭЦН). Проводят щадящее дренирование и создание малой депрессии на пласт при работе насоса на малых частотах с помощью станции управления с частотным регулятором привода (СУ ЧРП). Освоение ведут до откачки полного объема закачанной жидкости при оптимизации и ремонте скважины плюс 1,5 объема скважины. Причем при освоении скважин после ГРП и с интенсивным выносом песка хвостовик насосно-компрессорных труб комплектуют шламоотделителем и контейнером из насосно-компрессорных труб (НКТ) объемом от 100 до 500 литров. Установка для освоения нефтяных скважин по одному из вариантов исполнения включает устьевое оборудование, пульт управления, силовой кабель, НКТ с хвостовиком. При этом на колонне в скважине последовательно сверху вниз установлены погружной центробежный насос с приемной сеткой, погружной электродвигатель с гидрозащитой. Кроме того, установка снабжена подпорной секцией, кинематически связанной с погружным электродвигателем, и блоком долива, соединенным выкидной линией с устьевым оборудованием. При этом гидрозащита выполнена в виде нижнего и верхнего протекторов, закрепленных сверху и снизу на валу погружного электродвигателя. 4 н. и 6 з.п. ф-лы, 4 ил., 3 пр. 
Рисунки к патенту РФ 2471065
Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазодобывающей промышленности, а именно к технике интенсификации притока пластового флюида из пласта добывающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано при освоении и интенсификации притока.
Необходимость освоения скважин обусловлена технологией их строительства, которая заключается в разрушении горной породы механическим способом; создании в призабойной зоне давления ниже пластового для вызова притока пластового флюида.
Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока из пласта и обеспечению его продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта, при этом достигается восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получение продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.
Известен способ вызова притока нефти из пласта понижением уровня скважинной жидкости компрессированием (см. патент РФ № 2095560, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.11.1997), включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) в ней путем снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны НКТ.
Известно также устройство для понижения гидростатического давления столба жидкости в колонне НТБ в зоне пласта, которое представляет собой компрессор, технология использования которого достаточно проста и заключается в понижении давления жидкости в зоне пласта путем продувки скважины сжатым воздухом (см. «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Утверждены Госгортехнадзором России 14 декабря 1992 года. - М.: ТОО Авангард, 1993).
Недостатками известных способа и устройства являются: высокие трудовые и энергетические затраты на реализацию; вытеснение жидкости сжатым газом приводит к перемешиванию жидкости глушения с продукцией пласта, что вызывает необходимость ее регенерации или полной замены. Кроме того, способ компрессирования воздухом отнесен к запретным по условиям безопасности и экологического воздействия.
Известен способ свабирования скважины, при котором депрессию на пласт и, соответственно, дренирование скважины создают в результате подъема столба жидкости в колонну НКТ при помощи перемещаемого в ней сваба. Технологически способ представляет собой процесс периодического спуска поршневого элемента (сваба) в колонне НКТ под динамический уровень жидкости глушения и последующего его подъема до устья скважины (см. Е.П.Солдатов, И.И.Клещенко, В.Н.Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". 1997. № 6-7. С.27-29). Свабирование скважины этим способом осуществляется без пакера или с пакером.
Известен также комплекс оборудования для свабирования скважин, предназначенный для безопасного вызова притока жидкости при освоении скважин при герметичном устье, который обеспечивает приток жидкости из пласта без ухудшения коллекторских свойств призабойной зоны и состоит из устьевого оборудования, скважинного оборудования и средств контроля, причем в скважинное оборудование входят лебедка, канат, сваб, узел заделки каната, грузы, клапан всасывающий, ловитель и шаблон (см. «Комплекс оборудования для свабирования скважин. Техническое описание и инструкция по эксплуатации. А 13000000 ТО. 1993»). При свабировании сваб спускается на канате в НКТ. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью талевого каната и обычно не превышает 75-150 м. Устье при поршневании остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.
Недостатки свабирования скважины без пакера заключаются в очень малой депрессии на пласт (0,6-0,8 МПа) и необходимости производства значительного числа (8-12) циклов свабирования, что по времени соизмеримо с продолжительностью освоения скважины способом компрессирования.
При свабировании скважины с пакером, напротив, создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состоянии призабойной зоны скважины при вызове притока из слабоцементированных палгекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. Во всех случаях результативность свабирования повышается с увеличением частоты и стабильности операций спуска-подъема сваба. При этом возникает повышенная вероятность аварийных ситуаций (обрывы канатов, роликов, частые выходы из строя сальников, поломки техники, все работы связаны с повышенным риском для людей).
Известен способ освоения скважины с помощью струйного насоса (патент РФ № 1797646, МПК Е21В 43/00), включающий спуск в скважину струйного насоса, добычу флюида из продуктивного пласта, измерение дебита, отбор пробы с проведением ее анализа и подъем струйного насоса на поверхность, спуск струйного насоса совместно с проточным пробоотборником, установленным под насосом, отбор проб в момент прекращения добычи жидкости из пласта и проведение анализа пластовой пробы после подъема струйного насоса. Способ реализуется с помощью устройства, включающего колонну насосно-компрессорных труб, хвостовик, корпус струйного насоса, установленный между колонной насосно-компрессорных труб и хвостовиком, струйный насос, обратный клапан и проточный пробоотборник, установленный ниже струйного насоса, жестко соединенного с ним и образующего с хвостовиком кольцевое пространство, перекрытое обратным клапаном, пропускающим жидкость в направлении от устья скважины к забою.
На истощенных месторождениях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами 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 Рс<Рпл, при которой устанавливается приток из пласта. Такой способ освоения эффективен в тех случаях, когда по опыту известно, что скважина не нуждается в глубокой и длительной депрессии для очистки призабойной зоны, однако при слабом притоке имеется большая вероятность выхода из строя электропогружного оборудования.
Наиболее близким аналогом, принятым в качестве прототипа изобретения, является способ освоения скважин периодическим включением УЭЦН на 1 час с последующим отключением на 1,5 часа (Установки погружных центробежных насосов АЛНАС. Инструкция по эксплуатации УЭЦНА РЭ. ЕЮТИ.Н.354.000 РЭ. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2004, с.39-40) с регулярным контролем динамического уровня пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины и тока, потребляемого погружным электродвигателем (ПЭД). Перевод УЭЦН на непрерывную работу осуществляют при достижении минимально допустимой скорости охлаждающей ПЭД пластовой жидкости.
Недостатками известного способа являются длительный срок и невысокое качество освоения скважин. Это обусловлено необходимостью проведения большого количества измерений и расчетов для коррекции режимов работы установки, а также невысокой скоростью изменения депрессии на пласт вследствие использования УЭЦН малой производительности. Кроме того, при слабом притоке большая вероятность выхода из строя электропогружного оборудования.
Все перечисленные методы имеют один общий недостаток: они зависят от гидростатического и пластового давлений и эффективны только при условии, если Рг/ст<Рпл.
Решаемая техническая задача состоит в обеспечении эффективного извлечения флюида из пласта на устье скважины по колонне НКТ с максимальной проработкой продуктивного интервала пласта независимо от величины пластового и гидростатического давлений.
Техническим результатом является повышение эффективности освоения скважин за счет прямого воздействия на продуктивный пласт при низких и аномально низких пластовых давлениях, высоком газовом факторе, снижение затрат на проведение работ.
Задача, положенная в основу настоящего изобретения, решается тем, что в способе по первому варианту исполнения, включающем проведение спуска в интервал перфорации скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования, откачку пластового флюида из продуктивного пласта, замер количества откачанного из пласта флюида, отбор пробы с проведением анализа и подъем насосного оборудования на поверхность, в качестве насосного оборудования используют двухсторонний УЭЦН, при этом проводят щадящее дренирование и создание малой депрессии на пласт при работе насоса на малых частотах с помощью СУ ЧРП, а освоение ведут до откачки полного объема закачанной жидкости при оптимизации и ремонте скважины + 1,5 объема скважины.
Задача, положенная в основу настоящего изобретения, решается также и тем, что в способе по второму варианту исполнения, включающем проведение спуска в интервал перфорации скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования, откачку пластового флюида из продуктивного пласта, замер количества откачанного из пласта флюида, отбор пробы с проведением анализа и подъем насосного оборудования на поверхность, в качестве насосного оборудования используют двухсторонний УЭЦН, при этом проводят щадящее дренирование и создание малой депрессии на пласт при работе насоса на малых частотах с помощью СУ ЧРП, а освоение ведут до откачки полного объема закачанной жидкости при оптимизации и ремонте скважины + 1,5 объема скважины, причем при освоении скважин после ГРП и с интенсивным выносом песка хвостовик насосно-компрессорных труб комплектуют шламоотделителем и контейнером из НКТ объемом от 100 до 500 литров.
Задача, положенная в основу настоящего изобретения, решается также и тем, что установка для освоения нефтяных скважин по первому варианту исполнения, включающая устьевое оборудование, пульт управления, силовой кабель, колонну насосно-компрессорных труб с хвостовиком, установленные на колонне в скважине последовательно сверху вниз погружной центробежный насос с приемной сеткой, погружной электродвигатель с гидрозащитой, снабжена подпорной секцией, кинематически связанной с погружным электродвигателем, и блоком долива, соединенным выкидной линией с устьевым оборудованием, при этом гидрозащита выполнена в виде нижнего и верхнего протекторов, закрепленных сверху и снизу на валу погружного электродвигателя.
Задача, положенная в основу настоящего изобретения, решается также и тем, что установка для освоения нефтяных скважин по второму варианту исполнения, включающая устьевое оборудование, пульт управления, силовой кабель, колонну насосно-компрессорных труб с хвостовиком, установленные на колонне в скважине последовательно сверху вниз погружной центробежный насос с приемной сеткой, погружной электродвигатель с гидрозащитой, снабжена подпорной секцией, кинематически связанной с погружным электродвигателем, соединенным выкидной линией с устьевым оборудованием, при этом гидрозащита выполнена в виде нижнего и верхнего протекторов, закрепленных сверху и снизу на валу погружного электродвигателя, а хвостовик снабжен шламоотделителем и контейнером для шлама.
Дополнительные существенные отличия предложенной группы изобретений по двум вариантам исполнения установки состоят в том, что:
- погружной электродвигатель выполнен двухсторонним, а подпорная секция - в виде центробежного насоса;
- хвостовик выполнен длиной свыше 1000 м из НКТ 2 или длиной до 500 м из НКТ 2,5 ;
- пульт управления выполнен в виде выносной СУ ЧРП, подключенной к ТМПН.
Освоение скважин с помощью двухстороннего УЭЦН позволяет ускорить отбор жидкости и предотвращает климатацию продуктами реакции продуктивного материала, значительно снижается время ремонта скважины.
Применение хвостовика длиной свыше 1000 м (например, 1300 м) из НКТ 2 дает возможность вести освоение, проходя через аварийные участки ЭК, с заходом в боковые стволы скважин, а также позволяет произвести отбор жидкости из ЗУМПФа и активизировать всю площадь перфорированного продуктивного интервала.
Применение СУ с частотным регулятором позволяет полностью руководить отбором жидкости и создавать любую депрессию на пласт.
Применение шламоотделителя и контейнера 100 (м) и рабочие органы ЭЦН из нержавеющей стали дают возможность работать с большим КВЧ.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленной группы изобретений, позволил установить, что не обнаружены аналоги, характеризующиеся признаками и связями между ними, идентичными всем существенным признакам заявленного технического решения, группа изобретений не известна и явным образом не следует для специалиста нефтегазодобывающей промышленности, а с учетом возможности промышленного изготовления, можно сделать вывод о соответствии критериям патентоспособности.
Предпочтительные варианты исполнения предлагаемого технического решения описываются далее на основе представленных чертежей, где:
- на фиг.1 представлена схема освоения нефтяных скважин по первому варианту исполнения;
- на фиг.2 представлена схема освоения нефтяных скважин по второму варианту исполнения;
- на фиг.3 показана установка освоения нефтяных скважин по первому варианту исполнения;
- на фиг.4 - то же по второму варианту исполнения.
На фиг.1 показана скважина 1, в которую спущена эксплуатационная колонна 2, имеющая перфорированный участок против продуктивного пласта. В эксплуатационную колонну 2 спущена рассматриваемая установка 3: двухсторонний УЭЦН, содержащая установленные между колонной НКТ 4 и хвостовиком 5 погружной электродвигатель 6, гидрозащиту, выполненную в виде нижнего 7 и верхнего 8 протекторов, подпорную секцию 9, электроцентробежный насос 10 с приемной сеткой 11. Колонна НКТ 4 соединена с оборудованием 12 устья скважины и посредством выкидной линии 13 с блоком долива 14. Управление двухсторонним УЭЦН осуществляют станцией управления 15 с частотным регулятором привода, соединенной силовым кабелем 16 с повышающим трансформатором 17. В состав оборудования 12 устья скважины входят нефтесборный коллектор 18, манометр 19, эхолот 20, пробоотборник 21, лубрикатор 22 и т.п.
При освоении нефтяных скважин по второму варианту исполнения (фиг.2) помимо указанных элементов в схему дополнительно включены соединенные с хвостовиком 5 шламоотделитель 23 и контейнер 24 для шлама.
Способ освоения нефтяных скважин с применением предлагаемой установки осуществляют следующим образом.
Для освоения скважины 1 после проведения ремонтных работ на скважине в рамках ГТМ в нее спускают расчетной длины колонну НКТ 4 с хвостовиком 5, между которыми установлен двухсторонний УЭЦН. Хвостовик из НКТ спускают в зону перфорации скважины и ведут дренирование продуктивного интервала пласта. Работа пласта в таких условиях не зависит от гидростатического и гидродинамического давления, так как откачка пластового флюида производится непосредственно из продуктивного интервала пласта. При большой обводненности пластового флюида хвостовик спускают ниже интервала перфорации, что при дренировании не дает оседать воде в ЗУМПФ и что помогает лучше проработать продуктивный интервал пласта.
Энергия от наземного электрооборудования передается по силовому кабелю 16 на погружной электродвигатель 6. Вращение ротора электродвигателя 6 через вал верхнего протектора 8 передается на вал насоса 10, который всасывает жидкость через приемную сетку 11. При этом через вал нижнего протектора 7 вращение передается на подпорную секцию 9, жидкость через хвостовик 5, спущенный в интервал перфорации продуктивного пласта, попадает в подпорную секцию 9, набирает динамику и разгон, выбрасывается в затрубное пространство, обеспечивая дополнительное охлаждение ПЭД 1, подхватывается насосом 10 и поднимается по колонне НКТ 7 на поверхность.
После проведения РИР производят щадящее освоение (дренирование) и создание малой депрессии на пласт с помощью работы насоса на малых частотах, при этом используют СУ ЧРП, что позволяет не создавать резкую депрессию на пласт и позволяет изоляционному материалу закрепиться в пласте.
При освоении скважин после ЗБС хвостовик спускают в продуктивный интервал бокового ствола и дренирование ведут непосредственно из интервала перфорации и независимо от гидродинамического давления.
При освоении скважин после ГРП и с интенсивным выносом механических примесей (пропанта) (см. фиг.2) хвостовик 5 комплектуется шламоотделителем 23 и контейнером 24 для шлама из НКТ V от 100 до 500 литров. Производится щадящее освоение (дренирование) и создание малой депрессии на пласт при работе насоса на малых частотах с помощью СУ ЧРП, что позволяет не создавать резкую депрессиию на пласт и позволит пропанту закрепиться в пласте. При этом жидкость через шламоотделитель 23, очищаясь от тяжелых механических примесей, попадает в подпорную секцию 9, набирает динамику и разгон, выбрасывается в затрубное пространство, обеспечивая дополнительное охлаждение ПЭД 1, подхватывается насосом 10 и поднимается по колонне НКТ 4 на поверхность. Тяжелые механические примеси выпадают в осадок в контейнер 24 для шлама. Механические примеси, в процессе откачки жидкости на этапе освоения скважины, постепенно скапливаются внутри шламоуловителя 23 и контейнера 24 для шлама, не попадая в ЗУМПФ скважины. За счет этого отпадает необходимость в проведении ремонтных работ, связанных с очисткой зумпфа скважины от механических примесей.
Поднятый на поверхность шламоуловитель 23 и контейнер 24 для шлама очищают от механических примесей или заменяют на порожние.
Примеры
Опытно-промысловая эксплуатация двухсторонних УЭЦН осуществлялась в скв. ЗБС на Сорочинско-Никольском месторождении ОАО «Оренбургнефть» ТНК ВР и дала положительные результаты.
СКВ № 1350 Сорочинско-Никольского месторождения.
СКВ № 1433 Сорочинско-Никольского месторождения
СКВ 2571 Сорочинско-Никольского месторождения
Предлагаемый способ освоения значительно снизил время освоения и качественно очистил продуктивный интервал перфорации, что дало прибавку дебита жидкости до 84 м3 в сутки.
Производят монтаж двухстороннего УЭЦН. Для освоения скважины в нее спустили УЭЦН на НКТ на заданную глубину (согласно плану работ) с замером НКТ R-изоляции (сопротивлением изоляции), шаблонированием труб, спрессовывают НКТ с помощью агрегата ЦА - 320 на 40 атм. Допускается падение давление в трубах на 5 атм. Собирают фонтанную арматуру с возможностью работы двухстороннего УЭЦН в нефтесборный коллектор, обвязывают скважину на блок долива через лубрикаторную задвижку. Производят контрольный замер R-изоляции, производят обвязку НО и проверяют состояние устьевых манометров, замеряют объем жидкости в блоке долива по уровнемеру. В процессе подготовительных работ к запуску двухстороннего УЭЦН производят контрольный замер R-изоляции, сопротивление изоляции должно быть не ниже 2 (мОм) производят обвязку НО с соблюдением правил электробезопасности в электроустановках свыше 1000 В. С помощью эхолота производят замер статического уровня, запускают двухсторонний УЭЦН на частоте 45 Гц. Замеряют электрические параметры работы установки. По параметрам работы двухстороннего УЭЦН повышают частоту работы до 50 Гц и выше при наличии станции управления с частотным регулятором привода. Если СУ не оснащена частотным регулятором, производят запуск на промышленной частоте 50 Гц. Через 1,5 часа работы двухстороннего УЭЦН при недостаточном Q (дебете) охлаждения ПЭД производят остановку на КВУ и охлаждают ПЭД не менее 2 часов. Отбивку уровня производят через 15 минут. Данные заносят в карту освоения скважины, после чего запускают двухсторонний УЭЦН до максимальной откачки. Уровень максимальной откачки должен быть не менее 250 метров от уровня жидкости в скважине до приемной сетки насоса. Производят отбивку динамического уровня с помощью эхолота каждый час, ведут контроль за затрубным давлением. Контроль производительности двухстороннего УЭЦН осуществляют с помощью уровнемера в блоке долива. Каждые 30 минут отслеживают электрические параметры работы двухстороннего УЭЦН. Данные заносят в карту освоения скважины. С периодичностью 2 часа отбирают контрольные пробы на визуальное наличие КВЧ и контроля РН с помощью экспресс тестов. Отбирают из скважины V жидкости = V закачанной жидкости + 1,5 объема скважины. При удовлетворительном РН (не мене 5) по согласованию с технологической службой заказчика переводят скважину в нефтесборный коллектор, ставят скважину на замер в АГЗУ. При этом можно смоделировать работу ЭПО и получить истинную картину по потенциалу скважины.
После проведения максимальной откачки или отбора полного объема жидкости, отключают двухсторонний УЭЦН и ставят скважину на КВУ. Производят отбивку динамического уровня через каждые 15 минут в течение 2 часов, отслеживают параметры работы скважины. Данные заносят в карту освоения скважины. Отключают СУ и силовой кабель от ТМПН, передают скважину бригаде КРС для смены двухстороннего УЭЦН.
Демонтируют двухсторонний УЭЦН согласно руководству по эксплуатации и вывозят оборудование на производственную базу для ревизии.
Все работы производят с соблюдением соответствующих требований Правил ТБ в НГП.
Применение предлагаемых технических решений освоения нефтяных скважин после КРС, РИР, БОПЗ, ОПЗ, ГРП и бурения нефтяных скважин позволит качественно улучшить процесс освоения после завершения строительства и капитального ремонта, причем этот процесс можно вести и на скважинах, где пластовое давление значительно ниже гидростатического, в скважинах, где противопоказана резкая депрессия из-за незакрепленного материала при РИР или ГРП, в скважинах с высоким газовым фактором, так как забор жидкости идет непосредственно из интервала продуктивного пласта.
Независимость от гидростатического давления позволяет ускорить процесс освоения, предлагаемые технические решения для освоения позволяют произвести отбор жидкости из ЗУМПФа и активизировать всю площадь перфорированного продуктивного интервала. Точечное дренирование не позволяет происходить резкой депрессии и способствует сохранению заколонного цемента, способствует закреплению пропанта при ГРП и реагентов (гелей, пластика и т.д.) при РИР. Отсутствие канатной и нагнетательной техники снижает уровень аварийности при проведении работ. Отсутствие сальников и собранная ФА практически сводят к нулю ГНВП при освоении скважин. Работа центробежного насоса при освоении скважин дает более реальную картину по рабочему потенциалу скважины. Производительность значительно превышает все известные методы, что значительно снижает время ремонта и затраты на проведение работ.
Принятые сокращения
АГЗУ - автоматизированная групповая замерная установка;
БОПЗ - большая обработка призабойной зоны;
ГНВП - газонефтеводопроявление;
ГРП - гидроразрыв пласта;
ЗБС - забурка бокового ствола;
ЗУМПФ - зона успокоения механических примесей пластового флюида;
КВУ - кривая восстановления уровня;
КВЧ - концентрация взвешенных частиц;
КРС - капитальный ремонт скважины;
МРП - межремонтный период;
НКТ - напорно-компрессорная труба;
НО - наземное оборудование;
ОПЗ - обработка призабойной зоны
ПЗП - призабойная зона пласта;
ПЧ - преобразователь частоты переменного тока;
ПЭД - погружной электродвигатель;
РИР - ремонтно-изоляционные работы;
ТМПН - трансформатор масляный повышающий наружный;
УЭЦН - установка погружная центробежного насоса с электрическим приводом;
ФА - фонтанная арматура;
ЭПО - электропогружное оборудование;
ЭЦН - погружной центробежный насос с электрическим приводом.
ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
1. Способ освоения нефтяных скважин, включающий проведение спуска в интервал перфорации скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования, откачку пластового флюида из продуктивного пласта, замер количества откачанного из пласта флюида, отбор пробы с проведением анализа и подъем насосного оборудования на поверхность, отличающийся тем, что в качестве насосного оборудования используют двухсторонний УЭЦН, при этом проводят щадящее дренирование и создание малой депрессии на пласт при работе насоса на малых частотах с помощью СУ ЧРП, а освоение ведут до откачки полного объема закачанной жидкости при оптимизации и ремонте скважины плюс 1,5 объема скважины.
2. Способ освоения нефтяных скважин, включающий проведение спуска в интервал перфорации скважины, оборудованной эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах глубинно-насосного оборудования, откачку пластового флюида из продуктивного пласта, замер количества откачанного из пласта флюида, отбор пробы с проведением анализа и подъем насосного оборудования на поверхность, отличающийся тем, что в качестве насосного оборудования используют двухсторонний УЭЦН, при этом проводят щадящее дренирование и создание малой депрессии на пласт при работе насоса на малых частотах с помощью СУ ЧРП, а освоение ведут до откачки полного объема закачанной жидкости при оптимизации и ремонте скважины плюс 1,5 объема скважины, причем при освоении скважин после ГРП и с интенсивным выносом песка хвостовик насосно-компрессорных труб комплектуют шламоотделителем и контейнером из НКТ, объемом от 100 до 500 л.
3. Установка для освоения нефтяных скважин, включающая устьевое оборудование, пульт управления, силовой кабель, колонну насосно-компрессорных труб с хвостовиком, установленные на колонне в скважине последовательно сверху вниз погружной центробежный насос с приемной сеткой, погружной электродвигатель с гидрозащитой, отличающаяся тем, что она снабжена подпорной секцией, кинематически связанной с погружным электродвигателем, и блоком долива, соединенным выкидной линией с устьевым оборудованием, при этом гидрозащита выполнена в виде нижнего и верхнего протекторов, закрепленных сверху и снизу на валу погружного электродвигателя.
4. Установка по п.3, отличающаяся тем, что погружной электродвигатель выполнен двухсторонним, а подпорная секция - в виде центробежного насоса.
5. Установка по п.3, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен длиной свыше 1000 м из НКТ 2".
6. Установка по п.3, отличающаяся тем, что пульт управления выполнен в виде выносной СУ ЧРП, подключенной к ТМПН.
7. Установка для освоения скважин нефтяных скважин, включающая устьевое оборудование, пульт управления, силовой кабель, колонну насосно-компрессорных труб с хвостовиком, установленные на колонне в скважине последовательно сверху вниз погружной центробежный насос с приемной сеткой, погружной электродвигатель с гидрозащитой, отличающаяся тем, что снабжена подпорной секцией, кинематически связанной с погружным электродвигателем, соединенным выкидной линией с устьевым оборудованием, при этом гидрозащита выполнена в виде нижнего и верхнего протекторов, закрепленных сверху и снизу на валу погружного электродвигателя, а хвостовик снабжен шламоотделителем и контейнером для шлама.
8. Установка по п.7, отличающаяся тем, что погружной электродвигатель выполнен двухсторонним, а подпорная секция - в виде центробежного насоса.
9. Установка по п.7, отличающаяся тем, что хвостовик выполнен длиной до 500 м из НКТ 2,5".
10. Установка по п.7, отличающаяся тем, что пульт управления выполнен в виде выносной СУ ЧРП, подключенной к ТМПН.
www.freepatent.ru
свабирование скважины - это... Что такое свабирование скважины?
- свабирование скважины
-
Тематики
- нефтегазовая промышленность
Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.
- свабирование поднимаемой колонной
- таймер
Смотреть что такое "свабирование скважины" в других словарях:
Свабирование — поршневаниe (a. swabbing; н. Kolben, Pistonieren, Swabben; ф. pistonnage; и. achique de activacion, achique de exitacion), один из способов Освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в осн. для освоения водяных,… … Геологическая энциклопедия
Свабирование, поршневание — ► swabbing Один из способов освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в основном для освоения водяных, нагнетательных и нефтяных скважин. Поршень (сваб), оснащенный обратным клапаном, грузовой штангой и уплотнительными… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Геофизическое исследование скважин — Геофизические исследования скважин комплекс методов, используемых для контроля в одномерной плоскости скважины различных параметров, таких как изменение диаметра скважины, её искривления, заводнённости, содержания солей в воде и многого… … Википедия
Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин фактора… … Википедия
Геофизические исследования скважин — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей … Википедия
Желонка — У этого термина существуют и другие значения, см. Желонка (значения). Желонка (англ. bailer,; нем. Schmantbüchse, Schöpfbüchse, Schöpflöffel) посудина цилиндрической формы, которой вычёрпывают жидкость и разрушенную породу, песок … Википедия
technical_translator_dictionary.academic.ru
свабирование скважины - это... Что такое свабирование скважины?
- свабирование скважины
-
Тематики
- нефтегазовая промышленность
Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.
- свабирование поднимаемой колонной
- таймер
Смотреть что такое "свабирование скважины" в других словарях:
Свабирование — поршневаниe (a. swabbing; н. Kolben, Pistonieren, Swabben; ф. pistonnage; и. achique de activacion, achique de exitacion), один из способов Освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в осн. для освоения водяных,… … Геологическая энциклопедия
Свабирование, поршневание — ► swabbing Один из способов освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в основном для освоения водяных, нагнетательных и нефтяных скважин. Поршень (сваб), оснащенный обратным клапаном, грузовой штангой и уплотнительными… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Геофизическое исследование скважин — Геофизические исследования скважин комплекс методов, используемых для контроля в одномерной плоскости скважины различных параметров, таких как изменение диаметра скважины, её искривления, заводнённости, содержания солей в воде и многого… … Википедия
Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин фактора… … Википедия
Геофизические исследования скважин — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей … Википедия
Желонка — У этого термина существуют и другие значения, см. Желонка (значения). Желонка (англ. bailer,; нем. Schmantbüchse, Schöpfbüchse, Schöpflöffel) посудина цилиндрической формы, которой вычёрпывают жидкость и разрушенную породу, песок … Википедия
technical_translator_dictionary.academic.ru
свабирование скважины - это... Что такое свабирование скважины?
- свабирование скважины
-
Тематики
- нефтегазовая промышленность
Справочник технического переводчика. – Интент. 2009-2013.
- свабирование поднимаемой колонной
- таймер
Смотреть что такое "свабирование скважины" в других словарях:
Свабирование — поршневаниe (a. swabbing; н. Kolben, Pistonieren, Swabben; ф. pistonnage; и. achique de activacion, achique de exitacion), один из способов Освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в осн. для освоения водяных,… … Геологическая энциклопедия
Свабирование, поршневание — ► swabbing Один из способов освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в основном для освоения водяных, нагнетательных и нефтяных скважин. Поршень (сваб), оснащенный обратным клапаном, грузовой штангой и уплотнительными… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Геофизическое исследование скважин — Геофизические исследования скважин комплекс методов, используемых для контроля в одномерной плоскости скважины различных параметров, таких как изменение диаметра скважины, её искривления, заводнённости, содержания солей в воде и многого… … Википедия
Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин фактора… … Википедия
Геофизические исследования скважин — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей … Википедия
Желонка — У этого термина существуют и другие значения, см. Желонка (значения). Желонка (англ. bailer,; нем. Schmantbüchse, Schöpfbüchse, Schöpflöffel) посудина цилиндрической формы, которой вычёрпывают жидкость и разрушенную породу, песок … Википедия
technical_translator_dictionary.academic.ru
свабирование скважины - это... Что такое свабирование скважины?
- свабирование скважины
- swabbing of well
Большой англо-русский и русско-английский словарь. 2001.
- свабирование поднимаемой колонной
- свабировать
Смотреть что такое "свабирование скважины" в других словарях:
свабирование скважины — — [http://slovarionline.ru/anglo russkiy slovar neftegazovoy promyishlennosti/] Тематики нефтегазовая промышленность EN swabbing of well … Справочник технического переводчика
Свабирование — поршневаниe (a. swabbing; н. Kolben, Pistonieren, Swabben; ф. pistonnage; и. achique de activacion, achique de exitacion), один из способов Освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в осн. для освоения водяных,… … Геологическая энциклопедия
Свабирование, поршневание — ► swabbing Один из способов освоения скважин методом снижения уровня жидкости. Используется в основном для освоения водяных, нагнетательных и нефтяных скважин. Поршень (сваб), оснащенный обратным клапаном, грузовой штангой и уплотнительными… … Нефтегазовая микроэнциклопедия
Геофизическое исследование скважин — Геофизические исследования скважин комплекс методов, используемых для контроля в одномерной плоскости скважины различных параметров, таких как изменение диаметра скважины, её искривления, заводнённости, содержания солей в воде и многого… … Википедия
Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин фактора… … Википедия
Геофизические исследования скважин — Эту статью следует викифицировать. Пожалуйста, оформите её согласно правилам оформления статей … Википедия
Желонка — У этого термина существуют и другие значения, см. Желонка (значения). Желонка (англ. bailer,; нем. Schmantbüchse, Schöpfbüchse, Schöpflöffel) посудина цилиндрической формы, которой вычёрпывают жидкость и разрушенную породу, песок … Википедия
dic.academic.ru
