8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Закачка воды в скважину


Система закачки воды в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления

Изобретение относится к области нефтедобычи в системе поддержания пластового давления. Обеспечивает повышение эффективности работы нагнетательных скважин со слабопроницаемыми коллекторами, малыми объемами закачки за счет обеспечения регулируемости режимов закачки вплоть до малых объектов без смены насосного оборудования при одновременном уменьшении его износа и повышение надежности работы всего оборудования. Сущность изобретения: система содержит нагнетательную скважину. Вне ее размещены с возможностью взаимодействия привод и насос. Всасывающая часть насоса связана с трубопроводом низкого давления. Выкид насоса через трубопровод высокого давления связан с нагнетательной скважиной. Согласно изобретению в качестве привода система содержит установленный на раме станок-качалку с подвеской. В качестве насоса принят поршневой насос. Он жестко соединен с рамой станка-качалки и размещен горизонтально или наклонно, и содержит цилиндр и плунжер с полированным штоком. При этом система дополнительно снабжена направляющим блоком с гибкими связями. Они выполнены с двумя, по меньшей мере, желобками. Один из них предназначен для наматывания-разматывания одной гибкой связи, а другой - для разматывания-наматывания другой гибкой связи. При этом гибкие связи являются раздельными, ориентированы под углом друг к другу. Одним концом они жестко зафиксированы на направляющем блоке, а другим, соответственно, - на подвеске станка-качалки и полированном штоке. 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к системам, предназначенным для закачки воды в нагнетательную скважину, преимущественно, с малыми или ограниченными объемами закачки, со слабопроницаемыми коллекторами, и может быть использовано для организации выборочного очагового заводнения.

С увеличением периода нефтедобычи на старых месторождениях растет доля скважин с малым дебитом добычи. Кроме того, растет число месторождений со скважинами с малыми начальными дебитами. Исходя из этого, изменяются и требования к системе поддержания пластового давления (ППД) для указанных месторождений, скважин. Эта ситуация поставила задачу использования при ППД менее производительного оборудования (индивидуальная закачка в пределах 3-10-150-200 м3/сутки) с различным необходимым рабочим давлением (10-30 и более Мпа), причем способного к регулированию режимов закачки в широких диапазонах без смены оборудования и без ремонта скважин. В настоящее время отсутствует простое оборудование с такими возможностями. На существующих кустовых насосных станциях (КНС) подключенные нагнетательные скважины имеют различную приемистость (от 15 до 1000 м3/сут) и различное необходимое рабочее давление (10-25 Мпа). Нагнетательные скважины со слабопроницаемыми коллекторами, как правило, не участвуют в процессе разработки, а с другой стороны очень сложно регулировать ограниченные объемы закачки в скважины с повышенной приемистостью, а именно сложно закачивать более малые объемы. В результате закачка воды в систему ППД проводится не самым оптимальным образом. Поэтому задачей изобретения является повышение эффективности разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечение в разработку слабопроницаемых коллекторов, скважин с малыми объемами закачки, обеспечением высоких темпов отбора и высоких коэффициентов нефтеотдачи.

Известна установка для закачки жидкости в пласт, содержащая нагнетательную скважину, привод, представляющий собой электродвигатель, установленный над устьем скважины, соединенный с ним вертикальный погружной насос, входное отверстие которого сообщено с водоводом, а выходное - с полостью насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом нижняя часть НКТ перфорирована, уперта на забой, проходит с возможностью скольжения сквозь пакер, установленный в скважине, и имеет в верхней части разъемное подвижное соединение типа плунжер-цилиндр (Патент РФ №2163661, кл. Е 21 В 43/20, от 1999 г.).

Теоретически данная установка для закачки жидкости в пласт является принципиально работоспособной. Но данная установка имеет следующие конструктивные недостатки:

1. По данному указанному изобретению предлагается закачивать воду под давлением до 25 Мпа. Если принять, что расположенное в верхней части разъемное раздвижное соединение типа плунжер-цилиндр состоит из насосной штанговой пары (типа вставного насоса НВ 2Б-57-3-25) с диаметром плунжера 57 мм, то на погружной насос при давлении закачки в 25 Мпа будет действовать выталкивающая сила 6,4 тонны. При весе оборудования в скважине от устья скважины до компенсатора не более 1 тонны выталкивающая сила на устье скважины будет составлять порядка 5,5 тонн, что повышает возможность разгерметизации устья скважины.

2. Кроме того, выталкивающая сила плунжера из цилиндра в известной установке будет также действовать и вниз на спущенные НКТ.

При дополнительной нагрузке в 6,4 тонн на НКТ последние могут дополнительно сдвинуться вниз за счет дополнительных изгибов в эксплуатационной колонне и упругой деформации и плунжер может выйти из цилиндра, и может произойти разгерметизация данного узла.

3. Будут пропуски в парах плунжер-цилиндр под насосом и в пакере, что через некоторое время приведет к заполнению и переливу из скважины воды, которую необходимо утилизировать.

4. Наличие выталкивающей силы, которая составляет несколько тонн, приводит к некоторой деформации и поперечному изгибу насоса и, как следствие, к усиленной вибрации и быстрому выходу из строя насоса.

5. Сложность и высокая стоимость извлечения пакера из скважины и повторный запуск под закачку скважины. Для извлечения пакера требуется:

а) извлечь насос из скважины;

b) спустить ловильное устройство и извлечь колонну НКТ;

с) спустить ловильное устройство и извлечь пакер.

6. В настоящее время в Российской Федерации нет отработанных технологий, которые предполагают оставлять пакер на забое, т.к. это достаточно сложное и опасное мероприятие.

7. Кроме того, давление закачки и производительность насоса обычно выбирают заранее, исходя из характеристик пласта в конкретной скважине. В случае неправильного подбора или изменения приемистости скважины, или необходимости закачки других объемов воды необходимо проводить смену насоса, что требует дополнительных материальных затрат на ремонт.

Все эти недостатки делают работу известной установки не эффективной.

Также известна насосная установка для закачки воды в нагнетательную скважину со слабопроницаемыми коллекторами, для организации и выборочного очагового заводнения, включающая нагнетательную скважину, в которой установлен пакер с колонной НКТ и в верхней части под перфорированным патрубком размещена насосная установка, состоящая из компенсатора, погружного электродвигателя с кабелем, который через протектор соединен с секционным насосом, ниже расположен компенсатор вертикальных нагрузок (Патент РФ №2132455, кл. Е 21 В 43/00, от 1997 г.).

Однако указанная известная установка характеризуется следующими недостатками:

- сложно регулировать изменение объемов и давлений закачки воды насосом без подъема и смены оборудования, так как производительность центробежных насосов нельзя регулировать в широких диапазонах;

- наличие насосной установки в скважине уменьшает вероятность безотказной работы оборудования по сравнению с существующим оборудованием нагнетательных скважин, когда спущена только колонна НКТ и пакер;

- сложности с установкой пакера и его извлечением;

- длительный ремонт, связанный с установкой пакера и пуском скважины в работу, а также в случае необходимости со сменой пакера;

- наличие выталкивающей силы, которая составляет несколько тонн, приводит к некоторой деформации и поперечному изгибу указанной известной установки и как следствие к усиленной вибрации и быстрому выходу из строя насоса.

- наличие выталкивающей силы приводит к выталкиванию плунжера из цилиндра, в результате чего возможен его выход и разгерметизация колонны НКТ;

- вероятность быстрого нарушения герметичности компенсатора вертикальных нагрузок и пропусков воды в затрубное пространство и как следствие разгерметизация скважины.

Наиболее близкой к предлагаемому техническому решению является система закачки воды в скважину для поддержания пластового давления, включающая нагнетательную скважину, размещенные вне нагнетательной скважины в отдельно пробуренном шурфе привод и электроцентробежный насос, всасывающая часть которого связана с трубопроводом низкого давления, а выкид через трубопровод высокого давления - с нагнетательной скважиной (Патент РФ №2079640, кл. Е 21 В 43/20, от 1991 г.).

Недостатком указанной известной системы является обязательное наличие сложного комплекса нефтепромысловых объектов, в частности шурфа с подключенной арматурой. Кроме того, известная система не обеспечивает возможность регулирования режимов закачки в широких пределах без замены насосного оборудования.

Вместе с этим, расположение оборудования в шурфе (а значит - в воде) по сравнению с поверхностными условиями работы оборудования насосных установок на КНС ведет к более быстрому выходу этого оборудования из строя и более дорогим работам по подъему-спуску его в шурф. Все это приводит к снижению эффективности работы известной системы.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности работы для нагнетательных скважин со слабопроницаемыми коллекторами, с необходимыми малыми объемами закачки за счет обеспечения регулируемости режимов закачки вплоть до малых объектов без смены насосного оборудования при одновременном уменьшении его износа и повышении надежности работы всего оборудования.

Указанный технический результат достигается предлагаемой системой закачки воды в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления, включающей нагнетательную скважину, размещенные вне нагнетательной скважины с возможностью взаимодействия привод и насос, всасывающая часть которого связана с трубопроводом низкого давления, а выкид через трубопровод высокого давления - с нагнетательной скважиной, при этом новым является то, что в качестве привода система содержит установленный на раме станок-качалку с подвеской, в качестве насоса - поршневой насос, жестко соединенный с рамой станка-качалки и размещенный горизонтально или наклонно, содержащий цилиндр и плунжер с полированным штоком, при этом система дополнительно снабжена направляющим блоком, причем подвеска станка-качалки и полированный шток соединены между собой через направляющий блок гибкими связями

В качестве поршневого насоса система содержит одноцилиндровый насос или многоцилиндровый насос.

Полированный шток одноцилиндрового поршневого насоса снабжен узлом для возвращения плунжера насоса в исходное положение, и в качестве узла для возвращения плунжера насоса в исходное положение можно использовать систему упругих элементов.

Одноцилиндровый поршневой насос снабжен всасывающим и нагнетательным клапанами.

Направляющий блок системы выполнен с возможностью наматывания и разматывания на него гибких связей.

На наружной поверхности направляющего блока выполнены по меньшей мере два желобка, один из которых предназначен для наматывания-разматывания одной гибкой связи, а другой - для разматывания-наматывания другой гибкой связи, при этом длина наматываемых и разматываемых гибких связей на направляющий блок составляет как менее, так и более одной длины его окружности.

Гибкие связи одним концом жестко зафиксированы на направляющем блоке, а другим соответственно одна гибкая связь соединена с подвеской станка-качалки, а другая - с полированным штоком.

Гибкие связи, соединяющие с направляющим блоком подвеску станка-качалки и полированный шток, являются раздельными и ориентированы под углом друг к другу.

Направляющий блок жестко соединен с рамой станка-качалки или со станком-качалкой и в преимущественном варианте выполнения имеет длину окружности не менее максимальной длины хода станка-качалки.

Направляющий блок может быть выполнен в виде цельной или составной детали, которая в свою очередь может быть выполнена круглой формы и/или равномерной или неравномерной эллипсоидной формы.

Система дополнительно снабжена фильтром очистки воды, установленным между всасывающей частью насоса и трубопроводом низкого давления.

При размещении поршневого насоса наклонно его выкид располагается выше уровня всасывающей части для исключения скапливания свободного газа в выкиде насоса, для обеспечения максимального коэффициента наполнения насоса и обеспечения более легкого и надежного возврата плунжера насоса в исходное положение на прием насоса.

При этом выкид насоса снабжен двойным сальниковым устройством.

Двойное сальниковое устройство состоит из внутреннего сальника, который работает на перепаде давлений больше, чем давление закачки воды в пласт и предотвращает утечки с выкида насоса в промежуточную полость сальникового устройства вдоль движущегося работающего полированного штока, из полости между сальниками с отводящей линией для отвода просочившейся воды в водовод низкого давления и далее на прием насоса, и внешнего сальника, который работает на перепаде давлений больше, чем давление в водоводе низкого давления и предотвращает возможности утечек жидкости из полости в атмосферу вдоль движущегося полированного штока.

На трубопроводе высокого давления дополнительно размещены воздушный нагнетательный компенсатор и обратный клапан.

В многоцилиндровом дифференциальном насосе плунжер состоит из двух плунжеров разного диаметра, внутренние полости которых гидравлически соединены между собой.

Для создания возвращающей силы плунжера в исходное положение в многоцилиндровом насосе диаметр плунжера на выкиде насоса больше диаметра плунжера на приеме насоса.

Полость насоса между плунжерами соединена гидравлически с водоводом низкого давления и затем с приемом насоса для создания возвращающей силы для возвращения плунжера в исходное положение.

При использовании в качестве поршневого насоса многоцилиндрового дифференциального насоса на трубопроводе высокого давления между воздушным нагнетательным компенсатором и обратным клапаном дополнительно размещено автоматическое запорное устройство.

Для предотвращения выхода из строя насосного оборудования и трубопроводов из-за замерзания воды в холодное время года предлагаемая система может быть дополнительно снабжена узлом обогрева насоса и трубопроводов, связанных с ним.

Достижение поставленного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Благодаря использованию в качестве привода станка-качалки обеспечивается увеличение длины хода плунжера до 3-6 метров против обычных насосов с длиной хода плунжера не более 10-15 см и уменьшение числа двойных ходов поршня до 3-15 в минуту против обычных 300-500 двойных ходов в минуту, что резко уменьшает абразивный износ деталей насоса, а следовательно, кратно увеличивается надежность работы насосной пары (цилиндр - плунжер). Также увеличение длины хода плунжера против обычных насосов уменьшает относительный объем вредного пространства (объем который может заполнять газ) и увеличивает подачу насоса.

Кроме того, применение серийно выпускаемого оборудования для добычи нефти по новому направлению повышает стандартизацию и общую надежность работы оборудования, удешевляет затраты на производство и текущее обслуживание. Кроме того, поршневой насос (одноцилиндровый или многоцилиндровый) при данной схеме оборудования является достаточно простым, надежным, дешевым и легко заменяемый по сравнению со стандартными насосами.

Использование тихоходного стандартного поршневого насоса (типа скважинных насосов исполнения НВ2Б с параметрами подачи 3-220-330 м3/сут) обусловлено более высоким КПД по сравнению с центробежными насосами: КПД поршневого насоса =0,99-1,00 против 0,3-0,5 у центробежного для рассматриваемых дебитов, что в 2-3 раза снижает потребляемую электроэнергию. Кроме того, стоимость предлагаемого поршневого насоса кратно меньше стоимости применяемых в системе закачки воды центробежных насосов.

Расположение насоса под станком-качалкой (под рамой) дает жесткое компактное расположение оборудования. Благодаря тому, что горизонтальный поршневой насос жестко закреплен на раме станка-качалки, обеспечивается компактное расположение всего оборудования и образуется жесткая единая система элементов, которая позволяет создать надежную насосную систему, гарантированно работающую и центрируемую.

Благодаря некоторому более высокому расположению выкида насоса по сравнению с всасывающей частью при наклонном размещении насоса, свободный газ, который может быть принесен водой, не накапливается в выкидной части насоса, а постоянно откачивается насосом и, как следствие, автоматически поддерживается максимально высокий коэффициент подачи насоса, а также уменьшаются усилия, необходимые для возвращения плунжера насоса в исходное положение при ходе назад к всасывающей части (приему) насоса.

Соединение подвески (она может быть канатной) станка-качалки и штока плунжера поршневого насоса независимыми раздельными автономными гибкими связями с направляющим блоком, которые одним концом жестко закреплены на указанном направляющем блоке, обеспечивает достаточно длительную надежность работы этих гибких связей во времени.

Введение в конструкцию предлагаемой системы воздушного нагнетательного компенсатора на выкидной линии насоса, в частности на трубопроводе высокого давления, способствует снижению колебаний давления в выкидной линии по сравнению с работой насоса без воздушного компенсатора и повышает надежность работы всего оборудования.

Снабжение выкида насоса двойным сальниковым устройством, состоящим из внутреннего сальника, работающего на перепаде давлений больше, чем давление закачки воды в пласт (в 10-35 и более МПа), промежуточной полости для скапливания утечек закачиваемой воды с линией для отвода просочившейся воды на прием насоса и внешнего сальника, работающего на перепаде давлений больше, чем давление в водоводе низкого давления, так, чтобы закачиваемая вода с выкида насоса уходила в трубопровод высокого давления и далее в нагнетательную скважину, а просочившаяся в промежуточную полость сальникового устройства вода по отводной линии уходила в трубопровод низкого давления и далее на прием насоса, при этом внутренний сальник предотвращает возможность утечек воды вдоль движущегося полированного штока с выкида насоса в промежуточную полость, а внешний сальник предотвращает возможность утечек воды вдоль движущегося полированного штока из промежуточной полости в атмосферу, что в целом позволяет создать работоспособное сальниковое устройство, способное работать длительное время.

Введение в конструкцию предлагаемой системы узла для возвращения плунжера одноцилиндрового поршневого насоса в исходное положение сообщает всей системе возможность устойчиво функционировать.

Введение в конструкцию предлагаемой системы обратного клапана на выкидной линии насоса сообщает устройству безопасность работ при нарушении герметичности оборудования до обратного клапана.

Направляющий блок может быть выполнен в виде цельной детали, которая в свою очередь может быть выполнена круглой формы или эллипсоидной формы (для изменения скорости движения плунжера при закачке воды и при его возврате в исходное положение, при изменении неравномерности движения плунжера и, как следствие, для снижения нагрузок и их неравномерности на подвеску станка-качалки), в том числе дуги эллипсов могут быть разной формы (т.е. равномерной или неравномерной эллипсоидной формы).

Кроме того, направляющий блок может быть выполнен в виде составной детали, имеющей круглую и/или эллипсоидную форму (например, для одной гибкой связи круглая часть направляющего блока, для другой эллипсоидная). Также направляющий блок может быть сменным.

Для предотвращения выхода из строя насосного оборудования и трубопроводов из-за замерзания воды в холодное время года система дополнительно снабжена узлом обогрева насоса и трубопроводов. Также можно предусмотреть автоматический слив воды из насосного оборудования при пониженной температуре.

Предлагаемая система закачки воды в скважину для ППД приведена в виде общей схемы на фиг.1 для одноцилиндрового насоса и разрез А-А на фиг.2. и в виде общей схемы на фиг.3 для многоцилиндрового дифференциального насоса и разрез А-А на фиг.4.

Предлагаемая система содержит нагнетательную скважину 1. Вне нагнетательной скважины 1 размещен станок-качалка 2, установленный на раме 3. Под рамой 3 горизонтально или с более верхним расположением выкида насоса жестко закреплен поршневой насос 4 (например, типа скважинных одноцилиндровых насосов исполнения НВ2Б со следующими параметрами: подача 3-220-330 м3/сут; давление на выходе до 25-35 МПа; мощность электродвигателя станка-качалки до 100 кВТ), содержащий цилиндр 5 с всасывающим клапаном 6, плунжер 7 с нагнетательным клапаном 8 и полированным штоком 9. Всасывающая часть 10 насоса 4 соединена с трубопроводом 11 низкого давления, а выкид (выкидная часть) 12 насоса 4 связан, в свою очередь, через трубопровод 13 высокого давления, воздушный нагнетательный компенсатор 14 и обратный клапан 15 с нагнетательной скважиной 1. На выкиде 12 насоса 4 для его герметизации установлено сальниковое устройство 16, состоящее из внутреннего сальника 17 для предотвращения утечек из выкидной части 12 насоса 4 в полость 18 сальника 16, полости 18 для скапливания утечек воды с выкида насоса с отводной линией 19 для отвода утечек воды из полости 18 в водовод низкого давления 11 и далее на прием насоса 10 и внешнего сальника 20 для предотвращения утечек воды из полости 18 в атмосферу. Станок-качалка 2 снабжен сдвоенной канатной подвеской 21, которая через подвеску 22 (типа подвески устьевого штока) связана гибкой связью 23 (например, тросом, канатом) с направляющим блоком 24 и жестко закреплена на нем одним концом в фиксаторе 25. Полированный шток 9 через зажим типа зажима полированного штока 26 также соединен спаренной гибкой двойной связью 27 с направляющим блоком 24. Одни концы гибкой связи 27 также жестко закреплены на направляющем блоке 24 в фиксаторах 28. При этом направляющий блок 24, имеющий длину окружности, преимущественно, не менее максимальной длины хода станка-качалки, выполнен с возможностью наматывания на него и разматывания с него указанных гибких связей 23 и 27, преимущественно, на длину не более одного оборота с целью исключения истирания этих гибких связей. В преимущественном варианте выполнения на наружной поверхности направляющего блока 24 выполнены три желобка, средний из которых предназначен для наматывания-разматывания одной гибкой связи, например гибкой связи 23, а два боковых - для наматывания-разматывания другой гибкой связи, например гибкой связи 27, и в рабочем и в нерабочем состояниях системы гибкая связь 23 является частично намотанной - частично размотанной на блоке 24, а гибкая связь 27 частично размотанной - частично намотанной. Полированный шток 9 плунжера 7 снабжен узлом 29 для возвращения плунжера 7 в исходное положение, например упругими элементами типа резины или пружинами, закрепленными с одной стороны на зажиме 26 полированного штока 9 и с другой стороны на корпусе насоса 4 или на раме 3 станка-качалки 2. Возвращению в исходное положение плунжера 7 также способствует некоторое более низкое положение всасывающей части 10 насоса 4 относительно выкидной части 12.

Предлагаемая система с одноцилиндровым поршневым насосом работает следующим образом.

При ходе головки балансира 30 станка-качалки 2 вверх происходит разматывание гибкой связи 23 с направляющего блока 24 с одновременным наматыванием на него гибкой связи 27 и передачей движения на плунжер 7 насоса 4 через полированный шток 9, связанный гибкой связью 27 с направляющим блоком 24. При этом также растягиваются упругие элементы узла 29 для возвращения плунжера 7 в исходное положение. В результате передвижения плунжера 7 насоса 4 закрывается нагнетательный клапан 8 и вода из цилиндра 5 над плунжером 7 насоса 4 с выкидной части 12 насоса 4 поступает в трубопровод 13 высокого давления и затем через компенсатор давлений 14 и обратный клапан 15 в нагнетательную скважину 1. При этом открывается всасывающий клапан 6 и вода из водовода низкого давления поступает в цилиндр 5 под плунжер 7 насоса 4. При ходе головки балансира 30 станка-качалки 2 вниз с помощью упругих элементов узла 29 через полированный шток 9 плунжер 7 насоса 4 возвращается в исходное положение. При этом открывается нагнетательный клапан 8 плунжера 7 и закрывается всасывающий клапан 6 и вода, ранее поступившая из водовода низкого давления под плунжер 7 насоса 4, перетекает через плунжер 7 в выкидную часть 12 насоса 4 и становится готовой для закачки в пласт. При этом при ходе полированного штока 9 в исходное положение происходит разматывание гибкой связи 27 на направляющем блоке 24 и одновременно наматывание гибкой связи 23 на направляющий блок 24. И далее цикл закачки воды в нагнетательную скважину 1 повторяется. Учитывая, что в предлагаемой системе с помощью изменения положения шатуна 31 станка-качалки 2 на кривошипе 32 можно варьировать в среднем в 2-2,5 раза длину хода головки балансира 30 хода станка-качалки 2, а следовательно, и насоса 4, а с помощью клиноременной передачи 33 можно изменять до 3 раз в минуту число двойных качаний головки балансира 30, а следовательно, и число двойных ходов насоса 4. В итоге можно в 6-8 раз изменять производительность насоса без его замены, благодаря чему можно обеспечивать разные режимы и производительность закачки без замены насосного оборудования и без перемещения всей системы. В случае замены насоса на другую производительность, что можно сделать в течение нескольких часов без привлечения значительных сил, а также без глушения и ремонта нагнетательной скважины, диапазон производительности предлагаемой системы закачки воды можно еще более расширить.

В результате использования предлагаемой системы можно производно варьировать объем закачки от 3-20 м3/сут до 20-220 м3/сут и выше при давлениях закачки от 35 МПа и менее для разных типоразмеров насосов и типоразмеров станков-качалок.

Предлагаемая система закачки воды в скважину для ППД с помощью многоцилиндрового дифференциального насоса имеет свои особенности. Указанный насос 34 (фиг.3 и фиг.4) горизонтально или с более верхним расположением выкида жестко закреплен на раме 3 станка-качалки 2. В качестве такого насоса 34 может быть использован насос типа скважинных насосов исполнения 1-СП-57/45 со следующими параметрами: подача 3-220-330 м3/сут; давление на выходе до 25-35 МПа; мощность электродвигателя станка-качалки до 100 кВТ, содержащий цилиндр 35 на приеме насоса 34 с всасывающим клапаном 6, цилиндр 36 на выкиде насоса 34 и имеющий диаметр больше, чем цилиндр 35 на приеме насоса 34. Цилиндры 35 и 36 соединены переводником 37. В цилиндре 35 насоса 34 перемещается нагнетательный плунжер 38 с нагнетательным клапаном 39. В цилиндре 36 насоса 34 перемещается возвратный плунжер 40 без клапана и с полированным штоком 41. Плунжер 40 имеет диаметр больше, чем диаметр у плунжера 38. Внутренние полости плунжеров 40 и 38 гидравлически связаны между собой с помощью трубы 42 и образуют подвижный дифференциальный плунжер 43 в виде системы плунжеров. Полость 44 между цилиндрами 35 и 36 для поддержания в ней давления, равного давлению в водоводе 11 низкого давления, гидравлически связана по отводной трубке 45 с отводной линией 19 и далее с водоводом 11 низкого давления и всасывающей частью 10 насоса 34. Станок-качалка 2 снабжен сдвоенной канатной подвеской 21, которая через подвеску 22 (типа подвески устьевого штока) связана гибкой связью 23 (например, тросом, канатом) с направляющим блоком 24 и жестко закреплена на нем одним концом в фиксаторе 25. Полированный шток 41 дифференциального насоса 34 через зажим типа зажима полированного штока 26 также соединен спаренной гибкой двойной связью 27 с направляющим блоком 24. Одни концы гибкой связи 27 также жестко закреплены на направляющем блоке 24 в фиксаторах 28. При этом направляющий блок 24, имеющий длину окружности не менее максимальной длины хода станка-качалки, выполнен с возможностью наматывания на него и разматывания с него указанных гибких связей 23 и 27, преимущественно, на длину не более одного оборота с целью исключения истирания этих гибких связей. Для возвращения подвижного дифференциального плунжера 43 дифференциального насоса 34 в исходное положение на плунжер 40 действует гидравлическое усилие F, равное произведению перепада давлений на выкиде и приеме насоса на разницу площадей возвратного 40 и нагнетательного 38 плунжеров. Возвращению в исходное положение дифференциального плунжера 43 также способствует некоторое более низкое положение всасывающей части 10 насоса 34 относительно выкидной части 12. Кроме того, для надежного возврата в исходное положение дифференциального плунжера 43 на водоводе 13 высокого давления между компенсатором давления 14 и обратным клапаном 15 дополнительно устанавливается автоматическое запорное устройство (задвижка) 46, которое автоматически открывается при определенном давлении, например при давлении, равном 0,5 давления закачки воды, в нефтепроводе 13 высокого давления до автоматического запорного устройства 46. Запорное устройство 46 (совместно с компенсатором давлений 14) необходимо для поддержания достаточного давления на выкиде дифференциального насоса 34 для гарантированного возврата дифференциального плунжера в исходное положение. При этом необходимо, чтобы компенсатор давлений 14 кроме снижения пульсации давления также имел достаточный объем сжатого газа и воды для надежного возврата подвижного дифференциального плунжера 43 в исходное положение.

Предлагаемая система с дифференциальным многоцилиндровым насосом 34 работает следующим образом.

При ходе головки балансира 30 станка-качалки 2 вверх происходит разматывание гибкой связи 23 с направляющего блока 24 с одновременным наматыванием на него гибкой связи 27 и передачей движения на подвижный дифференциальный плунжер 43 насоса 34 через полированный шток 41, связанный гибкой связью 27 с направляющим блоком 24. При этом также для возвращения дифференциального плунжера 43 в исходное положение возникает гидравлическая сила F, равная произведению перепада давлений на выкиде и приеме насоса на разницу площадей плунжеров 40 и 38. В результате передвижения дифференциального плунжера 43 насоса 4 закрывается нагнетательный клапан 39 и вода из цилиндра 36 насоса 34 с выкидной части 12 насоса 34 поступает в трубопровод 13 высокого давления и затем через компенсатор давлений 14, автоматически работающее запорное устройство 46 и обратный клапан 15 - в нагнетательную скважину 1. При этом открывается всасывающий клапан 6 и вода из водовода низкого давления поступает в цилиндр 35 насоса 34. При ходе головки балансира 30 станка-качалки 2 вниз действующая гидравлическая сила в полости 44 между цилиндрами возвращает дифференциальный плунжер 43 в исходное положение на прием насоса 34. При этом открывается нагнетательный клапан 39 плунжера 40, закрывается всасывающий клапан 6 и вода из приемного цилиндра 35 перетекает через дифференциальный плунжер 43 в выкидной цилиндр 36 (в выкидную часть 12) насоса 34 и становится готовой для закачки в пласт. При этом при ходе полированного штока 41 в исходное положение происходит разматывание гибкой связи 27 на направляющем блоке 24 и одновременно наматывание гибкой связи 23 на направляющий блок 24. И далее цикл закачки воды в нагнетательную скважину 1 повторяется.

Конструктивные узлы предлагаемой системы являются традиционными, имеющимися на нефтедобывающих предприятиях и предприятиях нефтяного машиностроения. Их объединение в одну систему требует минимальных затрат. Применение данного изобретения для закачки воды в системе ППД позволяет решить проблему индивидуального подхода к каждой конкретной нагнетательной скважине в зависимости от ее приемистости, что бывает крайне необходимо при грамотной рациональной эксплуатации месторождений.

Кроме того, данная система закачки позволит вовлекать в эксплуатацию и увеличивать коэффициент нефтеотдачи и темпы отбора нефти малопродуктивных, с ограниченными условиями закачки горизонты и небольшие месторождения, где в настоящее время экономически невыгодно применение развернутой системы закачки воды для поддержания пластового давления.

Кроме того, предлагаемая система позволяет снизить капитальные вложения и эксплуатационные затраты при осуществлении ППД, дает максимально высокий коэффициент полезного действия оборудования, т.к. не требуется дорогостоящее обустройство нагнетательной скважины, применяется в основном стандартное оборудование, изменение производительности насоса осуществляется без дополнительных ресурсов, замена насосов и их переустановка в зависимости от их производительности может проводиться без ремонтов и практически без остановок нагнетательных скважин, т.е. такая замена производится малыми силами с малыми затратами.

Кроме того, предлагаемая система позволяет на основе существующих типоразмерных рядов поршневых насосов (типа скважинных насосов исполнения НВ2Б) и типоразмерных рядов станков-качалок при минимальных затратах разработать и создать принципиально новый типоразмерный ряд насосных установок для закачки воды в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. А применение дифференциальных (многоцилиндровых) насосов (типа штанговых насосов 1-СП-57/45) позволяет повысить надежность работы всей системы по закачке воды в пласт.

1. Система закачки воды в нагнетательную скважину для поддержания пластового давления, включающая нагнетательную скважину, размещенные вне нагнетательной скважины с возможностью взаимодействия привод и насос, всасывающая часть которого связана с трубопроводом низкого давления, а выкид - через трубопровод высокого давления с нагнетательной скважиной, отличающаяся тем, что в качестве привода система содержит установленный на раме станок-качалку с подвеской, в качестве насоса - поршневой насос, жестко соединенный с рамой станка-качалки, размещенный горизонтально или наклонно и содержащий цилиндр и плунжер с полированным штоком, при этом система дополнительно снабжена направляющим блоком с гибкими связями, выполненными с двумя, по меньшей мере, желобками, один из которых предназначен для наматывания-разматывания одной гибкой связи, а другой - для разматывания-наматывания другой гибкой связи, при этом гибкие связи являются раздельными, ориентированы под углом друг к другу и одним концом жестко зафиксированы на направляющем блоке, а другим соответственно на подвеске станка-качалки и полированном штоке.

2. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве поршневого насоса она содержит одноцилиндровый насос.

3. Система по п. 1, отличающаяся тем, что в качестве поршневого насоса она содержит многоцилиндровый насос.

4. Система по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что полированный шток одноцилиндрового поршневого насоса снабжен узлом для возвращения плунжера насоса в исходное положение.

5. Система по п. 4, отличающаяся тем, что в качестве узла для возвращения плунжера насоса в исходное положение использована система упругих элементов.

6. Система по п. 1 или 2, отличающаяся тем, что одноцилиндровый поршневой насос снабжен всасывающим и нагнетательным клапанами.

7. Система по п. 1, отличающаяся тем, что длина наматываемых и разматываемых гибких связей на направляющий блок составляет как менее, так и более одной длины его окружности.

8. Система по п. 1, отличающаяся тем, что направляющий блок жестко соединен с рамой станка-качалки или со станком-качалкой.

9. Система по п. 1, отличающаяся тем, что направляющий блок имеет длину окружности не менее максимальной длины хода станка-качалки.

10. Система по п. 1, отличающаяся тем, что направляющий блок выполнен в виде цельной детали круглой или равномерной или неравномерной эллипсоидной формы.

11. Система по п. 1, отличающаяся тем, что направляющий блок выполнен в виде составной детали круглой, и/или равномерной, или неравномерной эллипсоидной формы.

12. Система по п. 1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена фильтром очистки воды, установленным между всасывающей частью насоса и трубопроводом низкого давления.

13. Система по одному из пп. 1-3, отличающаяся тем, что при размещении поршневого насоса наклонно его выкид расположен выше уровня всасывающей части для исключения скапливания свободного газа в выкиде насоса, обеспечения максимального коэффициента наполнения насоса и обеспечения более легкого и надежного возврата плунжера насоса в исходное положение на прием насоса.

14. Система по п. 1, отличающаяся тем, что выкид насоса снабжен двойным сальниковым устройством.

15. Система по п. 14, отличающаяся тем, что двойное сальниковое устройство состоит из внутреннего сальника, который имеет возможность работы на перепаде давлений, большем, чем давление закачки воды в пласт, и предотвращения утечки с выкида насоса в промежуточную полость сальникового устройства вдоль полированного штока при его движении из полости между сальниками с отводящей линией для отвода просочившейся воды в водовод низкого давления и далее на прием насоса, и внешнего сальника, который имеет возможность работы на перепаде давлений, большем, чем давление в водоводе низкого давления и предотвращения возможности утечек жидкости из полости в атмосферу вдоль полированного штока при его движении.

16. Система по п. 1, отличающаяся тем, что на трубопроводе высокого давления дополнительно размещены воздушный нагнетательный компенсатор и обратный клапан.

17. Система по п. 3, отличающаяся тем, что в многоцилиндровом дифференциальном насосе плунжер состоит из двух плунжеров разного диаметра, внутренние полости которых гидравлически соединены между собой.

18. Система по п. 17, отличающаяся тем, что для создания возвращающей силы плунжера в исходное положение в многоцилиндровом насосе диаметр плунжера на выкиде насоса больше диаметра плунжера на приеме насоса.

19. Система по п. 17, отличающаяся тем, что полость насоса между плунжерами соединена гидравлически с водоводом низкого давления и затем с приемом насоса для создания возвращающей силы для возвращения плунжера в исходное положение.

20. Система по п. 20, отличающаяся тем, что при использовании в качестве поршневого насоса многоцилиндрового дифференциального насоса на трубопроводе высокого давления между воздушным нагнетательным компенсатором и обратным клапаном дополнительно размещено автоматическое запорное устройство.

21. Система по п. 1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена узлом обогрева насоса и трубопроводов, связанных с ним.

findpatent.ru

12. Нагнетательные скважины для закачки воды с целью поддержания пластового давления.

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее конечной нефтеотдачи применяют различные методы поддержания пластовой энергии путем нагнетания в залежь воды, газа или воз­духа.

В большинстве случаев для поддержания пластовой энергии применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в законтурные водоносные зоны залежи. Иногда законтурное заводнение дополняют внутриконтурным или центральным очаговым заводнением. При законтурном и внутриконтурном заводнении контур питания залежи добавочной энергией приближается непосредственно к залежи или находится в ней, что позволяет вести разработку залежи высокими темпами.

При искусственном воздействии на залежь с целью поддержания пластовой энергии рабочий агент целесообразно нагнетать в залежь с самого начала разработки. Это позволяет поддерживать пласто­вое давление на высоком уровне, близком к первоначальному, сохранять повышенные дебиты скважин и интенсифицировать раз­работку залежи, а также обеспечивает получение повышенных коэффициентов нефтеотдачи, присущих напорным режимам.

Для поддержания среднего пластового давления в залежи при­мерно на одном уровне общий объем закачиваемой в пласт воды при заводнении должен равняться объему извлекаемых из пласта жидкости и газа. Число нагнетательных скважин как при законтурном, так и при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной вели­чине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнета­тельной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеюще­гося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин для каждой залежи нефти опре­деляется делением заданного объема закачки воды в сутки на погло­тительную способность одной скважины.

13. Приток нефти в скважину.

Жидкость, поступающая к скважине, должна проходить последовательно как бы через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей между непроницаемыми кровлей и подошвой; площади этих поверхностей постепенно уменьшаются по мере приближения к скважине. При постоянной мощности фильтрующегося слоя и его однородности скорость фильтрации движущейся к скважине жидкости должна в этих условиях непрерывно увеличиваться и достигать максимума на стенках скважины. С увеличением скоростей возрастают гидравлические сопротивления, а значит, на перемещение единицы объема жидкости в направлении к скважине непрерывно должны возрастать затраты энергии на единицу длинны пути или связанные с этим градиенты давления.

Для описания зависимости дебита скважины от градиента давления вокруг нее можно воспользоваться законом линейной фильтрации Дарси, согласно которому скорость линейной фильтрации пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости.

Можно написать

Площадь фильтрации Fпри радиальном потоке уменьшается по направлению к скважине.

При неизменной мощности залежи hна расстоянииriот оси скважины эта площадь будет равна2rih. Тогда, относя перепад давленийdpк бесконечно малому участку путиdr, это выражение можно переписать в виде:

, отсюда

Интегрируя это уравнение в пределах от радиуса скважины rcдо радиуса кондуктора питания скважиныRи от забойного давленияpзабдоpпл – пластового давления на контуре получим:

, откуда

Решив уравнение относительно Q, получим уравнение Дюпюи радиального установившегося притока однородной жидкости в скважину при водонапорном режиме:

где: Q – дебит скважины; r– проницаемость пласта;h– мощность пласта;pпл и pзаб– пластовое и забойное давления;вязкость жидкости;R rc – радиусы контура питания и скважины.

studfile.net

Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину — КиберПедия

Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно. Разработаны конструкции подземного оборудования для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5) (рис. 14.5) и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб 1 в скважину опускается шлипсовый пакер 3 специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3 имеет муфту перекрестного течения 2, подпружиненный промывочный клапан 9 и центральный патрубок 6, нижний конец которого пропущен через сальник 8.

Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания. По схеме предусматривается закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной муфты 2 и далее по центральному патрубку 6 пакера 3 передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан 9, который при этом закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4 между центральным патрубком и основной трубой в паксре и далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывочный клапан позволяет нагнетать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный канал 4 и отверстия 7, промоет фильтр нижнего пласта и далее через башмак 11 попадет под промывочный клапан 9. Если давление под клапаном 9 будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ промывочной воде в промывочный патрубок 6 и далее через каналы перекрестной муфты 2 в обсадную колонну. При этом одновременно будет происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной колонны 5 отключается от водовода и давление падает. Для того, чтобы промывочный клапан был закрыт при нормальной работе, необходимо в верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением. так как в этом случае давление над клапаном 9 будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана 9 и присоединить его к переводнику 10. При такой компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. Если в большинстве случаев 146-мм обсадная колонна обеспечивает нужную прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм, прочность на разрыв которой



Рис. 14.5. Схема оборудования для раздельной закачки воды

в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5

 

 

меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами, обращенными раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты манжеты на нее одевается предохранительный металлический кожух который сбрасывается с нее давлением жидкости при опрессовке оборудования в скважине. Выше самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера устанавливаются ограничительные втулки с резиновыми манжетами, которые сжимаются весом колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны, обеспечивая нормальную работу самоуплотняющейся манжеты. Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм похожа на ранее описанную. Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6 предусматривается закачка воды с более высоким давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким давлением - в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.



Для раздельной закачки воды в два пласта существует и ряд других конструкций, описание которых можно найти в специальной литературе.

РЕМОНТ СКВАЖИН

Общие положения

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит либо к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самые разнообразные, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменениями пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающем предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.

Относительная длительность работы скважин оценивается коэффициентом эксплуатации Кэ, который представляет собой отношение суммарного времени работы данной скважины Тi в сутках к общему календарному времени Tкi анализируемого периода (год, квартал, месяц). Таким образом,

. (15.1)

По отношению к группе m скважин, имевших различную длительность работы Ti и, возможно, различные длительности анализируемого периода (ввод скважины в эксплуатацию в тот или иной момент данного года и т. д.), величина Kээ будет определяться отношением

. (15.2)

Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный (ПЦЭН, ШСН), газлифтный - характеризуются различными коэффициентами эксплуатации Кэ так как вероятность остановок, связанных с ремонтами и другими неполадками на скважинах, зависит от сложности оборудования, его надежности, долговечности и других условий эксплуатации. Обычно более высокий коэффициент Кэ - при фонтанной эксплуатации, наиболее низкий - при эксплуатации скважин штанговыми насосами. По этим причинам Кэ определяют для каждого способа эксплуатации отдельно по формуле (15.2).

Для общей оценки этого показателя по нефтедобывающему предприятию также пользуются формулой (15.2). Однако в этом случае такая обобщенная величина Кэ может исказить истинное состояние техники эксплуатации. Например, увеличение Кэ может произойти за счет роста фонда фонтанных скважин, для которых он близок к единице, а вовсе не за счет улучшения работы механизированного фонда, как это может показаться. Обычно величина Кэ для механизированного фонда скважин составляет 0,95 - 0,97, причем в последнее время в связи с улучшением качества ПЦЭН, их ремонта и обслуживания наметилась тенденция к некоторому повышению Кээ по скважинам, оборудованным ПЦЭН, по сравнению с Кэ по скважинам, оборудованным ШСН. Геологические и технологические условия эксплуатации скважин, такие как пескопроявления, обводненность, наличие сильно коррелирующих веществ в продукции скважин (сероводород, высокая минерализация), отложения солей и парафина, могут сильно влиять на коэффициенты эксплуатации. Поэтому величина Кэ для одного и того же способа эксплуатации, например ШСН, в разных районах или на разных месторождениях может быть различной. Другим важным показателем работы скважин является так называемый межремонтный период (МРП). По отношению к отдельной скважине - это средняя продолжительность непрерывной работы скважины в сутках между двумя ремонтами. По отношению к группе m скважин, имеющих различную продолжительность работы Тi между ремонтами, МРП определяется как отношение суммы продолжительностей работы этих скважин к сумме числа ремонтов по каждой i - й скважине:

. (15.3)

где αi - число ремонтов по каждой скважине в течение анализируемого времени.

Если продолжительность анализируемого (календарного) времени по каждой скважине различна, то средний МРП удобнее определять по формуле

. (15.4)

где Tкi - календарное время работы i - й скважины, сут; Tpi - продолжительность пребывания i - й скважины в ремонте в течение ее календарного времени Tкi, сут.

В круглых скобках числителя (15.4) указана продолжительность работы в сутках i - й скважины в течение анализируемого времени. Из (15.4) видно, что продолжительность ремонта также влияет на величину МРП.

Величина МРП в разных районах при разных способах эксплуатации различна и изменяется от нескольких недель для штанговых насосных установок, работа которых осложнена наличием песка в жидкости (Баку), до нескольких лет при фонтанной эксплуатации.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

К текущему ремонту относятся следующие работы.

1. Планово-предупредительный ремонт.

2. Ревизия подземного оборудования.

3. Ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

4. Смена скважинного насоса (ПЦЭН или ШСН).

5. Смена способа эксплуатации, переход с ПЦЭН на ШСН или наоборот и пр.

6. Очистка НКТ от парафина или солей.

7. Замена обычных НКТ на трубы с покрытием (остеклованные трубы).

8. Изменение глубины подвески насосной установки.

9. Подъем скважинного оборудования перед сдачей скважины в консервацию.

10. Специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

11. Некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

Перечисленные ремонтные работы, а также и ряд других выполняются бригадами подземного ремонта скважин, организуемыми в нефтедобывающем предприятии. Бригады подземного ремонта работают круглосуточно (три смены) либо в две смены и даже в одну. В состав одной вахты входят обычно три человека: оператор с помощником, работающие у устья скважины, и машинист, управляющий подъемной лебедкой.

К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, вплоть до использования бурильных установок. К капитальному ремонту, в частности, относятся следующие работы.

1. Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников.

2. Исправление нарушений в обсадных колоннах.

3. Изоляция пластовых вод.

4. Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

5. Забуривание второго ствола.

6. Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

7. Гидравлический разрыв пласта.

8. Солянокислотные обработки скважин.

9. Термическая обработка забоя скважин.

10. Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн.

11. Операции по ликвидации скважин.

Капитальный ремонт выполняется бригадами специализированной службы, организуемой при объединениях (иногда и при НГДУ) и располагающей мощными и разнообразными техническими средствами и соответствующими специалистами (мастера по ловильным работам, по изоляционным работам, по ГРП или по кислотным обработкам и т. п.).

cyberpedia.su

7.11. Система подготовки и закачки воды в продуктивные пласты

При разработке нефтяных и газовых месторождений значительные объемы воды расходуются на поддержание пластового давления, что позволяет продлить период фонтанирования скважин и значительно увеличить коэффициенты нефтегазоотдачи. Ориентировочный расход воды для добычи одной тонны нефти составляет в среднем: 1,5...2 м! - при площадном заводнении и 2...2,5 MJ - при законтурном заводнении.

Воды, используемые для закачки в пласт. Необходимость их подготовки

Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном, из пластовых (-85 %), пресных (~ 10 %) и ливневых (~ 5 %) вод.

Природные и сточные воды могут содержать примеси органического и неорганического происхождения. В природных водах могут содержаться различные газы, механические примеси, гидрозакись Fe(OH)2 и гидроокись Ре(ОН)3 железа, а также микроорганизмы, в той или иной степени влияющие на процесс заводнения пластов. В сточных водах, кроме того, могут присутствовать капельки нефти, а также большое количество солей, доходящее до 300 г/л.

Частицы водорослей, ила и соединения железа, содержащиеся в нагнетаемой воде, закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Присутствующие же в закачиваемой воде микроорганизмы могут образовать нежелательные соединения. Так, сульфатовосстанавливающие бактерии при своей жизнедеятельности вырабатывают сероводород в количестве до 100 мг/л. В последующем этот коррозионно-активный газ вместе с нефтью извлекается на поверхность и подвергает разрушению трубопроводы, аппараты и оборудование.

Сероводород вместе с углекислым газом может присутствовать в пластовых водах и в растворенном состоянии. Углекислый газ, находящийся в воде приводит к разрушению защитных окисных пленок на металле, чем интенсифицирует его коррозию. Растворенный в поверхностной воде кислород также является нежелательным компонентом, поскольку он является обязательным элементом реакции кислородной деполяризации, протекающей при электрохимической коррозии трубопроводов и оборудования.

Присутствие солей в закачиваемых в пласт водах также может стать причиной образования коррозионно-активных компонентов. Так, при взаимодействии сульфатов кальция CaSO1 с метаном может образовываться сероводород.

Согласно существующим правилам и инструкциям, вода, предназначенная для закачки в пласты, должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа.

Подготовка воды для закачки в пласт

Подготовка вод, закачиваемых в пласт, предусматривает: 1) осветление мутных вод коагулированием; 2) декарбонизацию; 3) обезжелезивание; 4) ингибирование.

Осветление мутных вод коагулированием осуществляется с целью удаления очень мелких взвешенных частиц, которые практически не осаждаются под действием силы тяжести. Для этого в воду добавляют реагенты (сернокислый алюминий, хлорное железо, железный купорос и др.), называемые коагулянтами. В результате реакции коагуляции происходит укрупнение взвешенных частиц и образуются хлопьевидные соединения, которые оседают в воде.

Декарбонизация выполняется с целью удаления из воды бикарбонатов кальция и магния. В противном случае, отлагаясь в пласте, соли кальция и магния могут существенно затруднить фильтрацию нефти и газа. Сущность декарбонизации состоит в подщелачивании воды гашеной известью с тем, чтобы вызвать коагуляцию ненужных примесей.

Обезжелезиванием называется удаление солей железа из воды с целью предотвращения загрязнения фильтрующих поверхностей скважин железистыми осадками. Для этого применяют аэрацию, известкование и другие методы.

В ходе аэрации - процесса обогащения воды кислородом воздуха - из солей железа образуется нерастворимый гидрат окиси железа, оседающий в воде в виде хлопьев. Однако при аэрации из воды удаляются не все соли железа, а сам процесс требует использования весьма громоздкого и сложного оборудования. Кроме того, аэрация повышает коррозионную активность воды.

При известковании в воду добавляют известковое молоко, что также приводит к образованию нерастворимого осадка гидрата окиси железа.

Ингибированием называется обработка воды ингибиторами -веществами, замедляющими процесс коррозии. По направленности действия различают ингибиторы сероводородной, кислородной и углекислотной коррозии.

Реагенты-бактерициды используют для подавления жизнедеятельности сульфатовосстанавливающих бактерий. Одним из наиболее эффективных реагентов является формалин.

Типовая схема установки подготовки природных вод показана на рис. 7.46. Насос 1 забирает воду и подает ее в смеситель 3. По пути дозировочное устройство 2 вводит в нее коагулянт. В смесителе 3 коагулянт интенсивно перемешивается с водой, после чего обработанная вода поступает в осветлитель 4, где образуются и задерживаются хлопья. Окончательная очистка воды от хлопьев осуществляется в фильтре 5, откуда она самотеком направляется в резервуары 6. Затем насос 7 перекачивает воду на кустовые насосные станции (КНС), которые через нагнетательные скважины закачивают ее в пласт. Насос 8 служит для периодической очистки фильтра 5 от взвешенных частиц путем прокачки через него чистой воды.

Для предупреждения коррозии и стабилизации химического состава воды в нее при помощи дозировочных насосов добавляют реагент гексаметафосфат натрия в количестве 2...3 г/м:!. С целью уничтожения бактерий и других микроорганизмов применяют обработку воды хлором - ее хлорирование.

В отличие от природных сточные воды могут содержать нефть, углекислый газ, сероводород и микроорганизмы. Соответственно их подготовка предусматривает: 1) отстаивание от нефти и газа; 2) уничтожение микроорганизмов.

Для подготовки сточных вод на промыслах используют схемы открытого и закрытого типа.

Рис. 7.46. Принципиальная схема установки подготовки природных вод:

1,7,8 - насос; 2 - дозировочное устройство; 3 - смеситель; 4 - осветлитель; 5 - фильтр; 6 - резервуары

I - неподготовленные природные воды; II - коагулянт;

III - подготовленная вода на кустовые насосные станции;

IV - вода для очистки фильтра

Принципиальная схема установки очистки пластовых сточных вод открытого типа приведена на рис. 7.47. Отделенная при подготовке нефти вода сбрасывается по водоводу в песколовку 1 для удаления механических примесей. Далее вода, содержащая нефть, поступает в нефтеловушку 2, где за счет низкой скорости движения смеси капельки нефти успевают всплыть и откуда она периодически откачивается насосом 3 на УКПН. Далее вода с остаточным содержанием нефти (диаметр капель 70...80 мкм) самотеком поступает в два параллельно соединенных пруда-отстойника 4, в которых скорость воды не превышает 8 мм/с, в результате чего в ней всплывают практически все оставшиеся капельки нефти. Из прудов-отстойников вода самотеком поступает в приемную камеру 5, из которой забирается насосом 6 и через попеременно работающие фильтры 7 подается в емкость чистой воды 8. Затем эта вода насосом 9 откачивается на КНС. По мере загрязнения фильтры отключают и ставят на промывку чистой водой из емкости 8 с помощью насоса 10. Загрязненную после промывки воду сбрасывают в илонакопитель 11.

Схема водоподготовки открытого типа позволяет очищать пластовые и ливневые сточные воды в одном потоке независимо от состава, давления и газонасыщенности воды, а также совместно закачивать их в нагнетательные скважины. Обычно ее рекомендуют использовать для сточных вод с большим содержанием сероводорода и углекислого газа, а кроме того, для более глубокой очистки воды от капелек нефти и механических примесей. Однако на сооружение нефтеловушек и прудов-отстойников затрачиваются значительные средства. Кроме того, в результате контакта с кислородом воздуха увеличивается коррозионная активность воды.

Принципиальная схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типа приведена на рис. 7.48. Отделенная от нефти в отстойнике предварительного сброса (ОПС) вода по линии сброса 1 направляется в резервуар-отстойник 2, а частично обезвоженная нефть (до 5 %), пройдя УПН, поступает в теплоизолированные отстойники 3. Процесс отделения воды в них ускоряется, благодаря произведенному в УПН нагреву и вводу ПАВ. Отделенная горячая вода поступает на прием насоса 4 и снова подается в отстойник предварительного сброса УПН, что позволяет уменьшить расход деэмульгатора и температуру нагрева эмульсии. Из резервуара-отстойника 2 пластовая сточная вода забирается насосом 5 и подается на КНС.

Применение закрытой системы очистки позволяет интенсифицировать процесс подготовки воды с применением отстоя и фильтрования под давлением, существенно снизить агрессивность сточной воды путем исключения ее контакта с кислородом воздуха, использовать остаточное давление, существующее в системе подготовки нефти. К недостаткам закрытых систем относится необходимость строительства блока для параллельной очистки поверхностных ливневых стоков.

Рис. 7.47. Схема установки очистки пластовых вод открытого типа:

1 - песколовка; 2 - нефтеловушка; 3,6,9,10 - насосы; 4 - пруд-отстойник;

5 - приёмная камера; 7 - фильтр; 8 - емкость чистой воды; 11 -

илонакопитель;

I - загрязнённая вода; II - мехпримеси; III - нефть на УКПН; IV - вода на КНС

Рис. 7.48. Схема установки очистки пластовых сточных вод закрытого типа:

1 - линия сброса воды из отстойника; 2 - резервуар-отстойник; 3 — теплоизолированный отстойник; 4,5 - насосы;

I - холодная "сырая" нефть; II - обезвоженная нефть; III - горячая вода с ПАВ; IV - подготовленная вода на КНС

studfile.net

12. Нагнетательные скважины для закачки воды с целью поддержания пластового давления.

В большинстве случаев поддержание пластовой энергии осуществляется применением законтурного заводнения, т. е. закачкой воды в законтурные водоносные зоны залежи. В ряде случаев законтурное заводнение дополняется внутриконтурным или же центральным очаговым заводнением.

При законтурном заводнении воду закачивают через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи на расстоянии 1 – 1,5 км. от внешнего ряда эксплуатационных скважин. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

При внутриконтурном заводнении на первоначальной стадии осуществления процесса воду нагнетают непосредственно в нефтяную часть залежи. По мере дальнейшего непрерывного нагнетания воды в пласте вдоль линии нагнетательных скважин образуется водяной барьер, разделяющий залежь на части. Для быстрейшего освоения процесса, закачку воды начинают через одну скважину, промежуточные же скважины ряда временно эксплуатируются как нефтяные с форсированным отбором нефти. По мере обводнения эти скважины переводятся в разряд нагнетательных.

Вряде случаев применяют комбинацию законтурного заводнения с внутриконтурным центральным заводнением. При центральном заводнении в

центре площади бурят батарею или кольцевой ряд нагнетательных скважин.

Одним из вариантов центрального заводнения может явиться осевое заводнение, когда нагнетательные скважины располагаются вдоль оси складки.

13. Приток нефти к скважинам.

14. Приток газа в скважину.

Процесс движения жидкостей и газа в пористой среде называется фильтрацией. При разработке нефтяного или газового пласта нефть или газ притекают в скважины по радиальным направлениям. Жидкость или газ, поступающие в скважину, проходят последовательно как бы через ряд концентрически расположенных конических поверхностей, заключённых между непроницаемыми кровлей и подошвой пласта. При этом по мере приближения к скважине площади этих поверхностей непрерывно уменьшаются.

При росте скоростей увеличиваются гидравлические сопротивления. Следовательно, при перемещении единицы объёма жидкости (или газа) по направлению к скважине непрерывно увеличиваются затраты энергии на единицу длины пути или связанные с этим перепады давления на единицу длины пути (градиенты давления).

Для определения зависимости между дебитом скважины и перепадом давления вокруг нее воспользуемся законом линейной фильтрации Дарси, по которому скорость линейной фильтрации прямо пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости. Получим:

Q = .

Площадь фильтрации F при радиальном потоке будет уменьшаться по направлению к скважине. При неизменной мощности пласта h на любом расстоянии ri от оси скважины эта площадь будет равна 2πrih. Тогда, отнеся перепад давления dp на бесконечно малый отрезок пути dr , получим:

Q = .

Тогда:

dp = .

Интегрируя это уравнение в пределах от rc (радиус скважины) до RK (радиус контура питания скважины) и от pЗАБ (забойное давление) до pПЛ (пластовое или контурное давление), получаем:

или

pПЛ – pЗАБ = ln.

Решая уравнение относительно Q , получим уравнение Дюпюи для радиального установившегося притока в скважину однородной жидкости:

Q=,

Где Q – дебит скважины, м3; k – проницаемость пласта, м2;

h – мощность пласта, м; pПЛ и pЗАБ – пластовое и забойное давления, Па; μ – вязкость жидкости, Па*с; RK и rc – радиусы контура питания и скважины, м.

Если вместо жидкости к скважине притекает только газ, то на основании того же закона Дарси формула для притока газа будет иметь вид:

,

где Q – массовый расход газа, причём =r; V – переменный объёмный расход газа при переменном давлении p; ρr - плотность газа при тех же условиях; β – константа, зависящая от природы газа (β=p/ρr).

studfile.net

14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину

ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

обычное. Это стандартное устьевое оборудование и станок-качалка соответствующей грузоподъемности. Очистка НКТ от парафина осуществляется с помощью пластинчатых скребков и штанго-вращателя с обязательным применением штангового вертлюжка в нижней части колонны штанг, так как вращение соединительной штанги между верхним и нижним ШСН недопустимо из-за конструктивных особенностей установки. Отложения парафина, если они неинтенсивные, можно ликвидировать с помощью прогрева верхней части НКТ паром от передвижной паровой установки (ППУ).

Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно. Разработаны конструкции подземного оборудования для раздельной закачки в два пласта при колонне 146 мм (ОРЗ-2П-5) (рис. 14.5) и колонне 168 мм (ОРЗ-2П-6). На колонне насосных труб 1 в скважину опускается шлипсовый пакер 3 специальной конструкции. В дополнение к обычным узлам пакер 3 имеет муфту перекрестного течения 2, подпружиненный промывочный клапан 9 и центральный патрубок 6, нижний конец которого пропущен через сальник 8.

Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания. По схеме предусматривается закачка воды через межтрубное пространство в верхний водопоглощающий пласт и по центральным трубам в нижний водопоглощающий пласт. Давление воды, нагнетаемой в верхний пласт, по каналам перекрестной муфты 2

идалее по центральному патрубку 6 пакера 3 передается вниз на подпружиненный тарельчатый промывочный клапан 9, который при этом закрывается, что предотвращает переток воды в нижний пласта внутри скважины. Вода, закачиваемая по НКТ, через межтрубный канал 4 между центральным патрубком и основной трубой в паксре и далее через отверстия 7 попадает в нижний пласт. Промывочный клапан позволяет нагнетать промывочную воду в НКТ. В этом случае вода через НКТ, пройдя межтрубный канал 4

иотверстия 7, промоет фильтр нижнего пласта и далее через башмак 11 попадет под промывочный клапан 9. Если давление под клапаном 9 будет больше, чем над ним, он откроется и даст доступ промывочной воде

впромывочный патрубок 6 и далее через каналы перекрестной муфты 2 в обсадную колонну. При этом одновременно будет происходить промывка фильтровой части верхнего пласта. На поверхность промывочная вода поступает по межтрубному пространству. Для того чтобы промывочный клапан открылся, кольцевое сечение обсадной колонны 5 отключается от водовода и давление падает. Для того,

чтобы промывочный клапан был закрыт при нормальной работе, необходимо в верхний пласт по межтрубному пространству закачивать воду с более высоким давлением. так как в этом случае давление над клапаном 9 будет больше, чем под ним, и он будет закрыт. Если вода с более высоким давлением

372

ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

должна закачиваться не в верхний, а в нижний пласт, то перед спуском оборудования в скважину необходимо перевернуть корпус промывочного клапана 9 и присоединить его к переводнику 10. При такой компоновке оборудования ствол скважины и фильтры обоих пластов промываются закачкой воды в межтрубное пространство (обратная промывка). Расходы воды в оба пласта замеряются на поверхности. Если в большинстве случаев 146-мм обсадная колонна обеспечивает нужную прочность при нагнетании воды в пласт, то в колонных диаметром 168 мм, прочность на разрыв которой

Рис. 14.5. Схема оборудования для раздельной закачки воды в два пласта с одним разделительным пакером типа ОРЗ-2П-5

меньше, нагнетание возможно только при низких давлениях. Для защиты 168-мм обсадной колонны от

давления воды разработана конструкция ОРЗ-2П-6 с двумя разделительными пакерами,

обращенными

раструбом вниз. При спуске оборудования в скважину для защиты

манжеты на

нее одевается

предохранительный металлический кожух который сбрасывается

с нее давлением жидкости при

ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

опрессовке

оборудования в

скважине.

Выше

самоуплотняющейся манжеты на сердечнике пакера

устанавливаются

ограничительные

втулки с резиновыми манжетами,

которые сжимаются весом

колонны труб и фиксируют пакер по центру эксплуатационной колонны,

обеспечивая нормальную

работу

самоуплотняющейся

манжеты.

Конструкция оборудования ОРЗ-2П-6 под колонну 168 мм

похожа

на

ранее

описанную.

Технологической схемой использования оборудования ОРЗ-2П-6

предусматривается закачка воды с

более

высоким

давлением в верхний пласт по НКТ, а с низким

давлением

- в нижний пласт по эксплуатационной колонне. Очистка скважины проводится обратной

промывкой. Если давление воды, закачиваемой в верхний пласт, неопасно для обсадной колонны, то оборудование ОРЗ-2П-6 опускается в скважину только с одним нижним разделительным пакером. Верхний пакер с самоуплотняющейся манжетой не ставится.

Для раздельной закачки воды в два пласта существует и ряд других конструкций, описание которых можно найти в специальной литературе.

studfile.net

Способ закачки технологической жидкости в скважину и установка для его реализации

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к закачке технологической жидкости в скважину. Изобретения могут быть использованы при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями. Технический результат - повышение эффективности и стабильности работы скважины за счет проведения закачки в скважину технологической жидкости с контролируемым уровнем крупности. Способ содержит предварительную фильтрацию технологической жидкости и закачку ее в устье скважины. Предварительный цикл фильтраций технологической жидкости проводят непосредственно на скважине по закольцованной схеме до получения показателей уровня крупности загрязняющих механических частиц, величина которых составляет не более 5-10 мкм. По перепадам давлений контролируют уровень загрязненности фильтров фильтрующих линий. Остатки технологической жидкости удаляют обратной продувкой. Для закачки в скважину технологическую жидкость вытесняют в технологическую емкость с помощью сжатого воздуха. Очистку технологической жидкости от загрязнений производят как при поступлении ее из технологической емкости, так и после ее использования в качестве промывочной жидкости наземного технологичного оборудования, трубопроводов и агрегатов. 2 н. и 1 з.п. ф-лы. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при бурении, эксплуатации, ремонте скважин, а также может быть использовано в других областях, где важным показателем является контролируемый уровень загрязнения технологической жидкости механическими примесями.

Как известно из источника «Механика нефтегазового пласта. Желтов Ю.П. издания (1975 г.) г. Москва, Недра, с. 216» и источника «Автоматизация промысловой подготовки нефти и воды. Беляков В.Л. (1988 г.) г. Москва, Недра, с. 154» при добыче нефти и газа необходимо контролировать качество технологической жидкости, закачиваемой в продуктивные пластины с целью увеличения добычи нефти, газа, а также при проведении ремонтных работ. Правильный выбор показателей качества является критерием успешности применения новых технологий и совершенствования применяемых методов ремонта и интенсификации добычи углеводородов.

Механические примеси появляются в продукции скважины в результате выноса на поверхность с нефтью, газом и водой мельчайших частиц породы, нарушения ионного равновесия пластовых вод, попадания в систему сбора различных растворов (утяжеленных буровых и т.п.), закачки загрязненных сточных вод в пласт, коррозии технологического оборудования. Механические примеси существенно осложняют процессы подготовки, транспорта и переработки нефти, т.к., являясь центрами кристаллизации, способствуют выделению парафинов и отложению кокса и солей на стенках трубопроводов и технологического оборудования, стимулируют образование стойких эмульсий и промежуточных слоев на границе нефть-вода в отстойных аппаратах. Количество механических примесей в подготовленной нефти (не более 0.05%) и в сточной воде, подготавливаемой для закачки в пласт (не более 100 мг/дм3), регламентируется. В состав технологической жидкости в процессе добычи, приготовлении, переработки и транспортировки попадают твердые минеральные примеси, соли щелочных металлов, мехпримеси. При транспортировке, хранении и переработке к жидкости добавляются продукты износа, в том числе и коррозийного, трубопроводов, резервуаров и прочего оборудования. Все эти нежелательные компоненты в конечном счете без фильтрации попадают в скважину и способствуют ухудшению проницаемых свойств пласта. Исходное сырье для приготовления технологической жидкости так же содержит примеси, которые вызывают помутнение растворов. Мелкие частицы легко проникают в поры, вызывая их забивание. Общеизвестный способ закачки включает в себя доставку в емкости или емкостях необходимого количества технологической жидкости к скважине, подключение через закачивающий агрегат к скважине и далее закачка, как указанно выше жидкости содержат загрязнения.

Как известно из источника «Геомеханика и флюидодинамика. Николаевский В.Н. Москва, Недра, 1996 г., стр. 94» поры в призабойной зоне пласта (ПЗП) могут иметь извилистую форму и переменное сечение в интервале от 50 до 2000 мкм. Чтобы загрязнения не забивали поры, они должны быть как минимум в три раза меньше наименьшего размера пор, чего не обеспечивает фильтрация на уровне 100-300 мкм.

Известен блок фильтров для систем поддержания пластового давления скважины, описанный в патенте на полезную модель №110657 с приоритетом от 01.04.2011 г., опубл. 27.11.2011 г., содержащий два трубчатых коллектора с патрубками для подвода и отвода жидкости: коллектор-распределитель и коллектор-сборник, между которыми параллельно установлены трубные щелевые фильтры, каждый из которых включает в себя связанный с патрубками одного и другого указанных коллекторов цилиндрический кожух, внутри которого размещена перфорированная труба с отверстиями по всей длине для прохода жидкости, на которую надет фильтрующий элемент и зафиксирован с помощью пробки, отличающийся тем, что кожух фильтра выполнен горизонтальным и подсоединен с использованием фланцевых узлов соединения к патрубку коллектора-распределителя и к муфте, установленной на патрубке коллектора-сборника, свободные патрубки коллекторов снабжены съемными заглушками, а фильтрующий элемент выполнен из полированной V-образного профиля проволоки.

Но данный блок фильтров не обеспечивает необходимый уровень фильтрации закачиваемой технологической жидкости, что влечет за собой неполное извлечение ценного продукта из скважины, сокращение срока службы скважины, сокращение срока службы внутри скважинного оборудования.

Самым близким по своей технической сущности к заявленному изобретению является способ подготовки воды для закачки в нагнетательные скважины, описанный в патенте на изобретение №2239698 с приоритетом от 31.12.2003 г., опубл. 10.11.2004 г., включающий подачу водонефтяной эмульсии из добывающей скважины последовательно на групповую замерную установку, на дожимную насосную станцию, на товарный парк и очистные сооружения, подачу на кустовую насосную станцию и закачку в нагнетательные скважины. На территории групповой замерной установки, дожимной насосной станции и товарного парка из грязевых колодцев, амбаров и подобных емкостей жидкость вывозят на пункт утилизации. Проводят дополнительную фильтрацию воды фильтрами с размерами ячеек 1-2 мм на устье нагнетательной скважины, прошедшей обработку призабойной зоны.

Но данный способ не позволяет контролировать реальный уровень загрязненности закачиваемой жидкости, кроме того, чрезвычайно сложен в отладке системы и ее контроле, при этом не защищает от возможных перетоков загрязнений из скважины в скважину при остановке насосной станции.

Техническим результатом заявленного изобретения является повышение эффективности и стабильности работы скважины за счет проведения закачки в скважину технологической жидкости с контролируемым уровнем крупности загрязняющих механических частиц, величина которых составляет не более от 5 до 10 мкм.

Поставленная задача решается за счет того, что способ закачки технологической жидкости в скважину содержит предварительную фильтрацию технологической жидкости, закачку ее в устье скважины, при этом предварительный цикл фильтраций технологической жидкости проводят непосредственно на скважине по закольцованной схеме до получения показателей уровня крупности загрязняющих механических частиц, величина которых составляет не более 5-10 мкм, при этом по перепадам давлений контролируют уровень загрязненности фильтров фильтрующих линий, остатки технологической жидкости удаляют обратной продувкой, а для закачки в скважину технологическую жидкость вытесняют в технологическую емкость с помощью сжатого воздуха, причем очистка технологической жидкости от загрязнений производится как при поступлении ее из технологической емкости, так и после ее использования в качестве промывочной наземного технологичного оборудования, трубопроводов и агрегатов.

Установка для закачки технологической жидкости в скважину, подключаемая к емкости и насосному агрегату и содержащая запорно-регулирующее устройство, устанавливаемое на устье скважины, трубопроводы, фильтры, и имеет две линии фильтрации, каждая из которых содержит не менее одного фильтра, а входы и выходы которых снабжены кранами высокого давления, позволяющими управлять потоками и кранами для отбора проб технологической жидкости с возможностью контроля и отбора проб по кольцевой схеме и вытеснения остатков жидкости из установки обратной продувкой, причем выход первой линии снабжен обратным клапаном, а вход второй линии снабжен предохранительным клапаном, при этом выход предохранительного клапана соединен с выходом первой линии. Входы и выходы линии фильтрации дополнительно снабжены БРС. В закачке определенного объема жидкости в скважину, как правило, используют следующее наземное оборудование, насосный агрегат, емкости или резервуары, обеспечивающие необходимый объем, трубопроводы и арматуру. При сборке и эксплуатации данного оборудования в него попадают механические частицы, что является источником загрязнений наряду с самой жидкостью. Следовательно, до закачки в скважину технологической жидкости необходимо профильтровать, а оборудование промыть и убедиться, что размер механических частиц существенно меньше пор в пласте и не превышает необходимый уровень крупности, что составляет не более от 5 до 10 мкм. Промывают оборудование самой технологической жидкостью, чем и обеспечивается простота установки, а технологическая жидкость проходит цикл фильтрации. Поскольку объем емкостей несравнимо больше, чем объем насосного агрегата и трубопроводов, вместе взятых, то вероятность появления остаточных загрязнений из емкости очень высока. Чтобы исключить эту возможность технологическая жидкость по закольцованной схеме фильтруется постоянно, а пробоотборники обеспечивают возможность отбора проб жидкости для ее контроля, причем первая линия предназначена для очистки от загрязнений технологической жидкости, поступающей из технологических емкостей или иного оборудования, которая может быть возвращена во вторую линию для очистки после ее использования в качестве промывочной жидкости, а вторая линия предназначена для дублирующей очистки технологической жидкости после прохождения насосного агрегата, трубопроводов с целью разгрузки фильтров первой линии и повышения уровня очистки больших объемов жидкости. Установка на трубопровод кранов высокого давления позволяет управлять потоками технологической жидкости, а снабжение фильтрами и снабжение выхода первой линии обратным клапаном, а входа второй линии предохранительным клапаном и соединение выхода предохранительного клапана с выходом первой линии обеспечивает постоянную фильтрацию технологической жидкости по закольцованной схеме. При остановке насоса переток жидкости невозможен т.к. сам насосный агрегат выполняет роль обратного клапана.

Суть технического решения поясняется схемой, где на фигуре 1 изображены емкость технологическая 1, насосный агрегат 2, устьевая арматура 3, фильтры 4, 5, 6, 7, клапан обратный 8, клапан предохранительный 9, краны высокого давления 10, 11, пробоотборник 12, 13, манометры 14, 15, 16, 17, 18, 19, трубопроводы 20, запорно-регулирующее устройство 21, быстроразъемное соединение (БРС) 22.

На фигуре 2 изображены емкость технологическая 1, насосный агрегат 2, быстроразъемное соединение (БРС) 22, краны высокого давления 23, 24, краны для отбора проб технологической жидкости 25, 26.

Способ закачки технологической жидкости в скважину с помощью установки для его реализации осуществляется следующим образом.

Установка для закачки технологической жидкости в скважину, подключаемая к технологической емкости 1 и насосному агрегату 2 через трубопроводы 20 с помощью быстроразъемного соединения (БРС) 22 (фиг. 1), содержит запорно-регулирующее устройство 21, в свою очередь содержащее краны высокого давления 10, 11 и пробоотборника 12 и устанавливаемое на устье скважины 3, две линии фильтрации, каждая из которых содержит фильтры 4, 5, 6, 7, и пробоотборник 13. Выход первой линии снабжен обратным клапаном 8, а вход второй линии снабжен предохранительным клапаном 9, при этом выход предохранительного клапана 9 соединен с выходом первой линии. При закрытом кране 10, открытом кране 11 начинается прокачка жидкости от емкости 1 через фильтры 4 и 5 на насосный агрегат 2 и далее по трубопроводам 20 - на запорно-регулирующее устройство 21 в устье скважины 3 и через кран 10 и трубопроводы 20, минуя предохранительный клапан 9 при рабочем давлении жидкости в фильтрах 6, 7, - на вторую линию фильтрации и далее - в емкость 1 и через предохранительный клапан 9 при превышении рабочего давления жидкости в фильтрах 7 и 6 на насосный агрегат 2. После заполнения трубопроводов 20 берут пробы жидкости через пробоотборники 13 и 12. По ним оценивают степень очистки жидкости из емкости 1, насосного агрегата 2 и трубопровода 20. При несоответствии показателей уровня крупности загрязняющих механических частиц, величина которых составляет не более 5-10 мкм, хотя бы одной из проб проводится цикл или циклы фильтрации по кольцевой схеме, до получения нужных показателей. Повторяется отбор проб для подтверждения.

Далее производится закрытие крана 11, через открытый кран 12 производится с помощью сжатого воздуха вытеснение жидкости в емкость 1. Открывается кран 10 и начинается закачка жидкости в скважину 3. При промывке по кольцевой схеме для оптимизации работы фильтрующих линий и оценке загрязненности фильтров по предельным перепадам давлений используются приведенные в схеме манометры 14, 15, 16, 17, 18, 19. Установка для закачки технологической жидкости в скважину, подключаемая к технологической емкости 1 и насосному агрегату 2 через трубопроводы 20 (фиг. 2), где входы и выходы линии фильтрации дополнительно снабжены быстроразъемными соединениями (БРС) 22 и кранами высокого давления 23, 24, кранами для отбора проб технологической жидкости 25, 26 для вытеснения остатков технологической жидкости из установки обратной продувкой, и далее установка для закачки технологической жидкости в скважину, работает по схеме, указанной на фиг. 1.

1. Способ закачки технологической жидкости в скважину, содержащий предварительную фильтрацию технологической жидкости и закачку ее в устье скважины, отличающийся тем, что предварительный цикл фильтраций технологической жидкости проводят непосредственно на скважине по закольцованной схеме до получения показателей уровня крупности загрязняющих механических частиц, величина которых составляет не более 5-10 мкм, при этом по перепадам давлений контролируют уровень загрязненности фильтров фильтрующих линий, остатки технологической жидкости удаляют обратной продувкой, а для закачки в скважину технологическую жидкость вытесняют в технологическую емкость с помощью сжатого воздуха, причем очистку технологической жидкости от загрязнений производят как при поступлении ее из технологической емкости, так и после ее использования в качестве промывочной наземного технологичного оборудования, трубопроводов и агрегатов.

2. Установка для закачки технологической жидкости в скважину, подключаемая к емкости и насосному агрегату и содержащая запорно-регулирующее устройство, установленное на устье скважины, трубопроводы и фильтры, отличающаяся тем, что она имеет две линии фильтрации, каждая из которых содержит не менее одного фильтра, а входы и выходы которых снабжены кранами высокого давления, позволяющими управлять потоками, и кранами для отбора проб технологической жидкости с возможностью контроля и отбора проб по кольцевой схеме и вытеснения остатков жидкости из установки обратной продувкой, причем выход первой линии снабжен обратным клапаном, а вход второй линии снабжен предохранительным клапаном, при этом выход предохранительного клапана соединен с выходом первой линии.

3. Установка для закачки технологической жидкости по п. 2, отличающаяся тем, что входы и выходы линии фильтрации снабжены быстроразъемными соединениями.

findpatent.ru

Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины. По способу для определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине осуществляют первую, производственную, закачку воды в нагнетательную скважину. Останавливают закачку воды в скважину. После первой выстойки скважины осуществляют вторую закачку воды в скважину. При этом объем закачиваемой воды в три-пять раз превышает объем воды в скважине в интервале поглощения. Останавливают закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения в течение всего времени второй выстойки скважины. После второй выстойки скважины осуществляют третью закачку воды в скважину. Посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения на начальной стадии третьей закачки. Анализируют профили температуры, зарегистрированные во время второй выстойки скважины. Определяют границы зон поглощения. Анализируют профили температуры, зарегистрированной на начальной стадии третьей закачки, и определяют профиль закачки воды. 2 з.п. ф-лы, 13 ил.

 

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах.

Информация о профиле закачки воды необходима для управления процессом заводнения пластов и, как следствие, увеличения коэффициента извлечения нефти. Под определением профиля закачки здесь понимается определение относительной доли закачиваемой воды, которая поступает в различные зоны поглощения. Совокупность всех зон поглощения составляет интервал поглощения скважины, которая проперфорирована и находится в пределах нефтегазового пласта.

Наиболее распространенным способом определения профиля закачки в нагнетательных скважинах является каротаж скважины во время закачки воды с использованием расходомеров (см., например, Ипатов А.И., Кременецкий М.И. Геофизический и гидродинамический контроль разработки месторождений углеводородов, Москва, 2005, стр. 108). Обычно для этой цели используют механические расходомеры. К недостаткам этого способа следует отнести ограничения, связанные с конструкцией скважины, так как не всегда можно провести каротаж работающей нагнетательной скважины.

Известны и другие способы определения профиля закачки - радиоизотопные методы, нейтронный каротаж и т.д.. Как правило, все эти методы технологически сложны, дороги и, как следствие, редко используются.

Первым способом выделения зон поглощения в нагнетательных скважинах был термокаротаж этих скважин после прекращения закачки воды (Nowak, T.J., 1953. The estimation of water injection profiles from temperature surveys. Petroleum transactions, Vol. 198, pp. 203-212).

Было показано, что в зонах поглощения температура в остановленной скважине восстанавливается значительно медленнее, чем выше и ниже этих зон. До настоящего времени этот способ широко используется для определения границ зон поглощения.

Известен также способ определения профиля закачки, описанный в патенте США 8146656. Этот способ включает остановку закачки воды в пласт, повторную закачку, после того как температура воды в скважине выше интервала поглощения увеличится из-за теплообмена с окружающими породами, и температурный мониторинг движения вдоль интервала поглощения нагретой воды. В данном способе предлагается из динамики перемещения температурного фронта определять скорость движения воды и, соответственно, определять профиль закачки воды в зоны поглощения.

Недостатком этого изобретения является малая точность определения профиля закачки воды из-за расплывания температурного фронта в процессе его движения вдоль интервала поглощения. Особенно это относится к горизонтальным скважинам, в которых протяженность интервала поглощения воды может быть 300-500 м и более.

Технический результат, достигаемый при реализации изобретения, заключается в повышении точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины. Предлагаемый способ не имеет ограничений, связанных с конструкцией скважины.

В соответствии с предлагаемым способом осуществляют первую, производственную, закачку воды в нагнетательную скважину, после чего останавливают закачку воды. После первой выстойки скважины осуществляют вторую закачку воды в скважину, при этом объем закачиваемой воды в несколько раз превышает объем воды в скважине в интервале поглощения. Останавливают закачку воды в скважину и посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения в течение всего времени второй выстойки скважины. Затем осуществляют третью закачку воды в скважину и посредством датчиков температуры регистрируют профиль температуры в интервале поглощения на начальной стадии третьей закачки. Анализируют профили температуры, зарегистрированные во время второй выстойки скважины, и определяют границы зон поглощения. Анализируют профили температуры, зарегистрированные на начальной стадии третьей закачки, и определяют профиль закачки воды.

Регистрацию температуры осуществляют с помощью волоконных измерителей температуры или с помощью большого числа точечных датчиков.

Объем закачиваемой воды во время второй закачки воды в скважину превосходит объем воды в скважине в интервале поглощения по меньшей мере в четыре раза.

Длительность первой и/или второй выстойки составляет по меньшей мере восемь часов.

Изобретение поясняется чертежами, где на фиг. 1 показаны температура горного массива (двойная линия) и распределение температуры воды в скважине во время закачки при нескольких расходах воды, на фиг. 2 показано радиальное распределение температуры в скважине, на фиг. 3 приведено изменение температуры в остановленной нагнетательной скважине для начального распределения температуры, показанного на фиг. 2, на фиг. 4 показана зависимость безразмерного изменения температуры в скважине от безразмерного времени выстойки для разных продолжительностей закачки воды, на фиг. 5 показана зависимость от продолжительности закачки радиуса пласта, заполненного закаченной водой, и радиуса области, где температура пласта равна температуре воды, закачиваемой в пласт, на фиг. 6 приведено сравнение аналитического решения упрощенной задачи для распределения температуры в пласте во время закачки воды с численным решением полной задачи, на фиг. 7 приведено сравнение аналитического и численного решений о восстановлении температуры в скважине после закачки воды, на фиг. 8 показана динамика восстановления температуры в скважине после закачки воды в течение 300 дней, на фиг. 9 приведена схема, иллюстрирующая сдвиг профиля температуры во время закачки, на фиг. 10 показана невозмущенная температура горных пород (геотерма), температура в конце первой закачки, температура в конце первой выстойки скважины, температура в конце второй закачки и в конце второй выстойки, на фиг. 11 приведен профиль температуры перед началом последней закачки и расчетные профили температуры в скважине через 1, 2, 3, 4, 5, 15, 30 мин после начала закачки, на фиг. 12 приведены профили температуры, полученные с использованием симулятора T-Mix, на фиг. 13 приведены зашумленные профили температуры, полученные с использованием симулятора T-Mix.

Распределение температуры T(z,t) вдоль вертикальной нагнетательной скважины во время закачки воды приближенно описывается формулой (1):

где z - расстояние от поверхности Земли, Tin - температура закачиваемой воды, Tf(z) - температура невозмущенных горных пород

tf0 температура пород у поверхности Земли, Г - геотермический градиент,

cp - удельная теплоемкость воды, G - массовый поток воды,

rc и rw - радиус потока воды и радиус скважины, λw, λf - теплопроводность воды и горных пород, λc - эффективная теплопроводность среды между водой и породой (обсадная колонна и цемент), Nu - число Нуссельта, которое определяется числом Прандтля (Pr) и числом Рейнольдса (Re)

где pw и µw - плотность и вязкость воды

где a f - температуропроводность горных пород.

На фиг. 1 показана температура горного массива (двойная линия) и распределение температуры воды в скважине во время закачки при нескольких расходах воды. Расчеты были проведены для следующих значений параметров: rc=0.1 м, rw=0.15 м, глубина скважины 3500 м, Г=0.025 К/м, af=10-6 м2/с, λc=1.2 Вт/м/К, λf=2.5 Вт/м/К, Tf0=15 град C, Tinj=20 град C, продолжительность закачки tinj=1 год.

Согласно фиг. 1 при обычно используемом расходе воды (G>10 кг/с) после ~1 года закачки температура воды вблизи забоя скважины глубиной 3500 м оказывается на 60-80 K меньше, чем температура пород, окружающих скважину.

Во время закачки воды радиальное распределение температуры в породе вне зон поглощения (в непроницаемом массиве, вне зон перфорации) определяется кондуктивной теплопередачей. Предполагая, что температура стенок скважины приблизительно постоянна во время закачки воды, может быть получено следующее выражение для радиального распределения температуры в породе (9), (10):

где Tf - температура породы на рассматриваемой глубине, Tinj - температура стенок скважины во время закачки, D=1.7 - безразмерная константа, которая может быть найдена из сравнения с результатами численного моделирования.

Формула (10) была получена в предположении, что между радиусом потока воды (rc) и подвижной внешней границей существует квазистационарное распределение температуры. На границе потока температура равна Tinj, а на внешней границе и на больших расстояниях от оси скважины она равна невозмущенной температуре массива.

Справедливость формул (9), (10) была проверена с использованием коммерческого симулятора COMSOL Multiphysics®. На фиг. 2 приведено радиальное распределение температуры, рассчитанное по формулам (9), (10), и результат численного моделирования симулятором COMSOL Multiphysics®. Расчеты были проведены при следующих значениях параметров: Tf=100 град C, Tw=50 град C, af=0.8443·10-6 м2/с, tinj=1 год, D=1.7.

Радиальное распределение температуры (9), (10) в породе в конце закачки было использовано как начальное распределение температуры для расчета динамики изменения температуры в скважине после прекращения закачки. Согласно общему решению задачи для однородной среды зависимость температуры в центре скважины от времени выстойки tsh можно приближенно описать соотношениями (11), (12):

На фиг. 3 показана температура Tc(tsh), рассчитанная по формулам (11), (12), для начального распределения температуры, показанного на фиг. 2. Аналитическое решение (сплошная линия) хорошо согласуется с результатом численного моделирования (COMSOL Multiphysics®, маркеры).

Формулы (11), (12) были использованы для анализа начальной стадии восстановления температуры в нагнетательной скважине выше зоны поглощения воды.

На фиг. 4 показано отношение изменения температуры ΔT в остановленной скважине к ΔT0 (разности между температурой пород и температурой стенок скважины во время закачки) как функции безразмерного времени выстойки скважины :

Согласно фиг. 4 время выстойки, за которое происходит 25% восстановление температуры (t0·25), слабо зависит от длительности закачки и определяется в основном радиусом потока rc и температуропроводностью пород af:

Таким образом, если, например, во время закачки разность между температурой закачиваемой воды на забое и температурой окружающих пород составляет 70 K, то через ~10-15 часов после прекращения закачки температура воды в скважине выше зоны закачки (в непроницаемом массиве, вне зон перфорации) будет на 15-20 K больше, чем температура воды, закаченной в пласт.

В рамках цилиндрически симметричной 1 D модели радиус внешней границы той части пласта, где находится закаченная вода, определяется очевидной формулой:

где ϕ - пористость пласта, q [м3/м/с] - удельный расход закачиваемой в пласт воды.

Радиальное распределение температуры в пласте во время закачки воды определяется уравнением (14), которое учитывает кондуктивный и конвективный механизмы теплопередачи в пористую среду:

где

ρc - объемная теплоемкость флюидонасыщенного пласта, (ρc)fl - объемная теплоемкость воды, (ρc)m - объемная теплоемкость матрицы горной породы.

Учитывая, что скорость фильтрации V флюида определяется удельным расходом закачки q:, уравнение (14) можно записать в виде:

где

Уравнение (16) используется ниже для численного решения задачи прямой с помощью коммерческого симулятора COMSOL Multiphysics®.

Для решения обратной задачи (определения профиля закачки по температурным данным) мы использовали приближенную аналитическую модель, основанную на упрощенном уравнении для температуры (18). Это уравнение не учитывает влияния кондуктивной теплопередачи на температуру во время закачки воды в пласт.

Общее решение этого уравнения имеет вид:

Учитывая, что закачиваемая в пласт вода имеет приблизительно постоянную температуру Tinj, решение (19) означает, что во время закачки воды в пласте формируется цилиндрическая область с радиусом rT (20), в которой температура равна Tinj. За пределами этой области температура равна первоначальной температуре пласта Tf:

Из сравнения формул (13) и (20) видно, что радиус температурного фронта rT всегда меньше, чем радиус rq области пласта, заполненной закаченной водой.

Фиг. 5 показывает, как изменяются со временем tinj закачки радиусы rq(tinj) и rT(tinj). Расчеты проводились при следующих значениях параметров: расход закачиваемой воды Q0=240 м3/сут 1500, протяженность зоны закачки L=50 м (удельный расход q≈4.8 м3/м/сут), ϕ=0.3, (ρc)m=2700*900 Дж/м3/K, (ρc)w=1000*4200 Дж/м3/K.

На фиг. 6 показано влияние кондуктивной теплопередачи на радиальное распределение температуры в пласте во время закачки воды. Профили температуры, показанные сплошными линиями, были получены с помощью симулятора COMSOL Multiphysics® в результате решения общего уравнения (16), профили, показанные пунктирными линиями, дают аналитическое решение (20) уравнения (18). Расчеты проводились для Tf=100 град C, Tinj=50 град C, q=4.8 м3/м/сут и теплопроводности пород 2 Вт/м/К для времени закачки 30 суток и 1 год. Из фиг. 6 видно, что кондуктивная теплопередача сглаживает ступенчатый профиль температуры, который является решением упрощенной задачи, но движение фронта температуры хорошо согласуется с аналитическим решением (20).

Согласно формуле (20) после прекращения закачки воды область пласта вокруг скважины радиусом rT(tinj) имеет температуру Tinj, которая значительно, на десятки градусов, меньше температуры окружающих скважину пород. За счет передачи тепла от горячих пород температура в этой области начинает восстанавливаться. Для приближенного описания динамики восстановления температуры на оси этой области (т.е. в скважине) можно воспользоваться известными соотношениями (21), (22), которые применимы для случая однородной (по тепловым свойствам) среды.

где tinj - длительность закачки воды перед остановкой скважины, tsh - длительность выстойки скважины, c - безразмерная константа, которая равна 1, в случае ступенчатого распределения температуры в пласте в начале выстойки скважины.

Из фиг. 6 видно, что при больших временах закачки распределение температуры в пласте значительно отличается от ступенчатого, тем не менее, формула (22) с константой c=0.95 хорошо согласуется с результатами численного моделирования с использованием COMSOL Multiphysics® (фиг. 7, q=4.8 м3/м/сут, tinj=30 сут). В дальнейшем для интерпретации температурных данных используются аналитические соотношения (21), (22).

На фиг. 8 показана расчетная динамика восстановления температуры в скважине после закачки воды в течение 300 дней. Расчеты проводились по формулам (21), (22) для удельных расходов закачки q=0.5, 1.4 и 4.8 м3/м/сут. Из чертежа видно, что при удельном расходе воды q=4.8 м3/м/сут температура в скважине после закачки остается практически постоянной в течение 300 дней и даже при удельном расходе 0.5 м3/м/сут температура в скважине практически не изменяется в течение 30 дней. Это означает, что после длительной закачки воды с температурой на забое tinj1 температура пласта вблизи нагнетательной скважины остается близкой tinj1 в течение многих дней после прекращения закачки. Это справедливо для всех зон поглощения независимо от их проницаемости, скина и, соответственно, величины q, если только удельный расход воды в какую-то зону не окажется в десятки раз меньше среднего по всему интервалу поглощения значения q.

Как было показано выше, вода, которая находится в скважине выше интервала поглощения, быстро нагревается благодаря теплопередаче от горячих пород, окружающих скважину, и после приблизительно 12 часов выстойки скважины температура tinj2 этой воды будет значительно (на 10-20 K) превышать температуру tinj1 пород вблизи скважины в интервале поглощения.

При последующей закачке этой воды в пласт в разных зонах поглощения возникает разное радиальное распределение температуры (разные значения rT). Это связано с тем, что удельные расходы закачки воды q зависят от скин-факторов и проницаемости этих зон.

Согласно формулам (21), (22) скорость восстановления температуры в скважине после прекращения закачки зависит от радиуса rT. При закачке в пласт относительно малого объема воды, когда радиус нагретой области rT превышает радиус скважины только лишь в несколько раз, характерное время восстановления температуры оказывается достаточно небольшим (10-20 часов). В этом случае зависимость между rT (и q) и скоростью восстановления температуры может быть использована для определения профиля закачки воды по распределениям температуры, измеренным в скважине в интервале поглощения спустя разное время после прекращения закачки.

Существует оптимальный объем воды, закачка которого в скважину обеспечивает наилучшую корреляцию между профилем температуры в остановленной скважине и профилем закачки. Если объем закаченной в скважину воды меньше объема воды в скважине в интервале поглощения, то во всех зонах поглощения радиус нагретой области rT будет близок к радиусу скважины и температура в остановленной скважине будет слабо зависеть от профиля закачки. В противоположном случае, если объем закаченной в скважину воды значительно больше объема воды в скважине в интервале поглощения, то заметная корреляция между температурой в скважине и профилем закачки появится только через сутки и более после прекращения закачки, что неудобно с технологической точки зрения. Расчеты показывают, что оптимальным является объем закаченной в скважину воды, который, по меньшей мере, в три-пять (предпочтительно в четыре) раза превышает объем воды в скважине в интервале поглощения.

Следует отметить, что количественное определение профиля закачки возможно только при отсутствии перетоков (между разными зонами поглощения) воды по скважине во время выстойки скважины. В противном случае, если есть данные о наличии перетоков, результаты термометрии остановленной скважины могут быть использованы только для приближенной оценки профиля закачки.

В случае протяженного (100 м и более) интервала поглощения количественное определение профиля закачки может быть сделано только с помощью численного моделирования системы скважина - горный массив - пласт, поскольку температура воды, поступающей в разные зоны закачки, не постоянна и приведенная выше упрощенная модель не применима.

Важным результатом, который можно получить непосредственно из вида распределения температуры в остановленной нагнетательной скважине, является возможность выделения зон поглощения с разными значениями расхода 'q'. Этим зонам соответствуют участки скважины с приблизительно постоянными значениями температуры.

Информация о границах зон поглощения используется ниже при определении профиля закачки из анализа движения профиля температуры во время последующего нагнетания воды в скважину.

После первой, длительной производственной, закачки, первой выстойки скважины в течение, по меньшей мере, восьми часов (в среднем в течение 12 часов), второй, короткой, закачки (объем закаченной воды приблизительно равен 4м объемам скважины в интервале поглощения) и второй, по меньшей мере, восьмичасовой (в среднем 12-часовой), выстойки скважины в интервале поглощения формируется распределение температуры, которое коррелирует с профилем закачки.

Для предлагаемого способа определения профиля закачки существенно, что температура воды в скважине в интервале поглощения существенно изменяется по длине скважины, т.е. не постоянна.

Нагнетание воды в скважину приводит к сдвигу воды, заполняющей скважину в интервале поглощения и, соответственно, к сдвигу сформированного температурного профиля. Величина сдвига температурного профиля Δx определяется локальной величиной скорости воды V(x) (фиг. 9):

где

Q(x) - локальное значение объемного расхода воды, текущей по скважине, A(x) - поперечное сечение потока, Δt - интервал времени между рассматриваемыми профилями температуры. В дальнейшем предполагается, для простоты изложения, что A=const.

Рассмотрим один из возможных способов обработки полученных таким образом нестационарных температурных данных для определения профиля закачки.

Пусть интервал поглощения воды состоит из нескольких зон поглощения, отличающихся по проницаемости, скину так, что расход воды в каждую зону равен Qi3/с] (i=1, 2, …m, m число зон закачки), - полный расход воды, закачиваемой в скважину.

В этом случае профиль закачки воды характеризуется значениями {yi} безразмерных расходов воды в разные зоны:

Пусть {xbi} (i=0, 1…m) - координаты границ зон поглощения, при этом xb0 и xbm соответствуют началу и концу интервала поглощения воды. Эти значения могут быть получены в результате геофизического и геологического исследования скважины или из рассмотренного выше анализа профилей температуры, измеренных в остановленной скважине, после короткой закачки.

Пусть f(x) - безразмерный сдвиг профиля температуры в точке с координатой x:

где Δx1 - сдвиг профиля температуры в точке с координатой x1, которая находится в первой зоне закачки (xb0≤x<xb1).

Выбор этой точки определяется двумя условиями. С одной стороны, эта точка (x1) должна быть как можно ближе к началу интервала поглощения (xb0), с другой стороны, расстояние от xb0 должно быть настолько велико, чтобы на результат измерения температуры в этой точке не повлияло распределение температуры в нагретой воде, которая до начала закачки находилась выше интервала поглощения.

Учитывая, что в конце интервала поглощения (x=xbm) расход воды и величина Δx равны нулю и в предположении о постоянном расходе qi закачиваемой воды в пределах каждой зоны поглощения, безразмерный сдвиг профиля температуры f(x) может быть аппроксимирован кусочно-линейной функцией, которая полностью определяется величинами {yi}.

В случае трех зон закачки эта функция имеет вид:

Здесь неизвестными величинами являются y1 и y2 (y3=1-y1-y2). Искомые значения безразмерных расходов должны обеспечивать выполнение условия (28) для всех значений координаты x:

Учитывая возможные погрешности измерения температуры в скважине и неполную адекватность используемой математической модели, более надежные результаты могут быть получены при использовании этого условия в интегральной форме:

Возможность определения профиля закачки с помощью предлагаемого способа была продемонстрирована на синтетических примерах, подготовленных с использованием численного симулятора T-Mix, основой которого является полностью нестационарная модель процессов тепло- и массопереноса в скважине, пласте и окружающих скважину горных породах (Термогидродинамические исследования в скважине для определения параметров прискважинной зоны пласта и дебитов многопластовой системы. SPE 136256 // Сборник материалов Российской нефтегазовой конференции и выставки. SPE, Россия. М., 2010. С. 513-536).

Распределение давления в радиально гетерогенных газовых или нефтяных (однофазная модель) пластах моделируется численно с помощью закона Дарси и уравнения неразрывности. Расчет распределения давления в скважине проводится с использованием квазистационарного закона сохранения количества движения, которое учитывает потери давления на трение, ускорение потока и силу тяжести. Полностью нестационарное уравнение сохранения энергии в пласте учитывает кондуктивную и конвективную теплопередачи, адиабатический эффект и эффект Джоуля-Томсона. Уравнение энергии для потока флюида в скважине учитывает смешение потоков флюидов, теплопередачу между скважиной и горными породами, адиабатический эффект и эффект Джоуля-Томсона.

Рассмотрим горизонтальную скважину с протяженностью интервала поглощения воды L=300 м, который состоит из трех зон поглощения равной протяженности (L1=L2=L3=100 м, последняя зона находится ближе к забою скважины). Зоны поглощения характеризуются следующими параметрами: нулевые значения скин факторов s1=s2=s3=0, проницаемости k1=3 мД, k2=9 мД, k3=6 мД, давление пласта Pe=370 бар, температура пласта Tf=111.5°C, температура закачиваемой воды на поверхности равна Tinj=20°C.

Свойства закачиваемого флюида: плотность ρw=1000 кг/м3, теплопроводность λw=0.65 Вт/м/K, удельная теплоемкость cw=4200 Дж/кг/K, вязкость µw=0.5 сП, сжимаемость βw=4·10-5 бар-1. Полная длина скважины 4000 м, башмак НКТ находится на глубине 3000 м, пласты расположены в интервале 3700-4000 м, внутренний радиус НКТ rt=0.0503 м, внутренний радиус обсадной колонны rc=0.0808 м.

Расчетные безразмерные расходы в разные зоны поглощения равны: y1=0.167, y2=0.504, y3=0.329.

Основой предлагаемого способа определения профиля закачки является обоснованная в данном изобретении оптимальная последовательность технологических операций в скважине, которая в рассматриваемом синтетическом случае моделируется с помощью симулятора T-Mix:

- Первая, производственная, закачка воды в скважину в течение tinj1=92 дней с расходом Q=2000 м3/сут,

- первая остановка (выстойка) скважины на 12 час,

- вторая - короткая - закачка воды в скважину с расходом Q=2000 м3/сут в течение tinj2=0.5 час,

- вторая остановка (выстойка) скважины на 12 час и

- третья закачка воды с расходом 200 м3/сут в течение tinj3=0.5h.

На фиг. 10 показана зависимость от расстояния (измеренного вдоль скважины) следующих температур: невозмущенная температура горных пород (двойная кривая), температура в конце первой, длительной, закачки (маркеры), температура в конце первой выстойки скважины (пунктирная линия), в конце второй, короткой, закачки (тонкая кривая) и в конце второй выстойки (толстая кривая). Скачок температуры на глубине 3000 м соответствует башмаку НКТ.

На фиг. 11 для интервала поглощения воды (3700-4000 м) показана температура перед началом последней, третьей, закачки и расчетные профили температуры в скважине через 1, 2, 3, 4, 5, 15, 30 мин после начала закачки.

Фиг. 11 показывает, что перед началом третьей закачки температура в скважине существенно не постоянна. В соответствии с предлагаемым в настоящем изобретении способом по температурным данным можно выделить три зоны поглощения. На границах этих зон происходит относительно резкое изменение температуры, а в внутри зон температура изменяется слабо.

Температура выше интервала поглощения на ~27 К превышает температуру в первой зоне поглощения (3700-3800 м), температура во второй зоне (3800-3900 м) - на ~4 К больше, чем в первой, и температура в третьей зоне (3900-4000 м) на ~1.5 К меньше, чем во второй зоне поглощения.

Движение воды в скважине во время закачки приводит к смещению профилей температуры, которое регистрируется датчиками температуры, расположенными в скважине (например, волоконным измерителем температуры или с помощью большого числа точечных датчиков).

Для определения профиля закачки воды удобно использовать профили температуры, соответствующие начальной стадии последней закачки (первые 3-5 минут), когда профиль температуры в скважине наиболее выражен.

На фиг. 12 приведены расчетные профили температуры, соответствующие продолжительности последней закачки 2 и 3 мин.

В соответствии с описанным в настоящем изобретении способом по формулам (27)-(29) были проведены расчеты, которые позволили по температурным профилям, приведенным на фиг. 12, точно определить значения безразмерных расходов: y1=0.167, y2=0.504, y3=0.329.

Для того что бы оценить влияние неизбежной при проведении измерений в скважине погрешности измерения температуры, на расчетные распределения температуры, полученные с использованием T-Mix (2 и 3 мин закачки), были наложены случайные вариации температуры, равномерно распределенные в интервале -0.1 К до 0.1 К. Зашумленные таким образом профили температуры приведены на фиг. 13.

В результате решения обратной задачи (29) для безразмерных расходов были получены следующие значения: y1=0.150, y2=0.527, y3=0.323 (точное решение y1=0.167, y2=0.504, y3=0.329).

1. Способ определения профиля закачки воды в нагнетательной скважине, в соответствии с которым:
- осуществляют первую производственную закачку воды в нагнетательную скважину;
- останавливают закачку воды в скважину;
- после первой выстойки скважины осуществляют вторую закачку воды в скважину, при этом объем закачиваемой воды в три-пять раз превышает объем воды в скважине в интервале поглощения;
- останавливают закачку воды в скважину и посредством датчиков температуры регистрируют профили температуры в интервале поглощения в течение всего времени второй выстойки скважины;
- после второй выстойки скважины осуществляют третью закачку воды в скважину и посредством датчиков температуры регистрируют профиль температуры в интервале поглощения на начальной стадии третьей закачки;
- анализируют профили температуры, зарегистрированные во время второй выстойки скважины, и определяют границы зон поглощения;
- анализируют профили температуры, зарегистрированные на начальной стадии третьей закачки, и определяют профиль закачки воды.

2. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию температуры осуществляют с помощью волоконных измерителей температуры.

3. Способ по п. 1, в соответствии с которым регистрацию температуры осуществляют с помощью большого числа точечных датчиков.

findpatent.ru


Смотрите также