книги / Техника и технология строительства боковых стволов в нефтяных и газовых скважинах

Рис. 15.2. Схема свабирования с помощью желонки: а — спуск сваба в желонку; б —

спуск в скважину и заполнение желонки; в — вытеснение жидкости из желонки свабом: 1 — продуктивный пласт; 2 — скважинная жидкость; 3 — эксплуатационная ко­ лонна; 4 — желонка; 5 — груз; 6 — сваб; 7 — канат; 8 — соединительный узел; 9 — устьевое оборудование; 10 — фиксатор каната.

мый при спуске в скважину из труб максимально возможного диаметра, обеспечивающего беспрепятственный спуск в скважину. Например, для скважин с эксплуатационной колонной условным диаметром 146 мм же­ лонка собирается из труб с наружным диаметром 114 мм, соединенных муфтами с наружным диаметром 122 мм. Снизу у желонки имеется упор для выхода из нее сваба, а сверху — узел временной фиксации тягового ор­ гана сваба относительно желонки, приводимый в действие на время спуска и подъема желонки со свабом в скважине и освобождающий тяговый орган на время движения сваба в желонке вверх (при вытеснении жидкости из желонки) и вниз (при приведении в исходное положение перед спуском желонки в скважину). Сваб в желонке опускается вниз под действием соб­ ственного веса и веса дополнительного груза, который в нижнем положе­ нии сваба выходит вниз из желонки, чтобы не занимать ее полезный объем. Спуск желонки со свабом в скважину производится с помощью агрегата для свабирования со скоростью, которая выбирается в зависимости от со­ стояния эксплуатационной колонны, технической характеристики лебедки, квалификации оператора. Вход желонки в жидкость сопровождается харак­

терным уменьшением натяжения тягового органа, поэтому при подходе же­ лонки к предполагаемому уровню жидкости скорость спуска заблаговре­ менно снижается. Желонка погружается в жидкость на всю длину и после заполнения поднимается к устью, где герметично фиксируется в устьевом оборудовании. Тяговый орган освобождается и жидкость вытесняется из желонки свабом в приемную емкость или нефтесборный коллектор. После подъема заданного количества жидкости желонка со свабом извлекается из скважины и транспортируется агрегатом для свабирования к следующей скважине.

При постоянной эксплуатации группы скважин каждая из них может быть оборудована собственной, оставляемой в скважине желонкой.

Производительность подъема жидкости свабом с помощью желонки ни­ же, чем свабирования по колонне труб. В то же время желонка может быть поднята к устью скважины практически без потерь жидкости, а теоретиче­ ская производительность способа вполне может быть достигнута на прак­ тике. Поэтому при условии технической реализации комплекса оборудова­ ния для подъема продукции с помощью желонки большой длины (30 м и более) способ по производительности может конкурировать со свабированием по колонне НКТ, особенно при эксплуатации не глубоких скважин (скважин, где не требуется значительного снижения уровня), в том числе с высоковязкой продукцией.

К такой категории относятся скважины, пробуренные на не глубоко за­ легающие горизонты с тяжелой, высоковязкой нефтью (битумные скважи­ ны). С целью вовлечения в эксплуатацию не глубоких малодебитных про­ стаивающих битумных скважин, без привлечения дополнительных средств на обустройство месторождений, может быть использован описанный спо­ соб подъема продукции скважин свабом с помощью желонки. Технологи­ ческий процесс может проводиться на битумных месторождениях, разраба­ тываемых как на естественном режиме (при наличии притока из пласта), так и при термических методах воздействия. Спуск-подъем оставляемой в скважине желонки осуществляется на гибком тяговом органе (стальном ка­ нате, геофизическом кабеле или стальной ленте), передвижным подъемным агрегатом при герметичном устье. Откачивание скважинной жидкости Должно вестись в передвижную емкость или сборный коллектор (при его наличии). Один передвижной агрегат может обслуживать последовательно несколько скважин.

Для разработки практических рекомендаций по выбору оборудования, режимов и параметров свабирования в различных условиях необходимо знание особенностей расчета производительности процесса свабирования и учета влияния на нее притока нефти из пласта, свойств откачиваемой жид­ кости, параметров откачки и характеристик оборудования, методик расчета основных технологических параметров, учитывающих существенные осо­ бенности процесса, обусловленных взаимодействием механической, гидро­ механической и фильтрационной систем. Этим вопросам, а также оценке Коммерческой эффективности применения свабирования для эксплуатации Малодебитных и необорудованных скважин, посвящены следующие главы книги.

Выбор способа освоения скважин зависит от аномальности пластовых Давлений. Газожидкостные смеси и двухфазные пены применяют в основ­ ном при освоении скважин с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД).

15.5. Теоретическая производительность и время подъема жидкости из скважин свабом при неустановившемся режиме откачки

В каждом цикле откачки в первом приближении можно пренебречь при­ током жидкости из пласта в скважину за время снижения уровня в ней от начального до заданного конечного, а также утечками при свабировании. С учетом принятых допущений математическая модель процесса может быть построена следующим образом.

Примем за положительное направление оси координат от устья скважи­ ны к забою. При этом производительность скважины определяется по из­ вестной формуле:

Q = ^ ,

(15.12)

где Vot6 — отбираемый из скважины объем жидкости, м3; t — общее время откачки, ч.

Объем жидкости, который необходимо отобрать из скважины определя­ ется по формуле:

( В |с о Н Н н а ч ) (15.13)

где Ннач, Нкон — начальный и конечный уровни жидкости в скважине, м; dKoa — внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м, то, считая сред­ нюю скорость движения сваба (желонки) во всех циклах постоянной, выра­ жение для общего времени откачки в часах можно записать в виде

	дн	1	(15.14)
	G	3600 ’

где АН — суммарное расстояние, проходимое свабом (желонкой) при снижении уровня с Ннач до Нкон, м; о — средняя скорость сваба (желон­ ки), м/с.

Учитывая (15.13) и (15.14), уравнение (15.12) можно преобразовать к виду

Q _ 2826(Нкон - HHa4)dKoa2 -	(1515)
АН

где Q — производительность, м3/ч.

В ходе последовательного ступенчатого снижения уровня жидкости в скважине и соответствующего изменения глубины спуска сваба или желон­ ки при каждом последующем ходе расстояния, проходимые свабом (желон­ кой) за каждый цикл, представляют собой последовательность чисел, в ко­ торой разность между последующим и предыдущим членами остается неиз­ менной, т. е. арифметическую прогрессию. Поэтому величину ДН найдем как сумму этой прогрессии.

Если пренебречь утечками, то при свабировании по колонне НКТ раз­ ность прогрессии будет равна удвоенной глубине, на которую опускается уровень в скважине при подъеме очередной порции продукции, соответст­ вующей объему жидкости в НКТ над свабом. В случае свабирования по эксплуатационной колонне разность прогрессии без учета утечек практиче­ ски равна удвоенной глубине погружения сваба под уровень. Разность про­ грессии а при откачке желонкой равна удвоенной глубине, на которую

опускается уровень в скважине при вычерпывании очередной порции жид­ кости, соответствующей объему желонки.

Здесь и далее примем следующие обозначения: DT— наружный диаметр НКТ, м;

— внутренний диаметр НКТ, м;

d — диаметр поднимаемого столба жидкости (равный при свабировании по НКТ внутреннему диаметру НКТ, при свабировании по эксплуатацион­ ной колонне — внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, при от­ качке желонкой — внутреннему диаметру желонки), м;

dKaH— диаметр используемого в качестве тягового органа каната (кабе­ ля), м;

F,, — площадь сечения используемой в качестве тягового органа ленты,

м2;

НПогр — ПРИ откачке с помощью желонки — длина желонки, при сваби­ ровании — фиксированная глубина погружения сваба под уровень жидко­ сти, м;

VTO— объем тягового органа, погруженного в жидкость, м3;

V — объем жидкости в трубах над свабом (полезный объем желонки), м3. Объем V определяется по формуле:

v = ^

Hnorp —VT0 .

(15.16)

При использовании в качестве тягового органа каната справедливо урав­ нение:

VTO= ^ H norp.

(15.17)

При использовании ленты уравнение примет вид:

VT0 = F, Нпоф.

(15.18)

В принятых обозначениях для всех рассматриваемых способов подъема жидкости справедлива следующая обобщенная формула разности прогрес­ сии:

а [2d2Hnorp - 1 VTI	(15.19)
	(dL -D ,2„ + d2)

Для случаев свабировании по эксплуатационной колонне (в том числе и при помощи желонки) внутренний ф. и наружный DT диаметр НКТ в

(15.19) необходимо принять равным нулю.

При использовании выражения для суммы арифметической прогрессии необходимо учитывать, что при снижении уровня с Ннач до Нкон за п циклов во время последнего цикла объем жидкости над свабом может оказаться меньше, чем в предыдущих циклах (желонка будет неполной). Тогда ариф­ метической прогрессией будут расстояния, проходимые свабом (желонкой) Не за я, а за (п — 1) циклов. Поэтому выражение для суммарного расстоя­ ния, проходимого свабом (желонкой), запишется в виде

	П- 1	(2Н, +а(п~2)>	• ( n - 1) ^.п	(15.20)
	ДН = £ Hi + н„ =

i = I

где п — целое число циклов, необходимое для снижения уровня с Нноч до Нкон; Н, — расстояние, пройденное свабом (желонкой) за первый цикл, м; Hi — расстояние, пройденное свабом (желонкой) за i-й цикл, м; Нп — рас­ стояние, пройденное свабом (желонкой) за последний, «нестандартный»

цикл, м.

При этом целое число циклов определяется по формуле:

n = [^ r ] + 1

<15-21)

В квадратных скобках число округляется до ближайшего меньшего це­ лого.

2 (Ннач + Нпогр)	п > 1
2(н._Ч¥-(М) Н)погр	п =1
	п = О

(15.22)

(15.23)

Н, + а	(п —2) + (-^jr —("у“))	2 НПОфп > 1,
	Н,	n = 1
k	0	п = О

Полученные выражения представляют собой обобщенные аналитиче­ ские зависимости теоретической производительности способов подъема жидкости из скважин свабами по эксплуатационной колонне, насосно­ компрессорным трубам и с помощью желонки, а также времени откачива­ ния при применении перечисленных способов подъема от средней скоро­ сти сваба и желонки, объема желонки, диаметров НКТ и эксплуатационной колонны, величины погружения сваба под уровень жидкости, начального и конечного уровней жидкости в скважине.

15.6. Технология освоения скважины с помощью пенных систем

Применение технологии освоения скважин пенными системами необхо­ димо для плавного создания депрессии на продуктивный пласт с целью предотвращения разрушения ПЗП в результате резких перепадов давлений.

Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого­ геофизических характеристик пласта, степени загрязнения его в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давлений в зоне экс­ плуатационного объекта. Например, для продуктивных пластов, эксплуати­ руемых ОАО «Сургутнефтегаз» в условиях горизонтального эксплуатацион­ ного забоя эта величина изменяется в пределах от 0,1 МПа до 5 МПа. Ис­ следования по определению предельного перепада давлений в ГС не прово­ дились, поэтому использовался опыт, накопленный по вертикальным сква­ жинам. Фактически депрессии, на которых работают вертикальные добы­

вающие скважины, составляет 3—4 МПа. Для получения значительных де­ битов жидкости (от 100 до 300 т/сут) в ГС вполне достаточна депрессия 1,0—0,5 МПа, т. е. нагрузки на непроницаемые прослои могут быть сниже­ ны в 2—4 раза. Для ГС критические значения толщин непроницаемых про­ слоев уменьшены и приняты равными 2 м в газонасыщенной части, и 1 м в водонасыщенной. Установлено, что глинистый раздел толщиной 1 м явля­ ется экраном для газа, если депрессия в скважине не выше 1—5 МПа. Со­ хранение целостности непроницаемых перемычек при запуске скважин и дальнейшей их эксплуатации позволит не только с большим эффектом экс­ плуатировать ГС, но и более качественно проводить ремонтно-изоляцион­ ные работы.

Процесс освоения скважин с помощью пен сводится к замене жидкости, находящейся в скважине, на пену с такой степенью аэрации, чтобы давле­ ние гидростатического столба пены было меньше пластового давления на определенную величину.

Устойчивость призабойной зоны пласта и сохранность цементного коль­ ца обеспечивается допустимой депрессией на пласт, величина которой ус­ танавливается нефтегазодобывающим предприятием с учетом проектных решений и фактического состояния крепи.

Для создания необходимой депрессии на пласт требуется выполнение следующего условия:

Рпл	Рд >Ргп + Ртр,п. + Ру ,	(15.24)
где Рпл — пластовое давление;	Рд — величина необходимой депрессии на

пласт; Ргп — гидростатическое давление столба пены, заполняющей сква­ жину; Ртр.п. — потери давления при движении пены по НКТ; Ру — давление на устье скважины.

Для случая полного «осушения» скважины это условие записывается в виде

Рк + Рг Н Ртр.п. ^ Ргп + Ртр,п. Ру,

(15.25)

где Рк — максимальное давление, развиваемое компрессором; Рг —давле­ ние столба газа; РТР.П— потери давления на трение при движении газа.

Для выполнения этого условия пена должна иметь определенную сте­ пень аэрации (отношение объема газа к объему пенообразующей жидко­ сти).

В процессе замены жидкости на пену к моменту подхода последней к башмаку НКТ, учитывая возможности наземного оборудования (макси­ мально возможное давление закачивания пены в скважину), необходимо выполнение следующего условия:

Рс + Р гп“ Ртр,п. ^ Ргж + Ртр.ж. + Ру,

(15.26)

где Р — давление, развиваемое на поверхности при закачивании пены (мак­ симальное давление, развиваемое компрессором или давление смешанного потока в случае применения эжектора); Р — гидростатическое давление столба пены, находящейся в затрубном пространстве; Р — потери давления из-за трения при движении пены в затрубном пространстве.

Для выполнения условия (15.26) пена должна иметь степень аэрации. Исходя из возможностей наземного оборудования (давление, развиваемое компрессором или давление потока в случае применения эжектора), воз­

можны два случая:

1.а2>а,;

2.a 2<oi|.

Впервом случае процесс освоения необходимо производить при степени

аэрации • Весь процесс следует проводить за один цикл. Этот случай харак­ терен для неглубоких скважин, если величина необходимой депрессии на пласт незначительна.

Во втором случае, при замене жидкости, находящейся в скважине, на пену со степенью аэрации а2, не будет выполнено первое условие, т. е. не­ обходимая депрессия на пласт не будет достигнута.

В этом случае процесс освоения производится в следующей последова­ тельности. В процессе вытеснения жидкости пеной со степенью аэрации а2 (в момент поступления пены в НКТ) давление закачивания пены снижает­ ся. Создаются условия для увеличения степени аэрации а',. При этом, если a'i<ct|, цикл повторится. Если а'|>а,, то после поступления пены со степе­ нью аэрации а', в НКТ (о чем свидетельствует снижение давления закачки пены) подача пены прекращается и продавка пены осуществляется газом.

При применении воздушного компрессора, для предотвращения образо­ вания взрывоопасной газовоздушной смеси, подача пенообразующей жид­ кости снижается до минимально возможной, но не прекращается. При этом возможно применение газа из шлейфа действующих скважин.

Перед проведением работ по освоению скважин необходимо определить показатели, имеющие несомненную важность.

Сначала определяют величину необходимого гидростатического давле­ ния, создаваемого столбом пены после замены ею жидкости в скважине по формуле:

Рп = Р пл -Рд’

( |5'27>

где Р — величина необходимого гидростатического давления, создаваемого столбом пены, МПа; Р — величина создаваемой депрессии на пласт, МПа.

Принимаем, что величина необходимого давления на пласт, создаваемо­ го столбом пены, образуется в основном за счет давления пенообразующей жидкости. С учетом этого определяется ее объем. Далее пределяют высоту столба пенообразующей жидкости, которую она имела бы без вспенивания по формуле:

h =	п	(15.28)
10~	Рж	g

где рж — плотность пенообразующей жидкости, кг/м3 Затем определяется объем пенообразующей жидкости по формуле:

=+ VHKT + V3n ,

где Vn — объем пенообразующей жидкости; V3 — объем зумпфа; VHKT — внутренний объем НКТ на высоте А; Узп — объем заколонного пространст­ ва на высоте И.

Степень аэрации пены а) и а 2 для создания требуемой депрессии при расчетной глубине скважины определяется по формуле

а = | ^ ,

(15.29)

где 0Г— максимальная производительность компрессора или максималь­ ный расход газа из шлейфа; 0Ж— производительность насоса.

Таблица 15.1.			Состав и	свойства незамерзающей пенообразующей				жидкости
НПОЖ
	Состав НПОЖ				Свойства
Концентрация хлористого				Дозировка ЛСТП,	Объем пе­		Крат­	Устойчи­
	кальция в воде					Объем
				мае. % к объему	нообразую­		ность	вость пе­
		плотность рас­		раствора хлори­	щей жид­	пены	пены	ны, ч-мин
мае. %	г/л			стого кальция	кости, м3
		твора, г/см3
6,0	62,91		1050	0,5	1,0	3,15	3,15	0 -8
6,0	62,91		1050	0,7	1,0	3,20	3,20	0 -1 0
14,0	156,7		1120	0,5	1,0	3,20	3,20	0 -12
14,0	156,7		1120	0,7	1,0	3,25	3,25	0 -13

Сучетом этого выбирают тип насосного агрегата и тип компрессора.

Спроизводительностью 0Жи 0Гчерез эжектор готовят пену и закачивают

еев скважину.

В качестве пенообразователя применяют технический лигносулъфонат в

количестве 0,5—0,7 мае. % от объема пенообразующей жидкости.

В качестве жидкой фазы используют водный раствор хлористого каль­ ция, плотностью 1050—1120 кг/м3. Для его получения применяют порош­ кообразный хлористый кальций, двуводный или безводный (ТУ 6—09— 4711—81), или его концентрированный раствор в воде. При использовании концентрированного водного раствора хлористого кальция его разбавляют водой до требуемой концентрации. При этом количество концентрирован­ ного раствора для приготовления раствора заданной плотности определяют по формуле:

vH=	У П (Рп Рв)	(15.30)
	Ри —Рв

где Уи — объем концентрированного раствора хлористого кальция, м3; ри — плотность концентрированного раствора, кг/м3; рв — плотность воды, кг/ м3; Vn — требуемый объем разбавленного раствора хлористого кальция, м , рп— плотность разбавленного раствора хлористого кальция, кг/м3.

При использовании порошкового хлористого кальция его равномерно вводят в емкость в заданном количестве одновременно с подачей воды. При использовании концентрированного раствора хлористого кальция его разбавляют водой до требуемой концентрации. При этом дозировку хлори­ стого кальция контролируют по плотности приготовленного раствора.

Не прекращая циркуляции раствора, в эту же емкость вводят требуемое количество лигносульфоната ЛСТП-1 и тщательно перемешивают.

Характеристика пенообразующей жидкости приведена в табл. 15.1. Технология освоения скважины с помощью пенной системы заключает­

ся в следующем. В затрубное пространство через эжектор прокачивают не­ замерзающую пенообразующую жидкость при одновременной подаче на эжектор газа из шлейфа или воздуха от компрессора. Для первого случая, когда степень аэрации а2>аь процесс освоения необходимо производить при степени аэрациисц. Весь процесс может быть проведен за один цикл. Этот случай характерен для неглубоких скважин с АНПД, когда величина необходимой депрессии на пласт незначительна. В этом случае нагнетание

НПОЖ и газа ведут в расчетном режиме. После снижения давления закачи­ вания двухфазной пены, что свидетельствует о ее поступлении из межтруб­ ного пространства в трубное, расход пенообразующей жидкости снижают до минимально возможной величины.

Во втором случае, когда а 2>(Х|, при замене жидкости, находящейся в скважине, на пену со степенью аэрации а2 не будет выполнено первое ус­ ловие, т. е. не будет достигнута необходимая депрессия на пласт. В этом случае процесс освоения проводят за два цикла.

При освоении скважин противодавление на пласт снижают плавно до получения притока газа. После удаления из скважины технологических жидкостей и примесей ее подключают к газопроводу и на плавных режимах продолжают освоение в течение нескольких суток.

Неиспользованную пенообразующую жидкость утилизируют или пере­ возят на другую скважину, которая намечена к освоению.

Освоение скважин описанным методом имеет ряд преимуществ, важ­ нейшими из которых являются отсутствие необходимости применения сложных технологических средств, экологическая чистота разработанного состава и достижимые хорошие практические результаты.

15.7. Технология вызова притока

Технология вызова притока пенной системой.

Вызов притока с использование пенной системы производится в сле­ дующей последовательности:

—спуск НКТ без пусковых муфт на глубину 20 м выше интервала пер­ форации, установка фонтанной арматуры;

—замена жидкости в скважине технической водой, промывка техноло­ гической водой до полного удаления из скважины механических при­ месей, глинистого раствора и нефтепродуктов (2 цикла).

15.7.1. Вызов притока пенной системой с помощью бустерной установки

Обвязка устья скважины с наземным оборудованием проводится соглас­ но рис. 15.3.

С помощью бустерной установки УНБ 1 —160x40КБ, краткая техническая характеристика которой приводится ниже, осуществляется закачивание пенной системы через насосно-компрессорные трубы в скважину.

Краткая характеристика бустерной установки:

Установка бустерная насосно-компрессорная УНБ1—160x40КБ.

Объем мерной емкости, м3	-	6.
Тип насоса высокого давления	-	9ТМ,
— полезная мощность, кВт	-	108.
Тип воздушного компрессора	-	4В41-5/9:
— производительность, м3/мин	- 5 ;
— номинальное давление, МПа	- 0,8.
Тип подпорного насоса	-	Н Б-160/63:
— подача, л/мин	-	20-167;
— давление, МПа	-	4,5-2,5.
Транспортная база	-	КрАЗ-250.
Масса, кг	-	17 000.

15.7.2.Вызов притока пенной системой с помощью компрессора

ицементировочного агрегата

Обвязка устья скважины с наземным оборудованием при освоении сква­ жин с применением пенных систем, нагнетаемых с использованием воз­ душных компрессоров высокого давления, представлена на рис. 15.4., а при вызове притока с использованием пенной системы при помощи эжектора представлена на рис. 15.5.

Закачивание производится сначала воздуха компрессором до давления 2,0 МПа. Затем производят подключение к работе насосного агрегата ЦА320 и одновременное закачивание воздуха и жидкости (аэрированного рас­ твора) в скважину.

После достижения заданной депрессии, которая регистрируется прибо­ рами станции КСАТ, закачивание аэрированной жидкости прекращается. Скважину оставляют работать на самоизлив пены при открытых затрубных и трубных задвижках продолжительностью до 36 часов. При появлении фонтанного притока продукция скважин направляется в нефтесборный коллектор. При отсутствии фонтанного притока производится глушение скважины водно-солевым раствором и перевод на насосный способ экс­ плуатации.

Приготовление пенообразующей жидкости заключается в растворении поверхностно-активного вещества СМ-1 (синтерола модифицированного), РАС (рафинированного алкиларилсульфоната), сульфанола НП-3 или ОП10 в технической воде и перемешивании их в течение 10—15 мин для нако­ пления пенообразующей жидкости.

Расчет технологических параметров проведения операции сводится к определению степени аэрации, давления закачивания пенообразующей жидкости и объема пенообразующей жидкости для достижения расчетного снижения давления на забой скважины.

Результаты расчетов для условий скважин, разбуриваемых ОАО «Сургутнефтегаз», при­ водятся в таблицах [37].

Рис. 15.3. Схема располо­ жения оборудования при освоении скважин с приме­ нением пенных систем, на­ гнетаемых бустерной на­ сосно-компрессорной уста­ новкой УНБ-160 х 40БК: 1—геофизическая стан­ ция КСАТ-7; 2 — установка УНБ-160х40БК; 3 —насос­ ная установка ЦА-320; 4 —

автоцистерна;	5 —дренаж­
ная емкость V = 20—25 м3;
6 —коллектор;	7 — линия

глушения скважины; 8 — линия подачи жидкости в коллектор; 9 — линия пода­ чи технической воды в на­ сосную установку; 10 — лубрикатор.