Снижение уровня скважинными насосами

     . К первой группе относят почти все скважины, вводимые в эксплуатацию из бурения на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях.

     Ко второй группе относят нефтяные скважины, эксплуатируемые фонтанным и газлифтным способом, и скважины газовых и газоконденсатных месторождений, вступивших в позднюю стадию разработки.

     Третью группу составляют скважины газовых и газоконденсатных месторождений с весьма низкими пластовыми давлениями.

     Хотя деление скважин на группы условное, технологии имеют некоторые особенности, заключающиеся, в основном, в начальном расходе жидкости и степени аэрации. В общем случае процесс освоения проводят в следующем порядке.

     Из мерной емкости 9 (рисунок 3) насосом 8 подают в аэратор 7 водный раствор ПАВ, который по линии 6 поступает в лифтовую колонну 1, а вытесняемая из скважины жидкость по межтрубному пространству 12 направляется в емкость 10 или по линии 11 в другую емкость. Сжатый газовый агент компрессором 4 подают в аэратор 7, и по лини 6 в скважину уже поступает пена, которая начинает вытеснять из скважины жидкость. Для предотвращения образования газовых подушек, сжатый газ подают постепенно, плавно и малыми дозами. 

     

 
 

Рисунок 3. Схема обвязки скважины при  освоении пеной 

     С началом подачи пены повышается давление из-за разности плотности пены в лифтовой колонне и жидкости за колонной. По мере проникновения пены в межтрубное пространство давление постепенно снижается и после полной замены жидкости пеной становится постоянным.

     Во избежание попадания жидкости в компрессор и газа в насос на их нагнетательных линиях установлены обратные клапаны 5.

     После полной замены поток пены направляют в межтрубное пространство, подача газа при постоянном расходе жидкости увеличивается. Вытесняют пену через лифтовую колонну в емкость 10, где она разрушается под действием дросселирования.

     Если по достижению максимальной подачи компрессора с постоянным расходом жидкости признаки притока флюидов из пласта отсутствуют, продолжают снижать плотность пены снижением расхода жидкости. По достижению заданной величины забойного давления подачу пены прекращают, а рост депрессии происходит за счет упругой энергии пены, что выражается ее самоизливом из скважины

     Освоение скважины с предварительным продавливанием пены в пласт или глушением пеной перед ремонтом производят по описанной выше технологии. Забойное давление снижают до величины, при которой пена из пласта вытесняется пластовым давлением.

     В зависимости от технологий в качестве газообразного агента можно использовать углеводородные, выхлопные и другие инертные газы. Наиболее перспективным и доступным является азот.

     Для получения азота используют азотные компрессорные станции. Компрессорная станция ПКСА-9/200, выпускаемая ОАО «Уральский компрессорный завод» дает возможность получать из атмосферного воздуха взрывобезопасную газовую смесь с содержанием кислорода не более 10 % с сжатием ее до давления 20 МПа.

     На скважине можно также осуществить газификацию жидкого азота с использованием в качестве транспортного и технологического оборудования установку АКУ-8К. Производительность установки 5 - 6 м /мин газообразного

     азота, максимальное давление до 22 МПа. В зарубежной практике азотные газификационные установки имеют типоразмерный ряд с изменением производительности в широком диапазоне на рабочее давление до 70 МПа и выше, что позволяет снижать забойного давления вплоть до осушения. Использование азота обеспечивает полную взрывоопасность процесса. Технологический процесс освоения скважин с применением самогенерирующихся пенных систем (СГПС) основан на газировании жидкости азотом, образующимся в результате химических реакций и образования пенных систем непосредственно в скважине или интервале продуктивного пласта. Исходные растворы готовятся на водной основе. Материалами для приготовления раствора служат нитрит натрия, аммоний хлористый, ингибированная соляная кислота и др. В качестве пенообразователя используют сульфонол, превоцел.

 

      5. СВАБИРОВАНИЕ 

     Наиболее приемлемым способом снижения уровня   по совокупности качеств является свабирование (поршневание). 

     

                       а                                     б                                      в

Рисунок 4. Способы подъема жидкости из скважины свабом

а) в  колонне НКТ; б) в эксплуатационной колонне (ЭК); в) с помощью желонки  в ЭК.

1 – устьевое  оборудование, 2 – эксплуатационная  колонна, 3 – колонна НКТ,

4 –  гибкий тяговый орган, 5 – грузы, 6, 7 – свабы, 8 – желонка. 

     Суть свабирования состоит в периодическом подъеме определенных порций жидкости из скважины, с последовательным ступенчатым снижением ее уровня в соответствии с изменением глубины спуска сваба .

     Подъем жидкости производят по насосно-компрессорным трубам, по эксплуатационной колонне, с помощью желонки в эксплуатационной колонне (рисунок 4).

     При свабировании по колоннам (НКТ и эксплуатационная) глубина спуска под уровень жидкости ограничена только прочностью сваба и характеристикой подъемного оборудования и может измеряться сотнями метров. Высота поднимаемого столба жидкости с помощью желонки ограничена ее длиной и не может превышать 40 - 50 м.

     Величина снижения давления на пласт за один спуск соответствует давлению выталкиваемого свабом столба жидкости. Эту величину можно регулировать погружением сваба. Поэтому основным достоинством данной технологии является возможность плавного регулирования депрессии на пласт в широких пределах, что позволяет исключить продавливания в пласт технологической жидкости из скважины и совместить с различными методами интенсификации притока.

     Свабирование с помощью желонки может быть эффективно использовано в скважинах, вскрывших пласты с небольшой глубиной залегания и очень высокой вязкостью продукции, когда применение других способов затруднено или невозможно, например, при освоении битумных скважин.

     Снижение уровня в скважине свабированием при герметичном устье обеспечивает сохранение целостности скелета и естественной проницаемости пласта, герметичность цементного кольца, сохранность эксплуатационной колонны, охрану окружающей среды, а также предотвращает неконтролируемые фонтанные проявления, прорывы пластовых вод (подошвенная, нижняя, верхняя) и газов из газовой шапки.

     Снижение уровня состоит из повторяющихся циклов свабирования и прослеживания времени его восстановления до стабилизации притока из пласта. По полученным данным можно определять ожидаемый дебит скважины для подбора глубинного насоса.

     В ряде случаев (коллекторы трещинного типа, высоковязкая, парафинистая нефть) эффективно сочетание свабирования с применением физических методов воздействия на пласт.

     Спуск сваба в скважину осуществляется под действием собственного веса и веса грузов со скоростью не более 5 м/с, во избежание образования «жучков» на канате или кабеле из-за послабления. Перед входом в жидкость скорость спуска снижается до 2 - 3 м/с. Скорость подъема сваба со столбом жидкости определяется возможностями лебедки подъемного агрегата и состояния НКТ, но не более 5 м/с. Производительность свабирования определяется глубиной его погружения под уровень жидкости и скоростью

     Если позволяет прочность сваба и тягового органа, возможен насосный режим откачки. Для реализации насосного режима на нижнем конце колонны НКТ устанавливается обратный клапан. Откачка жидкости производится возвратно-поступательным движением сваба в нижней части колонны без выхода из под уровня.

 

      6.СНИЖЕНИЕ УРОВНЯ СКВАЖИННЫМИ  НАСОСАМИ 

     После подземного ремонта в насосных скважинах межколонное пространство и лифтовая колонна заполнена жидкостью глушения. Ее уровень в межтрубном пространстве обусловлена величиной пластового давления, а в трубах НКТ, при наличии обратного клапана, от пластового давления не зависит. В предельном случае зеркало поверхности может находиться у устья скважины. До снижения уровня скважину обычно промывают водой или нефтью (в зависимости от конкретных условий). При запуске насоса уровень жидкости в межтрубном пространстве снижается с одновременным заполнением подъемной колонны.

     Снижение уровня допускается до отметки, находящейся выше интервала установки насоса. Таким образом, процесс вызова притока состоит из двух стадий:

• заполнение жидкостью лифтовой колонны,
• воздействие на систему скважина - пласт.

     Период заполнения лифтовой колонны занимает промежуток времени от включения насоса до появления жидкости на устье скважины. Продолжительность операции заполнения зависит от глубины скважины, глубины и технической характеристики установленного насоса, диаметров эксплуатационной и подъемной колонны, начального положения уровней в лифтовых трубах и межтрубном пространстве, плотности выкачиваемой жидкости, характеристики продуктивного пласта.

     Вторая стадия освоения, вслед заполнения лифтовой колонны, более продолжительна и характерна сложными закономерностями изменения гидродинамической характеристики системы насос - скважина - пласт. Это связано с началом изменения давления на пласт, вследствие чего жидкость пластовая и скважинная смешиваются, снижается плотность, а иногда и вязкость откачиваемой насосом жидкости. Меняются и другие параметры, в частности градиент давления на участке от пласта до насоса. С поступлением в скважину пластовых флюидов, возможна интенсивная сепарация газовой фазы у приема насоса с последующим ее поступлением в межтрубное пространство. Продолжительность второго периода зависит также от производительности насоса, геометрических параметров колонн, степени загрязнения пласта при глушении и ряда других факторов.

 

      ЗАКЛЮЧЕНИЕ 

     Оценка качества освоения скважин после ремонта заключается в определении (констатации) степени изменения гидропроводности пласта после выполнения соответствующих операций. При этом учитывается режим промывки и глушения, тип и компонентный состав жидкостей глушения, промежуток времени от глушения до освоения, характер ремонтных операций и воздействия на пласт, технологии вызова притока и др.

     Итоговым показателем качества может служить отношение фактической продуктивности пласта Еф к потенциальной Е_п.

     Надо понимать, что приведенный список способов освоения скважин не является окончательным. В процессе развития техники и технлогии одни методы уступают место другим.

     Так, в последнее время, в России и за рубежом интенсивно развивается колтюбинговая технология при бурении и проведении капитального ремонта в действующих скважинах без их глушения. Развитие колтюбинговых технологий, основанных на применении безшуфтовых гибких, непрерывных стальных труб обеспечивает высокую эффективность проведения операций текущего и капитального ремонта: ликвидацию отложений в скважинах, поинтервальную обработку, борьбу с обводнениями, доставку и извлечение внутрискважинного оборудования, ловильные операции 

 

      СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 

1. В.А.Амиян, А.В.Амиян, Н.Н.Васильева. Вскрытие и  освоение нефтегазовых пластов. М. «Недра», 1980 – 380 с.
2. Ю.М Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков.Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин. Краснодар: «Сов.Кубаннь», 2002 – 584 с.
3. Я. В. Вакула Ремонт скважин. Учебное пособие по дисциплине «Подземный и капитальный ремонт скважин». Альметьевск: АГНИ, 2008 – 472с.
4. В.М.Валовский, К.В.Валовский. Техника и технология свабирования скважин. Москва «ОАО ВНИИОЭНГ», 2003 – 396 с.
5. Регламент на заканчивание скважин строительством. РД-39-0147585-232-01, АО ТН, ТатНИПИНефть, 2001.