Материал: Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

Рис. 7.11. Схема закачки воды и отбора нефти через одну скважину

При необходимости вести механизированный отбор пластовой жидкости может использоваться схема, включающая в себя показанное на рис. 7.11 внутрискважинное оборудование. При этом выше его в колонне НКТ устанавливается или ШСН, или ЭЦН, или ГПНА, обеспечивающий отбор жидкости из продуктивного пласта. В данной схеме пакеры снабжаются шлипсовыми механизмами, обеспечивающими восприятие осевых усилий.

Жидкость, поступающая из верхнего пласта по муфте перекрестного течения, отводится по трубе во внутреннюю полость колонны НКТ и поступает на прием скважинного насоса, выйдя из которого, поднимается по колонне НКТ. Закачиваемая жидкость по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной опускается вниз, попадает в кольцевое пространство между колонной НКТ и трубой и через муфту перекрестного потока направляется к нижнему пласту.

Применение подобных схем позволяет более оперативно проводить закачку воды и извлечение нефти из скважин, эксплуатирующихся на месторождениях с неоднородными свойствами пластов [7].

7.4. Оборудование для раздельной эксплуатации скважин и его расчет

Из описания схем раздельной эксплуатации следует, что в комплект оборудования входят: специальное устьевое оборудование (крестовики, планшайбы, узлы сальников, регуляторы расхода); внутрискважинное оборудование (промывочные клапаны, муфты перекрестного течения, уплотнения, пакеры, шлипсовые механизмы, обратные клапаны и т.п.).

Рассмотрим более подробно отдельные примеры конструкций этих элементов. При раздельной эксплуатации фонтанирующих пластов может использоваться

сдвоенная фонтанная арматура (рис. 7.12) тройникового типа. Над колонной головкой устанавливается трубная головка, состоящая из крестовины 9, к боковым фланцам которой присоединены задвижки 10. В верхнюю коническую расточку крестовины вставлены два конических трубодержателя 7 и 8, на которых подвешены параллельные колонны труб. Над крестовиной устанавливается двухпроходной переводник 6. К его верхнему фланцу крепится сдвоенная прямоточная задвижка 5. Для регулировки режима работы пластов служат устьевые штуцеры, устанавливаемые в двух струнных

120

выкидных линиях 1 и 4. В верхней части арматуры на прямоточной центральной задвижке 3 установлены лубрикаторы 2.

Рис. 7.12. Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры

В описанном оборудовании оригинальным узлом является крестовик 9 с коническими трубодержателями, остальные узлы и детали заимствованы из фонтанной арматуры.

Конструкция оборудования устья позволяет последовательный спуск насоснокомпрессорных труб, работу с клиновыми захватами и элеваторами, использование превентора и проведение прямой и обратной промывки скважины.

Оборудование устья устанавливается на фланец кондуктора, навинченный на верхнюю его трубу, и крепится посредством болтов. К верхнему фланцу крестовины крепится упорный фланец, на котором расположена упорная шайба с отверстиями, через которые пропущены удерживаемые колонны НКТ. Выше упорного фланца располагается фланец с ввернутым патрубком для размещения превентора.

При эксплуатации пластов скважинными насосами может использоваться планшайба, закрепленная шпильками на фланце колонной головки. В планшайбе имеются две ступенчатые расточки, в которые вставлены две муфты. Зазор между муфтами и планшайбой герметизируется кольцевыми уплотнениями. В нижней части муфт имеется резьба для соединения ее с насосно-компрессорными трубами, в верхней части – резьба для соединения с устьевым сальником. Сбоку каждого корпуса устьевого сальника имеется отвод с фланцем для транспортирования продукции пласта, а верхняя часть снабжена уплотнением, подтягиваемым регулировочной гайкой.

Для обеспечения заданного расхода закачиваемой в пласт воды применяются регуляторы расхода, обеспечивающие в зависимости от условий эксплуатации поддержание постоянного расхода или давления закачиваемой жидкости.

Помимо регуляторов расхода применяются регуляторы отбора жидкости, спускаемые в скважину на проволоке и устанавливаемые, например, с помощью шарнирного отклонителя в нишу корпуса. Регулятор расхода обеспечивает постоянство

121

отбора жидкости из пласта и не допускает появления противотока жидкости в пласт при снижении пластового давления либо увеличения давления во внутренней полости НКТ.

Для создания встречных потоков во внутрискважинном оборудовании применяются узлы перекрестного течения для направления потока жидкости, идущего сверху по насосно-компрессорным трубам в затрубье и наоборот. Подобная муфта может быть установлена, например, над пакером. В этом случае жидкость, подаваемая по колонне НКТ, будет выходить в кольцевое пространство, а жидкость, идущая снизу по колонне труб, будет направляться в кольцевое пространство, образованное НКТ и вторым концентричным рядом труб, вворачиваемых сверху в корпус.

Пакер служит для длительного разобщения внутренних полостей колонн труб, а также для создания неподвижности уплотняющих устройств и различных элементов внутрискважинного оборудования, связанного с ним. Пакер работает в сложных условиях под действием значительных усилий, давлений, температур. Он может быть окружен агрессивной жидкостью.

При одновременной раздельной эксплуатации применяется пакер ПНГО-160 (рис. 7.13). Он состоит из двух частей, перемещающихся относительно друг друга в осевом направлении. В верхней части располагается головка 1, в которой размещены центрирующие подпружиненные башмаки 2, удерживаемые штифтами 3. Головка имеет три паза для шлипсов 4, хвостовики которых размещены в Т-образных пазах стакана 6. В нижнюю часть пакера входит корпус 8, на котором установлена самоуплотняющаяся манжета 9. Корпус через переводник 7 соединен со стаканом. В нижней части корпуса установлен откидной клапан 10, фиксируемый в закрытом положении пружиной 11. Верхняя и нижняя части пакера подвижно соединены патрубком 5.

Рис. 7.13. Пакер ПНГО-160

Пакер устанавливают с помощью НКТ или штанг, на которых закреплен толкатель, упирающийся в бурт нижней части пакера. При этом хвостовик открывает клапан. В процессе спуска, благодаря наличию сил трения между башмаками и колонной, пакер растянут, а шлипсы находятся в нижней части пазов головки.

После достижения места установки пакера толкатель извлекается из скважины и спускается колонна подъемных труб со специальным фильтром, который своим хвостовиком открывает откидной клапан, а буртом садится на торец головки и перемещает верхнюю часть пакера относительно нижней. При этом шлипсы раздвигаются и вступают в контакт с эксплуатационной колонной.

122

При перемещении пакера по внутренней полости труб шлипсы скользят по их поверхности до тех пор, пока не попадут в зазор между торцами труб. За счет этого шлипсы выходят из пазов, пакер сжимается и фиксируется в скважине. После фиксации пакера зазор герметизируется самоуплотняющейся манжетой 9.

Для извлечения пакера в скважину опускается труболовка, улавливающая пакер за верхнюю часть. Она растягивает его, после чего становится возможным извлечь его на поверхность.

При расчете уплотнений пакера необходимо прежде всего определить систему сил, действующих на них (рис. 7.14). На пакер действуют:

1.Нагрузка со стороны НКТ G, которая используется для деформирования уплотнительных элементов при постановке пакера.

2.Силы трения потока закачиваемой жидкости о колонну НКТ при течении жидкости по кольцевому пространству Тк и колонне НКТ Тт.

3.Силы, обусловленные забойными давлениями жидкости, закачиваемой по колонне НКТ Рзт и кольцевому пространству Рзк.

4.Сила трения уплотнений об эксплуатационную колонну Fтр.

Рис. 7.14. Направления сил, приложенных к уплотнительным элементам пакера

Для упрощения расчета примем, что давление под пакером действует на всю площадь кольца, образованного внутренним диаметром эксплуатационной колонны и внутренним диаметром НКТ, колебания температуры при закачке воды отсутствуют.

Для равновесия пакера необходимо, чтобы система приложенных к нему сил была уравновешена. Спроектировав все силы на ось пакера, получим

G π4 (D2 dн2 )Рзк 0,5(ТТ Тк ) Fтр π4 (D2 dв2 )Рзт ,

где

Рзт pут Hρg pт;

Рзк pук Hρg pк,

123

Н – глубина установки пакера; Hρg – гидростатическое давление на глубине установки пакера; ρ – плотность скважинной жидкости; D – внутренний диаметр эксплуатационной колонны; рут и рук – устьевые давления в колонне НКТ и кольцевом пространстве; ∆рт и ∆рк – гидравлические потери напора при закачке жидкости соответственно по колонне НКТ и кольцевому пространству; dн, dв – соответственно наружный и внутренний диаметры НКТ.

Силы трения Тт и Тк определяются по формулам

где λт, λк – коэффициенты сопротивления движения жидкости соответственно в НКТ и кольцевом пространстве; υт, υк – скорости движения жидкости соответственно в НКТ и кольцевом пространстве.

Максимальное возможное давление pзт, при котором пакер будет находиться в равновесии, можно определить исходя из наименее благоприятного сочетания действующих сил, когда закачка по кольцевому пространству прекратится. В этом

случае рук = 0; Тк = 0; pк=0.

Подставив эти значения в формулу и выразив рзт, получим

pзт 4[G 0,25πHρg(D22 d2н2 ) 0,5Tт Fтр] . π(D dв )

Пакер должен быть рассчитан также на максимальное устьевое давление, при котором он будет неподвижным. Это давление можно найти из предыдущей формулы, при том что приемистость пласта отсутствует, т.е. Q = 0. В этом случае

Рзт = Ру + Нρg,

так как ∆рт = 0; Тт = 0,

pук 4[G 0,25πHρ2g(dн22 dв2 ) Fтр] . π(D dв )

На эти давления и должен быть рассчитан пакер [7].

8. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА

Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обусловливается прежде всего давлением в пласте, которое по мере извлечения пластовой жидкости, газа падает. Следовательно, для интенсификации притока жидкости и газа необходимо обеспечивать сохранение пластового давления. Отсюда и возникновение методов поддержания пластового давления, широко применяющихся прежде всего в нефтегазодобывающей промышленности. Метод поддержания пластового давления путем законтурного или внутриконтурного нагнетания воды в пласт и базирующийся на нем метод комплексной разработки месторождений позволили интенсифицировать добычу нефти и резко увеличить нефтеотдачу пластов.

Приток пластовой жидкости можно интенсифицировать, а нефтеотдачу пласта увеличить соответствующими воздействиями на пласт и пластовую жидкость с тем, чтобы, с одной стороны, фильтрационная характеристика коллектора стала лучше, а с другой – чтобы вязкость жидкости в пласте стала меньше. Кроме того, для увеличения нефтеотдачи необходимо снизить поверхностное натяжение пластовой жидкости в зоне

124

ее контакта с горной породой. Отсюда и возникновение методов воздействия на пласт для увеличения его проницаемости: гидроразрыв, кислотная обработка, взрывы; методов снижения вязкости пластовой жидкости; нагрев в пласте, ее поджог; методов снижения ее поверхностного натяжения; обработка жидкости в пласте химическими реагентами.

Для осуществления этих методов воздействия на нефтегазовый пласт используется большое количество оборудования, сооружений, машин, механизмов. Главные из этих видов современной техники: оборудование для поддержания пластового давления или для вытеснения пластовой жидкости нагнетанием в пласт воды, иногда газа, оборудование для прогрева пласта закачкой в него теплоносителей – воды, пара или для создания фронта внутрипластового горения, оборудование для гидроразрыва, для кислотной обработки пласта, для обработки закачиваемой воды химреагентами [7].

8.1. Оборудование для вытеснения нефти водой

Поддержание пластового давления обеспечивается закачкой в пласт через систему нагнетательных скважин различных жидкостей или газа. Для этого используется комплекс оборудования, состоящий из систем водозабора, водоподготовки и распределения насосных станций и коммуникаций.

Перечисленное оборудование должно обладать достаточно гибкой характеристикой и параметрами, обеспечивающими закачку в пласт жидкости при изменяющихся во времени подачах и давлениях, при перемещающемся в продуктивном пласте фронте движения вытесняющей жидкости.

Для вытеснения нефти используются различные типы закачиваемой жидкости, характеристики отдельных систем обусловливаются большим количеством параметров, к которым относятся прежде всего величины требуемых отборов нефти, коэффициент извлечения ее из пласта, стоимость нефти и т.д.

Сооружения и оборудование для водозабора и подготовки воды. Для вытеснения нефти из пласта применяются жидкости двух типов: не смешивающиеся и смешивающиеся с нефтью. К первым относится, прежде всего, вода, ко вторым – растворители. Последние весьма дороги, и поэтому в подавляющем большинстве случаев в пласт закачивается вода, которая должна удовлетворять следующим требованиям:

–количество взвешенных частиц не должно превышать 5 мг/л, хотя в отдельных случаях допускается увеличение их содержания до 25 мг/л;

–содержание железа – не более 0,2 мг/л, нефти – не более 1 мг/л;

–вода не должна вызывать коррозии оборудования, она должна быть обескислорожена.

Помимо этого закачиваемая вода не должна содержать сульфатвосстанавливающих бактерий, под действием которых образуется сероводород.

При закачке жидкостей, не смешивающихся с нефтью, в нее могут вводиться поверхностно-активные вещества, улучшающие ее отмывающие способности. При этом коэффициент извлечения нефти из пластов достигает 50–70 %. Более высокий коэффициент извлечения (до 95–98 %) достигается при закачке жидкостейрастворителей.

Вкачестве источников закачиваемой жидкости используются открытые (реки, озера), подземные (артезианские, подрусловые и пластовые) источники и сточные воды. Обычно стараются использовать пресную воду из подрусел рек или артезианских скважин. В этих случаях состав воды не зависит от времени года и режим работы очистных устройств остается постоянным.

Количество воды, нагнетаемой в пласт, зависит от большого числа факторов и ориентировочно составляет: при площадном заводнении 8–10 м3/т добываемой нефти, при законтурном – 1–1,5 м3/т.

125