Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Добыча нефти методом свабирования

Одним из способов снижения давления на забой является свабирова-ние (поршневание). Сваб — поршень, снабженный клапаном, который спускают на канате в колонну НКТ. Клапан при ходе поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне. Глубина погружения сваба зависит от мощности агрегата, на котором установлена лебедка, размеров лебедки и прочности каната, на котором спускается сваб.

Различают максимальную глубину погружения и глубину погружения под уровень. Первая зависит от прочности каната и мощности агрегата, вторая — от диаметра НКТ, плотности жидкости и прочности каната. По мере снижения уровня жидкости в скважине глубина погружения под уровень уменьшается.

Уровень жидкости в скважине при свабировании снижается постепенно в течение сравнительно длительного времени, что способствует плавному запуску скважины. Если за один рейс будет извлечена жидкость из 250 м НКТ диаметром 73 мм, то общее снижение уровня в скважине диаметром 146 мм составит около 60 м.

Постепенное снижение давления на забой не позволяет осуществлять резкую депрессию на пласт, которая иногда необходима для очистки каналов в призабойной зоне пласта. Поэтому при отсутствии притока при свабировании необходимо убедиться в наличии связи пласта со скважиной и принять меры по устранению сопротивления движению жидкости.

Свабирование скважин с высоким пластовым давлением производят при установленных на устье фонтанной арматуре и противовыбросовом сальниковом устройстве (лубрикаторе). Если давление ниже гидростатического, используют только устройство для направления жидкости, извлекаемой из скважины, в емкости.

Приток из нефтяного пласта при свабировании определяют по появлению в извлекаемой жидкости газа, эмульсии и нефти. При получении интенсивного притока уровень в скважине возрастает и встречается свабом на глубине, откуда жидкость уже была извлечена. Если пластовое давление ниже гидростатического, свабирование ведут до полного извлечения находящейся в скважине жидкости, т.е. замены ее пластовым флюидом.

Снижение уровня в скважине с помощью желонки — один из способов уменьшения давления на забой. Это один из самых старых методов вызова притока из пласта. Тартание может быть использовано при испытании неглубоких скважин с низкими пластовыми давлениями.

Желонка изготовляется из тонкостенных труб диаметрами 89 и 114 мм, в нижней части ее имеется клапан, а в верхней — приспособление для крепления каната. Желонка спускается в скважину на канате под уровень жидкости, наполняется, а затем поднимается на поверхность. Иногда желонку опускают в интервал перфорации и многократным подъемом и спуском ее создают эффект поршневания. Работы по снижению уровня жидкости в скважине ведутся медленно, так как объем желонок невелик. Например, для снижения уровня на 500 м в колонне диаметром 168 мм желонкой диаметром 114 мм и длиной 10 м необходимо сделать более ПО рейсов.

Глубина спуска ограничивается прочностью и длиной каната, на котором спускается желонка. В последние годы тартание при испытании скважин используется редко.

Чем старше месторождение, тем труднее добывать из недр земли "черное золото", тем сложнее производство и выше затраты. Однако стабильно высокий уровень добычи нефти нашим управлением обеспечен за счет комплекса мер по контролю и совершенствованию разработки нефтяных месторождений. Далеко не последнюю роль в этом деле играет спецподразделение при ЦПРС - бригада по освоению скважин после производства всевозможных обработок скважин и добыче нефти методом свабирования.

В процессе работы нередко приходится отвечать и новичкам, и опытным нефтяникам, что же такое "сваб". Свое название метод получил от одной детали, входящей в состав своего оборудования (сваб) и являющейся основным инструментом свабирования (swab (англ.) - дословно "поршень"). Метод свабирования известен давно, но в течение 20 лет был запрещен в России по соображениям безопасности, так как не было надежных сальниковых очистителей. Теперь, когда эти проблемы решены, а метод компрессирования воздухом практически запрещен в России, а также учитывая простоту метода и относительную дешевизну по сравнению с методом компрессирования скважин азотом, свабирование набирает обороты. Кроме того, существенным преимуществом метода свабирования является то, что им не создается давление на пласт. Фильтрационные свойства пласта только улучшаются. Метод позволяет решать и ряд технологических проблем, возникающих при проведении методов улучшения нефтеотдачи пластов. Вот только некоторые из них:

- снижение гидростатического давления при ПРС и добыче за счет снижения уровня жидкости в скважине и "запуска" самостоятельной скважины;

- очистка ствола скважины и удаление частиц после гидроразрыва пласта;

- оценка притока после перфорирования;

- удаление соляной кислоты после соляно-кислотной обработки;

ОРЭ

При добыче нефти часто встречаются проблемы одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.), одной скважиной. Кроме того, некоторые пласты вместо отдачи жидкости, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром.

Одновременно - раздельная эксплуатация (ОРЭ) обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию, учёт добываемой продукции каждого объекта расчётным способом по забойным давлениям, соответствующим их продуктивностям, а также запроектированным темпам разработки.

ОРЭ осуществляют путем оснащения скважин обычной конструкции оборудованием, разобщающим продуктивные пласты, или путем использования для этих целей скважин специальной конструкции.

Настоящее руководство по эксплуатации распространяется на установку для ОРЭ двух пластов, отличающуюся тем, что штанговый насос в ней снабжен дополнительным всасывающим клапаном, установленным на боковой поверхности цилиндра в точке, делящей цилиндр пропорционально дебитам пластов. Пласты разделены между собой пакером.

В руководстве изложена конструкция, принцип действия, технические характеристики и методика определения параметров работы установки.

Пример записи условного обозначения установки при заказе:

УОРЭ-146 ТУ3665-094-00147585-2004

УОРЭ-168 ТУ 3665-094-00147585-2004

У – установка

О – одновременно

Р – раздельной

Э – эксплуатации

1. Наименование изделия – установка для одновременно - раздельной эксплуатации двух объектов (далее установка).

2. Обозначение – УОРЭ-146 или УОРЭ-168.

3.Установка предназначена для одновременно - раздельной эксплуатации двух объектов в одной скважине с оптимальными для них параметрами.

4. Область применения – нефтедобывающие скважины, имеющие два вскрытых объекта разработки и эксплуатируемые штанговым насосом. Технические характеристики приведены в таблице 10.

Таблица 12

Наименование показателя	Значение
УОРЭ-146	УОРЭ-168
Производительность установки, м³/сут, не более*
Рабочая среда	нефть, минерализованная вода, нефтяной газ
Максимальная температура рабочей среды, К (С˚), не более
Габаритные размеры, мм, не более -диаметр, D -длина в зависимости от типа используемого штангового насоса, L	3200-5020	3200-6350
Напор,м, не более
Обводненность нефти, %, не более
Динамическая вязкость, Па·с, не более	0,025(25 сП)
Минерализация, г/л, не более

Продолжение таблицы 12

Наименование показателя	Значение
УОРЭ-146	УОРЭ-168
Содержание сероводорода, г/л, не более
Концентрация ионов водорода, (рН), в пределах	4,2-8
Содержание механических примесей в добываемой жидкости, г/л, не более
*Производительность установки определяется идеальной подачей используемого штангового насоса.

Идеальная подача насосов при семи двойных ходах плунжера в минуту приведена в таблице 11.

Условный диаметр насоса, мм	Идеальная подача, м³/сут, при ходе плунжера, мм

	3,8	8,3	2,9	7,6	2,1	8,4	6,0	3,6	1,3	9,0
	3,1	0,7	8,4	6,2	3,8	4,2	7,0	9,9	02,7	15,5

Таблица 13

Схема установки изображена на рисунке 11 и 12. В состав установки входит пакер 4 для разобщения объектов, штанговый насос 2 с дополнительным всасывающим клапаном 11, размещенным на боковом отверстии в стенке цилиндра, и хвостовик 5.

Для разобщения объектов могут быть использованы пакера 4: М1-Х, ПРО-ЯДЖ, ПРО-ЯМО, ПДМ, пакер-гильза ПГД-ГРИ-122(140)-35, СПИОТ или любые другие позволяющие герметично разобщить объекты в скважине. В установке используются штанговые (невставные) трубные насосы типов НН, НН1 или НН2 по ОСТ26-16-06-86 с условным размером 44 мм для эксплуатационной колонны (ЭК) диаметром 146 мм и 57 мм для ЭК диаметром 168 мм. Хвостовик собирается из труб НКТ диаметром 60 или 73 мм и предназначен для соединения насоса с пакером.

Установка, в которой объекты разобщены пакером 4, а штанговый насос 2 снабжен дополнительным боковым всасывающим клапаном 1 и хвостовиком 5, работает следующим образом. В случае, когда забойное давление по оптимальным параметрам у верхнего объекта больше, чем у нижнего, продукция из объекта с меньшим забойным давлением поступает в цилиндр насоса 2 через основной всасывающий клапан 3, а из верхнего объекта – через дополнительный 1. Местом расположения дополнительного бокового всасывающего клапана 1 выбирается точка, делящая цилиндр насоса 2 по длине пропорционально дебитам объектов.

При ходе плунжера 8 вверх нагнетательный клапан 9 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ, а в цилиндр насоса 2, через всасывающий клапан 3 поступает продукция нижнего объекта до тех пор, пока плунжер не пройдет дополнительный боковой всасывающий клапан 1. После прохождения плунжером дополнительного всасывающего клапана 1 и вплоть до достижения верхней мертвой точки (ВМТ), в цилиндр насоса 2 через клапан 1 поступает продукция верхнего объекта, при этом основной всасывающий клапан 3 закрывается, т.к. забойное давление у верхнего объекта выше, чем у нижнего.

Рисунок 1 Рисунок 2

⇐ Предыдущая 4 5 6 7 8910 11 12 13 Следующая ⇒