Оборудование для раздельной эксплуатации скважинОдновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов. Накопленный опыт одновременной раздельной эксплуатации позволяет сформулировать требования к оборудованию для реализации этой технологии: 1 – надежное разобщение пластов в течение всего периода эксплуатации; 2 – возможность проведения всех необходимых технологических операций с каждым пластом в отдельности (освоение, исследование пласта, удаление парафина, промывка и т. п.); 3 – возможность регулирования отбора жидкости из каждого пласта в отдельности или ее закачки; 4 – простота конструкций; 5 – минимальная металлоемкость; 6 – надежность в эксплуатации. Схема ОРЭ пластов по назначению классифицируется на три группы: 1) ОРЭ пластов; 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости; 3) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента. Раздельно эксплуатируют пласты способами: 1) оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан); 2) один пласт фонтанными, а другой – механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном); 3) оба пласта механизированным (насос-насос). Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов. Наземные узлы оборудования, так же, как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров. Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность. Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент которого – пакер, обеспечивает возможность эксплуатации пластов по одной колонне труб. Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов: с двумя параллельно расположенными рядами насосно-компрессорных труб типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) и с концентрически расположенными рядами НКТ – установка УВЛГ, применяемая также для внутрискважинной газлифтной эксплуатации. Установки типа УФ2П (рисунок 11.1) предназначены для эксплуатации колонн диаметрами 116 и 168 мм с допустимыми сочетаниями условных диаметров НКТ первого и второго рядов 48х48, 60х60, 73х48 мм.
Рисунок 11.1 – Схема установки для раздельной эксплуатации двух пластов с двумя параллельными рядами труб по схеме фонтан-фонтан: 1 – пакер; 2 – насосно-компрессорные трубы; 3, 4 ‑ малогабаритные пусковые клапаны с принудительным открытие соответственно для первого и второго рядов труб; 5 – тройник фонтанной арматуры (для сообщения с затрубным пространством); 6 – двухрядный сальник; 7 – тройники для направления продукции в выкидные линии. Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан – насос и насос ‑ фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса. В установках штангового типа одна из параллельно спущенных колонн НКТ берется большого диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того чтобы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило зацепления муфт, над ними устанавливаются конические кольца. Схема с применением погружного центробежного насоса представляет более сложную конструкцию подземного оборудования. Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос-насос используются штанговые установки типа УТР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, УНР – с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП – с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта. Установка УТР (рисунок 11.2) состоит из наземного и подземного оборудования. Наземное оборудование включает в себя оборудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном (рис. 11.2, а) и вставном (рис. 11.2, б) исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа ННСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего пласта – специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передается через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу – нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетающий клапаны, поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта. Установки с использованием насосов типа НСН2 более производительны. В установке типа 1УНР (рис. 11.2, г) при ходе плунжера вверх происходит заполнение цилиндра насоса сначала жидкостью пласта с меньшим давлением, а затем (после прохождения плунжером отверстия на боковой поверхности цилиндра) – жидкостью пласта с высоким давлением. При ходе плунжера вниз жидкость обоих пластов нагнетается в НКТ. Поступление жидкости из верхнего и нижнего пластов, разобщенных пакером, на прием насоса через канал «б» (рис. 11.2, в, г) и на боковой поверхности через отверстие «а» регулируется с помощью переключателя пластов. Установки УВКС-2Р, УВГК-2Р и УВК-2СР служат для одновременного раздельного нагнетания в пласты морской, речной, сточной и пластовых вод. Несмотря на существенные достоинства ОРЭ широкого распространения не имеют.
Рисунок 11.2 – Установки для ОРЭ двух пластов скважинами, оборудованными штанговыми скважинными насосами: а – УТР невставного исполнения; б – УТР вставного исполнения; в – 1УНР вставного исполнения; г – 1УНР невставного исполнения; 1 – оборудование устья; 2 – станок-качалка; 3 – верхний насос; 4 – опора; 5 – нижний насос; 6 – пакер; 7 – автосцеп; 8 – автоматический переключатель пластов
Как следует из описания схем раздельной эксплуатации, 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. При раздельной эксплуатации фонтанирующих пластов может использоваться сдвоенная фонтанная арматура (рис. 11.3) 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 штуцера, устанавливаемые в двух струнных выкидных линиях 1 и 4. В верхней части арматуры на прямоточной центральной задвижке 3 установлены лубрикаторы 2.
Рисунок 11.2 – Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры Конструкция оборудования устья позволяет последовательный спуск насосно-компрессорных труб, работу с клиновыми захватами и элеваторами, использование превентора и проведения 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 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. 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. 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. Для извлечения пакера в скважину опускается труболовка, улавливающая пакер за верхнюю часть. Она растягивает его, после чего становится возможным извлечь его на поверхность.
|
