Технология добычи нефти на Южно-Сургутском месторождении

а) закрыть устьевую задвижку (нагнетательную) и создать насосом в нагнетательных трубопроводах пробное давление. Если в качестве смесителя применяется тройник или аэратор, то опрессовку насосом производить при давлении, равном полуторакратному рабочему от максимально ожидаемого, т.е. от 80 кгс/см2 - при использовании в обвязке компрессора. Если применяется эжектор, то опрессовку производить при максимальном рабочем давлении насоса;

б) снять давление в трубопроводах открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности (при наличии их) с последующей повторной опрессовкой насосом и снятием давления в трубопроводах с помощью указанного же вентиля;

в) создать в газопроводе компрессором максимально ожидаемое для него при освоении давление;

г) снять давление в газопроводе открытием выпускного вентиля на пенопроводе и устранить негерметичности, при наличии их, с последующей повторной опрессовкой компрессором я снятием давления в газопроводе с помощью указанного же вентиля.

Этап замены жидкости в скважине на пену

Для начала закачки пены в скважину открыть нагнетательную и выкидную задвижки устьевой арматуры и включить в работу сначала насосный агрегат, а затем, через 20-30 секунд, компрессор.

При замене жидкости в скважине на пену, для предотвращения загрязнения пласта, производительность насоса должна ограничиваться. В случае закачки в межтрубное пространство она должна быть:

- при условном (наружном) диаметре НКТ 60 мм - не более 3,0 л/с;

- при условном (наружном) диаметре НКТ 73 мм 4,0;

- при условном (наружном) диаметре НКТ 89 мм 5,0.

При закачке пены в НКТ производительность насоса должна быть не более 6 л/с.

В случае повышения давления на компрессоре до величины, максимально допустимой для него или эксплуатационной колонны, следует кратковременно, на 2-3 минуты, останавливать закачку газа, продолжая закачку раствора. При закачке пены с применением эжектора, кроме того, может быть также увеличена производительность насоса на 10-15 % (для улучшения подсоса газа эжектором).

Этап циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт

Производительность насосного агрегата

После появления потока пены из выкидной линии скважины производительность насоса уменьшить до величины, определенной для этапа поддержания депрессии.

Заданную производительность насоса устанавливать и время от времени контролировать по числу двойных ходов плунжера, а при применении делителя расхода - по мерной емкости и секундомеру.

Например, для агрегата ЦА-320М при 28 двойных ходах плунжера в минуту и при диаметрах сменных втулок 90, 100, 115 и 127 мм производительности соответственно составляют 2,4; 3,0; 4,1 и 5,1 л/с. Так как число двойных ходов плунжера в минуту может быть снижено до 16 (при малом газе), то наименьшие производительности насоса при указанных втулках составляют соответственно 1,4; 1,7; 2,3 и 2,9 л/с.

Производительность компрессора поддерживать постоянной, периодически контролируя число оборотов его двигателя, (для УКП-80 - 1100 об/мин).

Продолжительность циркуляции пены для поддержания депрессии на пласт должна быть не менее 3 часов.

Замкнутая циркуляция раствора ПАВ

Для экономии объема используемого раствора ПАВ рекомендуется применять его замкнутую циркуляции на этапе поддержания депрессии на пласт.

Замкнутая циркуляция производится путем подачи пены, выходящей из скважины в установившемся режиме (давлении закачки), в отдельную емкость и периодической подачи отделившегося от газа раствора в мерную емкость.

Для замкнутой циркуляции должен использоваться незагрязненный раствор ПАВ. Поэтому пена на этапе замены жидкости в скважине и после начала притока нефти должна подаваться в приемную емкость (амбар) или систему сбора.

Заключительный этап закачки пены

Для прекращения закачки пены достаточно остановить агрегата и выпустить пену из скважины, если допустимо дополнительное снижение забойного давления, происходящее при выпуске пены, или если приток из пласта значительный, т.е. заполняющий сечение выкидной линии.

Если указанное дополнительное снижение забойного давления недопустимо (причем приток из пласта небольшой), то необходимо: остановить закачку пены, начать выпуск пены из межтрубного пространства и закачать жидкость (можно пресную или пластовую воду без ПАВ) в НКТ.

После прекращения самоизлива пены оба пространства скважины подключить к сборному коллектору через обратный клапан или после дополнительной выдержки открытой в течение 0,5 часа закрыть.

Запрещается оставлять скважину закрытой, не выпустив пену из нее полностью и без дополнительной выдержит открытой, т.к. последующее разрушение пены может привести к образованию сжатой взрывоопасной смеси в скважине. Одним из способов уменьшения противодавления на пласт при вызове притока является удаление жидкости, заполняющей скважину, с помощью газлифта. Эта операция связана со спуском дополнительной колонны труб, по которой в скважину подается газ, аэрирующий жидкость. При этом ее подъем осуществляется по колонне лифтовых труб, которыми оборудована скважина.

При выполнении операций, связанных с использованием газлифта, помимо агрегата для работы с КГТ у устья скважины монтируют дополнительное оборудование. Оно включает емкость для азота 7, компрессор для его закачки 14 и сливную емкость 9, если по каким-либо причинам нельзя использовать трубопровод системы сбора продукции скважины.

Перед началом работы над устьем скважины монтируют комплект оборудования - превентор, устьевой уплотнитель, транспортер. Диаметр используемой колонны гибких труб должен соответствовать диаметру лифтовой колонны. Это условие вызвано тем, что гидравлическое сопротивление кольцевого канала, по которому поднимается смесь, должно быть достаточно низким. В противном случае давление, необходимое для преодоления гидродинамического сопротивления, может превысить пластовое и газ будет закачиваться в пласт. В последнем случае образуется так называемая “азотная подушка”. Например, колонне лифтовых труб с условным диаметром 73 мм соответствуют гибкие трубы с наружным диаметром 25 - 33 мм.

Закачку азота начинают сразу или при погружении КГТ не более чем на 100 - 200 м и ее спуске и не прекращают в течение всего процесса вызова притока. Подают азот с постепенным увеличением объема до 14 - 20 м3/мин. При этом давление закачки газа постоянно контролируют и при погружении трубы в жидкость его увеличивают.

Сначала начинает аэрироваться жидкость, находящаяся в колонне лифтовых труб. Если описываемая операция выполняется после проведения на скважине работ, которым предшествовало ее надавливание, то, как правило, это соленая техническая вода или в худшем случае глинистый раствор.

Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в скважину могут добавляться поверхностно-активные вещества. После спуска гибкой трубы до уровня нижних перфорационных отверстий в течение необходимого промежутка времени обеспечивают работу газлифта. Этот процесс необходимо поддерживать до тех пор, пока по колонне лифтовых труб станет подниматься пластовая жидкость.

Далее, продолжая подачу газа, начинают подъем колонны. При этом необходимо контролировать состав жидкости, поступающей из скважины, и дебит последней.

После подъема гибких труб до глубины 100 - 200 м подача газа может быть прекращена, если процесс фонтанирования продолжается.

Колонну гибких труб спускают на глубину порядка 0,8 глубины скважины. В начале внедрения КГТ проводили опыты по их использованию для газлифтной эксплуатации. Для этого на колонну с наружным диаметром 19 мм на хомутах устанавливали газлифтные клапаны. В процессе эксплуатации газ подавался в КГТ, а газожидкостная смесь поднималась по кольцевому пространству между ней и колонной НКТ.

Размещено на allbest.ru