Способы вскрытия пласта скважиной

а - открытый забой;

б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском;

в - забой с фильтром;

г - перфорированный забой

Забой оборудуется фильтром или оставляется открытым для связи пласта коллектора со стволом скважины. В случае открытого забоя, забой называется гидродинамически совершенным по степени вскрытия и применяется при прочных не осыпающихся породах пласта коллектора. Ниже зоны фильтра скважины, как правило, располагается зумпф.

Эксплуатация скважин.

Перфорация эксплуатационной колонны.Самый

ПГК - 102 распространенный фильтр скважин

изготавливаетсяперфорацией эксплуатационной

колонны.Существует пулевая, торпедная,

кумулятивная и гидропескоструйная перфорация.

Пулевая перфорация, селективная или залповая. Пули

изготавливаются из легированной стали, покрытые

медью или свинцом. Перфоратор ПВН-90, за один

вояж выполняет до 8 отверстий в интервале 2 м.

Диаметр отверстий до 20 мм, глубиной до 350 мм.

Используется в скважинах с t - до 100 град, и

давлении до 50 МПа. В торпедной перфорации в

отличие от пулевой, используется снаряд

замедленного действия, который разрывается в

глубине пласта, образуя трещины и каверны. За один

вояж при торпедной перфорации выполняется до 4

отверстий в интервале 1 м.

При кумулятивной перфорации используется энергия

узконаправленного взрыва пороховых зарядов,

каждый весом до 50 грамм. Медная облицовка

зарядов плавится и формируется в струю,

движущуюся со скоростью до 10000 м/сек, и давлением до 30000 МПа. Перфоратор ПКС 105Т за один вояж в интервале 30 м, выполняет до 180 отверстий.

Для вскрытия и одновременной интенсификации продуктивных пластов в нефтегазовых скважинах разработан комплексный аппарат ПГК-102, спускаемый в колонну на геофизическом кабеле. Конструкция ПГК-102 представляет собой корпусный перфоратор (типа ПКО73, ПКО89) с установленными на корпусе трубчатыми пороховыми зарядами, зажигаемыми кумулятивными струями. Аппарат ПГК-102 применяется для восстановления проницаемости сильно закольматированных участков продуктивного пласта (на глубину до 3-5 м) и по эффективности действия способен заменить самые совершенные системы кумулятивных перфораторов с высокой проникающей способностью.

1. 2. 3.

1. Пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволами

2. Аппарат для пескоструйной перфорации АП-6М

3. Ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105. Состоит из: головки перфоратора, стальной ленты, детонирующего шнура, кумулятивных зарядов, взрывного патрона, груза

Гидропескоструйная перфорацияприменяется при вскрытии плотных, как однородных, так и неоднородных по проницаемости коллекторов. Используется перед ГРП для образования трещин в заданном ин­тервале пласта, для срезания труб в скважине при проведении ремонтных работ. Различают два варианта ГПП — точечная и щелевая. При точечной ГПП, канал образуют при неподвижном перфораторе. Щелевую ГПП, осуществ­ляют при движении перфорационного устройства. Профиль и плотность ГПП определяют в зависимости от геолого-эксплуатационной характери­стики коллектора. В качестве жидкости-носителя используют дегазированную нефть, 6 %-ный раствор соляной кислоты, воду с добавками ПАВ, промывочный раствор. При работах в интервале непродуктивного пла­ста используют пресную воду. Концентрация песка в жидкости-носителе дол­жна составлять до 30 кг/м3. Скорость разрушения колонны достигает 0,9 мм/мин. Процесс ГПП осуществляют при движе­нии НКТ снизу вверх. Перфоратор АП-6М100, имеет 10 отверстий с твердосплавными насадками диаметром 3-6 мм. Он состоит из: корпуса, опрессовочного клапана, заглушек, хвостовика и центратора

Схема сбора нефти и газа на нефтепромысле

Фонтанный способ эксплуатации скважины. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья (забойное давление), меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать.Условием фонтанирования скважины является преодоление энергией пласта сил сопротивления потоку флюидов через зону фильтра скважины, на подъем жидкости по трубам, преодоление сопротивления движению по трубопроводу до ДНС. При прекращении естественного фонтанирования, скважину переводят на механизированный способ добычи нефти.

Газлифтный,механизированный способ добычи нефти. Подъем нефти из скважины производится за счет энергии газа, закачиваемого под давлением в кольцевое пространство труб. Рабочий агент - сжатый компрессором попутный газ (газлифт) или воздух (эрлифт). Сущность газлифта - газирование столба жидкости в скважине, при этом плотность газожидкостной смеси в трубах с ростом газосодержания уменьшается, забойное давление скважины снижается. Комплекс газлифтного оборудования включает:

· компрессорные станции,

· систему трубопроводов,

· газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода;

· насосно-компрессорные трубы

· пакеры

· пусковые и рабочие клапаны.

Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости. Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена высокими газосодержанием, повышенной температурой жидкости, наличием песка, отложениями парафина и солей, в наклонно направленных скважинах.

Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) применяются при эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин. Установки обладают простым наземным оборудованием, высоким к.п.д. до 65% и большим МРП достигающим 2-3 года. Установки в настоящее время выпускаются в модульном исполнении и состоят из погружного электродвигателя, гидрозащиты, насоса, кабельной линии, станции управления, автотрансформатора, подъемных труб, обратного и сливного клапанов, погружных датчиков работы установки. Основные параметры работы установки напор и подача. Многоступенчатый секционный погружной насос имеет от 80 до 415 ступеней. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего колеса.

НКТ

Сливной клапан

Обратный клапан

Центробежный насос

Бронированный кабель

Погружной электродвигатель с гидрозащитой

Порядок спуска установки в скважину.

Спуск установки в скважину производится со скоростью, не выше 0.25 м/сек, а при прохождении УЭЦН через отмеченные в плане работ участки кривизны, скорость спуска не должна превышать 0.1 м/сек. В процессе спуска необходимо периодически проверять центровку мачты подъемника относительно устья. Проворачивание вокруг оси подвески НКТ и ЭЦН при спуске в скважину недопустимо, для этого крюкоблок подъемника должен быть застопорен от вращения. Кабельный ролик должен быть подвешен на мачте подъемного агрегата при помощи цепи и застрахован канатной подвеской. Барабан и кабельный ролик по отношению к устью скважины должны быть установлены в одной вертикальной плоскости. Кабель при спуске не должен касаться элементов конструкции мачты подъемного агрегата. При спуске недопустимы рывки кабеля или его натяжение, перекручивание, кабель не должен касаться земли. Обратный клапан в сборе со шламоуловителем устанавливается над УЭЦН через 2 НКТ. Обратный клапан предназначен для предотвращения истока жидкости из НКТ через насос, вызывающего вращение рабочих колес в обратную сторону при остановке двигателя. Он так же облегчает запуск установки в работу. Сбивной клапан устанавливается на третьей трубе, выше установки и предназначен для слива жидкости из труб при подъеме установки. Через каждые 200 м спуска УЭЦН в скважину, необходимо проверять сопротивление изоляции двигателя мегомметром, с записью в паспорте установки. На расстоянии 300 мм выше и ниже каждой муфты НКТ и каждого кабельного сростка, кабель необходимо крепить к трубам стальными поясами или использовать кабельный протектор.

Скважинная штанговая насосная установка (СШНУ)- скважинный насос, приводимый в действие станком- качалкой. В основном используется на малодебитных скважинах с небольшим содержанием мехпримесей и газа в продукции.

С помощью установок нефть извлекается с глубин до 3500 м, дебит установок может достигать 400 т/с. Станок-качалка преобразует вращение вала электродвигателя в возвратно-поступательное движение головки балансира и далее передаваемое колонне штанг и плунжеру насоса. Станция управления СШН обеспечивает пуск, остановку, защиту от перегрузок, а также возможность автоматической периодической работы. Продукция скважины подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Основной недостаток установки это громоздкое наземное оборудование, низкий к.п.д.

Теоретическая подача установки равна

V=1440 l×s×n, где

l – длина хода плунжера

s – площадь сечения цилиндра насоса

n – число качаний плунжера в минуту, фактическая подача установки на 30% ниже.