Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более пластов одной скважиной

При разработке многопластовых месторождений часто объединяют несколько пластов в один эксплуатационный объект и после перфорации эксплуатируют их одной скважиной. Для этого продуктивные пласты должны обладать одинаковым значением приведенных пластовых давлений, сходными физико-химическими свойствами нефти и одинаковой степенью обводненности.

Если эти условия не соблюдаются, многопластовые месторождения разрабатывают с применением метода одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной (ОРЭ). В настоящее время предложено много схем и соответствующей конструкции оборудования ОРЭ, которые применяют в зависимости от конкретных геолого-технических условий разработки залежей, эксплуатационных характеристик и технического состояния скважин.

Критериями применения метода ОРЭ являются степень выработанности пластов и близость контура нефтеносности к скважинам, вынос песка из одного или сразу из двух пластов, наличие парафина в извлекаемых нефтях и их температуры насыщения, толщины продуктивных пластов и разделяющих их, непроницаемых пропластков, исправность обсадных труб и герметичность цементного камня за колонной.

Общие требования ко всем устройствам ОРЭ – возможности раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, раздельного замера дебитов нефти каждого пласта, их обводненности и газосодержания и раздельного исследования каждого пласта на приток.

На промыслах Баку пробурено несколько сот, так называемых многорядных скважин, в которых в один ствол ступенчатой конструкции на различные глубины параллельно спущено и зацементировано несколько технических колонн для одновременно-раздельной эксплуатации двух и трех пластов одной скважиной. Колонну, спущенную для перекрытия самого продуктивного нижнего пласта, перфорируют обычным способом, а колонну против продуктивных вышележащих пластов перфорируют направленно с таким расчётом, чтобы не повредить другие соседние колонны. Расстояние между центрами эксплуатационных колонн на устье составляет 0,6 – 0,8 м, для чего строят шахту глубиной до 6 м.

Эксплуатация таких скважин ничем не отличается от эксплуатации однопластовых скважин. Максимальная глубина двухрядных скважин составляет до 1200 м, а трёхрядных – 840 м. Опыт эксплуатации таких скважин показал, что затраты на добычу 1 т нефти из них на 39 % ниже, чем при однопластовых скважинах.

При одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером, скважину оборудуют одним или двумя рядами подъемных труб, расположенных параллельно или концентрично, и эксплуатируют по следующим схемам: фонтан – фонтан; фонтан – насос; фонтан – газлифт; фонтан – закачка; газлифт – насос; газлифт – газлифт; газлифт – закачка, насос – насос; насос – закачка; закачка – закачка. По таким же схемам можно осуществлять одновременно раздельную эксплуатацию нефтяных и нагнетательных скважин с внутрискважинными перетоками газа или воды из одного эксплуатационного пласта в другие.

Накопленный опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной по методу ОРЭ показывает его высокую эффективность. Капитальные вложения на строительство и оборудование скважины, а также эксплуатационные затраты в среднем сокращаются на 30 % по сравнению с расходами на бурение и эксплуатацию однопластовых скважин. Кроме того, использование ОРЭ позволяет уплотнять сетку нефтедобывающих и водонагнетательных скважин без затраты дополнительного метража.

На (рис. 8.4.1.) показаны некоторые схемы оборудования скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов.

Рисунок – 8.4.1. – Схемы подземного оборудования скважин для одновременно-раздельной эксплуатации пластов.

а – фонтан – фонтан; б – насос – фонтан; в – штанговый насос – штанговый насос

По схеме а в скважину для эксплуатации верхнего пласта параллельно первой колонне диаметром 60 мм спускают второй ряд труб 3 диаметром 48 мм. Предохранительные кольца 1 создают плавный переход от поверхности соединительных муфт к поверхности трубы, исключая зацепление муфт при спуско-подъемных операциях. Потом в скважину опускают хвостовик 9 диаметром 73 мм с седлом шарового клапана 10, пакером 8, гидравлическим якорем 6 и клапаном 5. В хвостовик помещают второй ряд труб 7 диаметром 48 мм с уплотнительным конусом, садящимся в седло 4 верхнего конца хвостовика. Эта концентричная сборка спускается в скважину на трубах диаметром 60 мм. По ним поднимается продукция нижнего пласта. Башмак второго ряда труб 3 (48 мм) устанавливают над фильтром верхнего пласта. Эксплуатация пластов начинается одновременно. Для этого в трубы диаметром 60 мм забрасывается металлический шарик, который, дойдя до седла в конце лифта, отключает от него нижний пласт. Облегчённая промывочная жидкость, нагнетаемая в колонну 2, вытесняет из неё глинистый раствор через башмак трубы 7 и проходит через перепускной клапан 5 во второй ряд труб 3 и далее поднимается на поверхность.

При близком расположении пластов и незначительной разнице давлений отпадает необходимость спуска хвостовика 9 и гидравлического якоря 6, препятствующего смещению пакера и труб 2 под действием большого давления в нижнем пласте.

Устье скважины оборудуется специальной сдвоенной фонтанной арматурой тройникового типа с двухструнными выкидными линиями для каждого пласта. Имеется ряд модификаций оборудования скважин по схеме фонтан – фонтан, приспособленных для различных эксплуатационных условий.

Оборудование скважин по схеме б предназначено для раздельной эксплуатации двух пластов штанговыми насосами и фонтанным способом со смешением продукции пластов в колонне насосных труб. В нижней части насосных труб 5 устанавливается хвостовик, состоящий из двух концентрических рядов труб 9 и 10 диаметрами 73 и 48 мм с шаровым клапаном 13. Для разобщения пластов на наружной колонне устанавливается пакер 12 шлипсового типа. Внутренний ряд труб подвешивается на конусной опоре 8. На трубах 5 монтируются замковая опора 6 для штангового насоса 7 и золотниковый клапан 3 для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта в насосные трубы. Клапан 3 открывается при спуске в скважину штангового насоса с помощью специального захвата 4, установленного на штангах 2. При подъеме насоса этот захват закрывает клапан 3. Оборудование спускается в скважину на трубах 1 диаметром 89 мм.

Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой с сальниковым уплотнением полированного штока. Дебит фонтанного пласта регулируется штуцером.

Пласты осваиваются одновременно до спуска в скважину насоса (при закрытом клапане 3). Промывочная жидкость подается в трубы, минует башмак внутренней трубы 9 и далее по кольцевому пространству между внутренней и внешней трубами через перепускной клапан 11 попадает в эксплуатационную колонну скважины, движется к устью, вызывая фонтанирование верхнего пласта. При этом фонтанирование происходит через кольцевое пространство между обсадной колонной и трубами 1. При спуске насоса 7 клапан 3 открывается и продукция обоих пластов поступает на поверхность по трубам 1.

Оборудование скважины по схеме в предназначено для раздельной эксплуатации двух пластов штанговыми насосными установками. Оно состоит из вставного насоса 8, специального насоса 3 с подвижным цилиндром, колонны труб 2. Привод насосов осуществляется станком-качалкой через колонну штанг 1. Вначале в скважину спускают трубы с пакером 9, якорем с замковой опорой верхнего насоса с муфтой 6, имеющей поперечные отверстия, а затем на штангах – последовательно соединённые насосы. Опорный конус 5 верхнего насоса имеет продольные пазы, через которые проходит специальная штанга 4, передающая возвратно-поступательное движение от цилиндра верхнего насоса плунжеру нижнего насоса.

Цанговое крепление 7 конуса и специальной штанги обеспечивает надёжность посадки верхнего насоса. Продукция из нижнего пласта с помощью насоса 8 нагнетается в трубы через продольные пазы в опорном конусе верхнего насоса. Продукция верхнего пласта поступает в плунжер верхнего насоса через систему совмещённых отверстий в муфте 6 и опорном конусе 5 и далее поднимается по тем же трубам 2. При необходимости раздельного транспортирования продукции обоих пластов на поверхность используют полые штанги, по которым поднимается продукция из верхнего горизонта. Отбор газа из подпакерного пространства проводится с помощью газоотводного клапана через межтрубное пространство. При измерении дебита пластов используется отключатель верхнего насоса, который приводится в действие при дополнительном опускании штанг с помощью удлинителя хода плунжера.

Помимо рассмотренных вариантов оборудования при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, разработано несколько других модификаций, предназначенных для различных условий эксплуатации. Это оборудование для раздельной эксплуатации двух пластов погружными электронасосами; эксплуатации одного пласта штанговым насосом, а другого – погружным электронасосом; раздельной газлифтной эксплуатации; добычи нефти из одного пласта и закачки воды в другой пласт; раздельной закачки водыв два пласта через одну нагнетательную скважину и т. п.