Освоение с применением компрессорной установки

 

Снижение давления на забой для вызова притока с помощью компрес­сора является наиболее распространенным способом. Этот способ позво­ляет осуществлять вызов притока при установленном на устье оборудова­нии и создавать (резко или плавно) значительные депрессии на пласт.

В зависимости от глубины скважины, прочности колонн и наличия оборудования снижение давления на забой осуществляют разными техно­логическими приемами: вытеснением (заменой) части жидкости, находя­щейся в скважине, газом; изменением направления потока сжатого газа; применением пусковых отверстий и клапанов; нагнетанием в скважину «газовых пачек»; аэрированием жидкости; промывкой пенами.

 Каждый из этих приемов осуществляется по своей технологической схеме. При этом следует учитывать, что «Правила безопасности в нефтяной и газовой про­мышленности» [3], запрещают снижение уровня жидкости в эксплуатационной колонне с использованием воздуха из-за возможности образования пожаро- и взрывоопасной смеси.

Наиболее распространенными в настоящее время на промыслах являются передвижные компрессорные установки УКП-80, с подачей 8 м³/мин и максимальным давлением 8,0 МПа. Реже применяют установки КС-16-100 (КПУ-16-100) с подачей 16 м³/мин, давлением 10 МПа и КПУ-16-250 с той же подачей и давлением 25,0 МПа.

Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек.

Технологическая схема процесса приведена на рисунке 5.2.

К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат. После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки.

Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб.

При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже р_тах компрессорной установкой снова нагнетают газ.

 

 

 

Рис. 5.2 - Схема нагнетания в скважину газовых пачек для снижения  давления на забой:

1 - компрессор; 2 - насосный агрегат; 3 - емкость для воды или водовод; 4 - обратный клапан; 5 - устье скважины; 6 - штуцерная камера; 7 - вода; 8 - газ.

При давлении р_тах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат. Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ.

В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа. Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт.

 Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом. При нормальной работе компрессорной установки и регулировании выхода газожидкостной смеси из НКТ опытным мастерам удается описываемым способом осуществить продувку скважин газом глубиной более 2500-3500 м.

Иногда для создания кратковременных, но резких депрессий на пласт в скважину закачивают только одну пачку газа и продавливают ее до башмака насосно-компрессорных труб.

 Расширяющийся газ, как поршень, выталкивает жидкость из НКТ, вследствие чего у башмака НКТ возникает зона пониженных давлений, увеличивается депрессия на пласт и создаются условия для притока жидкости из пласта.

В последующем жидкость из затрубного пространства заполнит НКТ и установится на каком-то уровне, депрессия на пласт уменьшится.

При отсутствии притока операция может быть повторена неоднократно.

В глубоких скважинах с помощью одной газовой пачки не удается получить максимальную депрессию, но эксплуатационная колонна и пласт претерпевают большие знакопеременные нагрузки, которые могут быть причиной деформации колонны.

Поэтому перед планированием и осуществлением процесса должно быть тщательно изучено состояниескважины.

Одним из способов снижения давления на забой с помощью компрессоров в глубоких скважинах является нагнетание в скважину газовых пачек. Технологическая схема процесса приведена на рисунке 5.3.

К затрубному пространству скважины подключают компрессорную установку и насосный агрегат.

После промывки скважины в затрубное пространство нагнетают газ, пока давление не достигнет максимальной величины для установленной компрессорной установки.

Затем жидкостью, которую закачивает насосный агрегат, проталкивают находящийся в затрубном пространстве газ к башмаку насосно-компрессорных труб.

При снижении давления на выкиде насосного агрегата ниже р_тах компрессорной установкой снова нагнетают газ. При давлении р_тах компрессор останавливают и снова включают в работу насосный агрегат.

Чередование работы компрессорной установки и насосного агрегата проводят до момента выхода газа через башмак НКТ.

В момент, когда первая газовая пачка начала подниматься по НКТ, за счет сил нагнетания и энергии расширяющегося газа происходит выброс находящейся в НКТ жидкости и прорыв газа.

Это может сопровождаться созданием резкой депрессии на пласт. Выход последующих пачек жидкости и газа также сопровождается выбросом.

 

 

Рис.5.3 - Схема нагнетания в скважину газовых пачек для снижения    давления на забой:

1 - компрессор; 2 - насосный агрегат; 3 - емкость для воды или водовод; 4 - обратный клапан; 5 - устье скважины; 6 - штуцерная камера; 7 - вода; 8 - газ.

 

При нормальной работе компрессорной установки и регулировании выхода газожидкостной смеси из НКТ опытным мастерам удается описываемым способом осуществить продувку скважин газом глубиной более 2500-3500 м.

Иногда для создания кратковременных, но резких депрессий на пласт  в скважину закачивают только одну пачку газа и продавливают ее до башмака насосно-компрессорных труб.

Расширяющийся газ, как поршень, выталкивает жидкость из НКТ, вследствие чего у башмака НКТ возникает зона пониженных давлений, увеличивается депрессия на пласт и создаются условия для притока жидкости из пласта.

В последующем жидкость из затрубного пространства заполнит НКТ и установится на каком-то уровне, депрессия на пласт уменьшится.

При отсутствии притока операция может быть повторена неоднократно.

В глубоких скважинах с помощью одной газовой пачки не удается получить максимальную депрессию, но эксплуатационная колонна и пласт претерпевают большие знакопеременные нагрузки, которые могут быть причиной деформации колонны.

Поэтому перед планированием и осуществлением процесса должно быть тщательно изучено состояние скважины.