курсовая сухоязовское месторождение. Курсовой проект. 1 Геологопромысловый раздел
 Скачать 0.61 Mb.
|
|
2 Расчетно-технический раздел 2.1 Технология проведения работ 2.1.1 Добыча нефти штанговыми глубинными насосами в условиях Сухоязского месторождения Механизированная добыча нефти и газа с использованием скважинных штанговых насосных установок (УСШН), несмотря на ряд недостатков, ведётся на месторождении с начала разработки и является основным рекомендуемым способом эксплуатации, поскольку фактические и прогнозные дебиты лежат в области применения этих насосов. Также можно отметить, что в области подач от 1 до 25 м3/сут УСШН имеют более высокий КПД по сравнению с другими способами добычи нефти и при подаче, равной 25 м3/сут, он может достигать максимального значения (36 %). Таким образом, для скважин Сухоязского месторождения (в условиях малого дебита) наиболее эффективной является эксплуатация УСШН. На месторождении скважины эксплуатируются установками СШН, применяются насосы типа: НВ1Б-32 - 25 скважин; НВ1Б-44 - 3 скважины; НВ1Б-44 - 4 скважины и НН2Б-44 - 6 скважин. Штанговые скважинные насосные установки предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти. В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут. В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м. Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в возвратно-поступательное движение колонны насосных штанг. Штанговая скважинная насосная установка включает в себя наземное и подземное оборудование. Наземное включает в себя станок-качалку (СК), оборудование устья, блок управления, а подземное оборудование насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Принцип действия заключается в том, что в скважину на колонне НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень (плунжер), который устанавливают в цилиндр насоса. Плунжер имеет один или два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными. Верхний конец штанг крепится к головке балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый шток. Верхняя штанга, называемая полированным штоком, пропускается через сальник и соединяется с головкой балансира станка-качалки с помощью канатной подвески и траверсы. Плунжерный насос приводится в действие от станка-качалки, где вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора, кривошипно-шатунного механизма и балансира, преобразуется в возвратно-поступательное движение, передаваемое плунжеру штангового насоса через колонну штанг. При ходе плунжера вверх под ним снижается давление, и жидкость из межтрубного пространства через открытый всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра переходит в подъёмные трубы. При непрерывной работе насоса уровень жидкости в НКТ повышается, жидкость доходит до устья скважины и через тройник переливается в выкидную линию. 2.1.2 Причины снижения производительности скважин Главными и основными причинами снижения производительности могут быть следующие факторы. При строительстве скважин глинистый раствор (буровой раствор) за счёт гидростатического давления проникает в поры продуктивного пласта и значительно уменьшает проходные отверстия. Плохо сцементированные частицы пласта при неправильной эксплуатации залежи также способствуют уменьшению проходных отверстий (пор) пласта. В первоначальный период эксплуатации залежи фонтанным способом легкие углеводороды стремятся, в первую очередь, проникнуть в скважину. Вследствие этого с истечением времени вязкость нефти увеличивается и тяжелые углеводороды (смолопарафинистые вещества) забивают поры продуктивного пласта. За счёт неправильной эксплуатации залежи большое сопротивление оказывает сама граница раздела фаз нефть-вода, нефть-газ. Одним из важнейших факторов уменьшения пропускной способности коллекторов является образование нефтяных эмульсий, которые, в первую очередь, забивают поры пласта, а во вторую очередь, при воздействии на эмульсионные пузырьки силы только деформируют их, но не разрывают. Проще говоря, увеличивается стойкость нефтяных эмульсий. Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах, где энергия взрыва заряда поглощается энергией больших гидростатических давлений. Все отрицательные явления, перечисленные выше, каждое в определённой степени важности, приводят к снижению дебитов скважин. На основании этого возник в своё время вопрос о методах увеличения продуктивности пластов. В настоящее время операциями по увеличению нефтеотдачи пластов занимаются цеха при НГДУ по подземному ремонту скважин, а в отдельных регионах - специализированные организации. 2.1.3 Методики воздействия на призабойную зону скважины По проектному документу «Технологическая схема разработки Сухоязского нефтяного месторождения» (2004 г.) в 2008 г. рекомендовалось применение потокоотклоняющей технологии на основе латекса СКС-65ГПБ в количестве одной скважино-обработки. По причине низкой приемистости нагнетательных скважин мероприятие не проведено. Из методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и методов интенсификации добычи нефти (МИДН) в период с 2004 по 2007 гг. на залежах Сухоязского месторождения применялись следующие технологии: - виброволновое–химическое воздействие – нагнетательная скв. 210КНГ (незначительный эффект); - закачка ДНПХ – 8700 – добывающая скв. 2 (эффект – 360 т); - виброволновое воздействие с цеолитом – добывающая скв. 9 (эффект – 76 т) обработана в 2008 г.; - кислотные обработки – 3 скважино-операции на нагнетательной скв. 213КНГ (дополнительная добыча нефти составила 320 т/скв.-обр.). В качестве перспективных направлений по улучшению состояния буровых работ и добычи нефти на Сухоязском месторождении можно рекомендовать к внедрению такие эффективные технологии, как вскрытие продуктивных пластов на депрессии, применение для вскрытия продуктивных пластов буровых растворов на углеводородной основе, имеющих одинаковую природу с флюидом, насыщающим коллектор, применение для вскрытия продуктивных пластов. При снижении пластовых давлений целесообразно использовать буровой раствор с плотностью менее 1 г/см3, например, микропузырьковой промывочной системы, применение для вскрытия продуктивных пластов (в случае обвало- и кавернообразования при разбуривании верейского и бобриковско-радаевского горизонтов) безглинистого полимер-солевого бурового раствора, который обладает повышенной ингибирующей способностью, а его фильтрат – поверхностно-активными и гидрофобизирующими свойствами. 2.1.4 Техника и технология тепловых методов воздействия на ПЗС При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную способность породы в призабойной зоне. Кроме того, снижается вязкость и увеличивается подвижность нефти, что также облегчает условия ее продвижения в пласте. Призабойную зону прогревают при помощи глубинных электро-нагревателей и газонагревателей, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия. Электротепловая обработка призабойных зон. Этот способ прогревания призабойных зон скважин осуществляется при помощи глубинных электронагревателей, спускаемых в скважину на кабель-тросе. Операции по прогреву призабойной зоны скважины осуществляются в следующей последовательности. Установку подают к скважине после окончания работ по подъему глубиннонасосного оборудования, проверки колонны шаблоном, очистки от пробки и других подготовительных работ. Прицеп устанавливают на расстоянии 3— 5 м от блока управления станка-качалки, к которому подключается электрооборудование установки. Подъемную лебедку после отцепления прицепа устанавливают в 15—25 м от устья скважины так, чтобы ось желоба блок-баланса у устья скважины была перпендикулярна оси барабана лебедки. Электронагреватель при помощи ручного устьевого подъемника опускают в скважину, затем устанавливают ролик блок-баланса в рабочее положение и заводят кабель-трос в желоб ролика. Дальнейший спуск электронагревателя до заданной глубины производится сматыванием кабель-троса с барабана лебедки. При достижении электронагревателем заданной глубины кабель-трос на устье скважины закрепляют устьевым зажимом, сматывают остаток его с лебедки и присоединяют конец к автотрансформатору. Включают рубильник на блоке управления станка-качалки и автомат на пульте управления. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны. Обычно прогрев проводится в течение 3—7 сут.  После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают глубинный насос и пускают скважину в эксплуатацию.1 – воспламенитель; 2 – кабель-трос; 3 – медленносгораемые шашки; 4 – быстросгораемые шашки; 5 – полимерные муфты; 6 – продуктивный пласт. Рисунок 1 – Схема оборудования электротепловой обработки скважин. Закачка в скважину горячих жидкостей. Обычно для прогрева запарафиненных подъемных труб и призабойной зоны в скважину закачивают горячую нефть, газовый конденсат, керосин, дизельное топливо, или же воду с добавками ПАВ или без них. Жидкость в объеме до 15—30 м2 нагревают до 90—95° С паром от паровой передвижной установки (ППУ). Нагретую жидкость закачивают насосом в скважину. Применяют два варианта закачки: создание циркуляции горячей жидкости без остановки работы глубинного насоса и продавливание жидкости в призабойную зону. При первом варианте глубинный насос доспускают до середины интервала перфорации. Горячую жидкость закачивают через затрубное пространство. В процессе закачки работа глубинного насоса не прекращается. Горячая жидкость вытесняет холодную в затрубном пространстве и доходит до приема насоса. По пути она расплавляет парафин, отложившийся на стенках эксплуатационной колонны, и, проникая в призабойную зону, растворяет и вымывает парафино-смолистые отложения в непосредственной близости, от стенок скважины. Второй вариант закачки горячей жидкости в скважину осуществляется по следующей схеме. Из скважины извлекают подземное оборудование (насос, трубы) и спускают в нее на трубах пакер, который устанавливают в кровле обрабатываемого пласта. Горячую жидкость закачивают по трубам в пласт. После этого пакер извлекают на поверхность, в скважину спускают глубинный насос и пускают ее в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые отложения в призабойной зоне и при откачке эти вещества выносятся вместе с нефтью на поверхность.Закачка горячей жидкости в скважину по второму варианту более эффективна по сравнению с первым. Недостатком этого варианта является необходимость остановки скважины для подъема и спуска насоса и установки пакера. Паротепловая обработка призабойной зоны скважин.  При этом способе обработки призабойной зоны теплоносителем служит перегретый водяной пар. Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье скважины закрывают для передачи тепла вглубь пласта. После некоторого промежутка времени эксплуатацию скважины возобновляют.Рисунок 2 – Схема оборудования скважины для нагнетания пара В скважину, выбранную для паротепловой обработки, спускают насосно-компрессорные трубы с термостойким пакером, который устанавливают. над верхними отверстиями фильтра. Пакер изолирует фильтровую зону от эксплуатационной колонны и предохраняет ее от воздействия высокой температуры нагнетаемого в скважину пара. В неглубоких скважинах (до 500—600 м) паротепловую обработку часто проводят без применения пакера. Пар для теплового прогрева скважин получают от ППУ, монтируемых на шасси автомобиля высокой проходимости. Нефтедобывающие предприятия имеют передвижные паровые установки производительностью 4 т пара в час с рабочим давлением до 12МПа и температурой пара до 320°. : ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из паро-генератора установки своим давлением вытесняет нефть из насосно-компрессорных труб и поступает в пласт. В мелких скважинах, не требующих высокого давления, для теплового прогрева призабойной зоны часто используют обычные промысловые котельные. Как показала практика, для получения хороших доказателен от паротепловой обработки в скважину необходимо закачать не менее 1000 т пара. Следовательно, при производительности одной установки, равной 4 т пара в час, длительность прогрева исчисляется 10—12 сут. После закачки в пласт заданного количества пара скважину закрывают на 2—5 сут для того, чтобы тепла передалось вглубь пласта. После этого в скважину спускают насосное оборудование и пускают ее в эксплуатацию. Этот метод обработки призабойных зон, называемый циклическим паротепловым методом обработки, дает хорошие результаты на скважинах, эксплуатирующих пласты с тяжелой, маловязкой нефтью, или на скважинах, резко снизивших производительность из-за закупорки пор парафино-смолистыми отложениями. 2.2 Расчёты технологических процессов 2.2.1 Расчёт глушения скважины Исходные данные: НФ = 1860 м – глубина скважины; Дэ = 146 мм – диаметр эксплуатационной колонны; Рпл = 20,07 Мпа – пластовое давление; d = 73 мм – диаметр труб; L = 1350 м – глубина спуска насоса; Qж = 24 м3/сут – дебит скважины; ρн = 850 кг/м3 – плотность нефти; ρв = 1120 кг/м3 – плотность жидкости; Штанги - 31х69 Тип насоса - НСВГ-38 Способ эксплуатации - УСШН Выбор способа глушения. С частичной заменой скважинной жидкости с оставлением на забое скважинной жидкости ниже приема насоса. Определяют плотность жидкости глушения из условий обеспечения превышения забойного давления под пластовым в 1,5 МПа.     =1258,3  Выбирают жидкость глушения в соответствии с необходимостью (расчетной) плотностью и особенностями пласта. Плотность раствора  изменяется в пределах 1,19 – 1,420 г/ в зависимости от концентрации .Определяют количество жидкости глушения.  ,   ,  Определяют количество материалов для приготовления раствора или глинистого раствора. (при необходимости их приготовления) Количество утяжелителя (глины или ) ; = = Количество воды:  ,   При использовании выпускаемого промышленностью раствора 38,75 % концентрации, определяют количество воды для разбавления раствора:  Количество жидкости для долива при подъеме НКТ. без жидкости:   при подъеме НКТ с жидкостью:   Выбирают промывочный агрегат исходя из необходимого давления на устье при глушении Для условий Башкирии и Татарии  Определяют количество автоцистерн.   2.2.2 Расчет закачки теплоносителей Таблица 2 - Исходные данные
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||