Скважинная добыча. сдн12. 1. Характеристика способов и технологий эксплуатации скважин
 Скачать 20.1 Kb.
|
|
1. Характеристика способов и технологий эксплуатации скважин. Способ эксплуатации скважин – способ подъема жидкости в стволе скважины. В нефтяных скважинах существуют следующие способы: -фонтанный; -газлифтный; -глубиннонасосный. Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии, называется фонтанным. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загрязнена, то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. скважина будет фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием:- гидростатического напора;- энергии расширяющегося газа;- или того и другого вместе. Причиной прекращения фонтанирования является в большинстве случаев не падение пластового давления, а увеличение процента обводненности продукции скважины, при этом плотность жидкости увеличивается, а количество газовых пузырьков уменьшается. Недостатки Фонтанный способ - Мало органов регулирования, сложно управлять (имеется 3 параметра управления); Диаметр НКТ; Противодавление на устье; Длина подъемника ГАЗЛИФТ: Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным .Для подъема жидкости сжатым газом в скважине не-обходимы два канала:1) для подачи газа;2) для подъема на поверхность жидкости. Достоинства газлифтного метода:· отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся де-талей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);· расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт);· обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷ 1900 м3/сут);· возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и простота регулирования дебита скважин. Недостатки газлифтного метода:· большие капитальные затраты;· низкий КПД;· повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;· быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации. ГЛУБИННОНАСОСНЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ: ШСНУ: Штанговые скважинные насосы обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130ºС. Недостатки ШГН - Высокая металлоемкость; Жесткие требования к конструкции скважин; Необходим высокий запас прочности станка качалки и наземного оборудования; КПД 92% считается низким для ШГН. 45% фонда скважин РФ оборудованы ШГН. Чем больше потерь на трение, тем больше возникает осложнений. УЭЦН: Погружные центробежные электронасосы – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120,приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции). Погружные центробежные электронасосы опускаются в скважину под рас-четный динамический уровень обычно на 150 – 300 м. Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим насосами электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое протектором или гидрозащитой. ВЗД: Винтовой насос – это насос объемного действия, подача кото-рого прямопропорциональна частоте вращения специального винта(или винтов).Характерная особенность винтовых насосов – значительноеулучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жид-кости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой нефти. Одним из достоинств погружного винтового насоса является то,что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высо-ким газовым фактором и даже попадание свободного газа на приемнасоса не приводит к срыву подачи. Недостатки ЭЦН - Ненадежная работа в условиях высокого содержания свободного газа; Большие затраты энергии при запуске; Повышенные вибрационные нагрузке при работе насоса; Низкая надежность работы при откачке жидкости из малодебитных скважин Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, кото-рая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элемента-ми насоса. Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем, аналогичным используемому в установках с винтовыми насосами. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично оборудованию эксплуатации скважин винтовыми насосами. 2. История, современное состояние и перспективы совершенствования способов эксплуатации скважин. Первый этап — с 1863 по 1920-е годы Этап характеризуется неравномерным развитием. Преобладает ударное бурение; добыча, в основном, желонкой. 1854 г – Семенов в Ставропольском крае, фонтанный способ добычи (120 пудов) Но уже в этот период появляются работы, заложившие фундамент современного состояния отрасли. Революционным шагом явилась и замена паровой машины электродвигателем.. В этот период появляется фонтанная арматура, исключившая открытое фонтанирование и пожары. 1880 – Газлифт(эйрлифт), Шухов. В 1914 г. профессор М.М. Тихвинский впервые в мире реализовал замкнутый цикл газлифтной добычи. 20 июня 1918 г. В.И. Ленин подписывает Декрет Совета народных комиссаров (СНК) РСФСР о национализации нефтяной промышленности, но гражданская война отодвинула ее реализацию. Фактически национализация нефтяной промышленности осуществлена в 1920 Второй этап — с 1921 по 1950-е годы Данный этап истории развития отечественной нефтяной промышленности является плановым. В этот период совершенствуется бурение скважин, а также создается новая техника для эксплуатации. Этап характеризуется организацией высших учебных заведений нефтегазового профиля, а также созданием сети научно-исследовательских и проектных институтов, что дало мощный толчок развитию нефтегазовой отрасли. Ударное бурение заменяется роторным, а затем и турбинным. Разрабатываются новые способы породоразрушения: электробур, взрывное бурение. Освоено производство штанговых глубинных насосов, другого оборудования для добычи нефти. На этом этапе закладываются и формируются новые науки: физика нефтяного и газового пласта; подземная гидрогазодинамика; разработка нефтяных и газовых месторождений; технология и техника добычи нефти и другие Третий этап — с 1951 по 1990-е годы Характеризуется мощным развитием нефтегазового комплекса страны, в результате чего СССР восстанавливает позицию крупнейшей в мире нефтедобывающей державы. В целом, этап характеризуется автоматизацией и диспетчеризацией объектов добычи и подготовки нефти, широким промышленным использованием последних достижений нефтяной науки в виде различных систем искусственного регулирования процесса выработки запасов, таких, как: поддержание пластового давления заводнением; различные технологии увеличения нефтеотдачи пластов, связанные как с воздействием в целом на залежь, так и на призабойные зоны скважин. Широко применяются современные технологии, материалы и оборудование на всех стадиях поисков, разведки и разработки месторождений. Современная вычислительная техника расширила возможности поиска рациональных решений сложнейших задач нефтегазового комплекса. В этот период освоен мощный нефтегазовый регион страны — Западная Сибирь Четвертый этап — с 1991 года по настоящее время Объективно этап характеризуется акционированием в значительной степени нефтяного комплекса страны, падением годовой добычи нефти, значительным фондом простаивающих эксплуатационных скважин, коммерциализацией научных учреждений нефтяного комплекса и существенным снижением доли фундаментальных научных исследований вследствие практически полного прекращения их финансирования. Перспективы развития В области техники и технологии подъема жидкости из скважин будут вестись работы по: 1. Увеличение МРП за счет снижения вероятности возникновения осложнений, связанных с влиянием свободного газа, мехпримесей, потерь на трение и пр. 2. Увеличение МРП за счет увеличения прочностных характеристик и надежности оборудования 3. Снижение энергозатрат при использовании новых электродвигателей (вентильные двигатели), применения систем автоматизированного контроля для более оперативного реагирования на возникновения осложнений. 4. Увеличение КПД установок и коэффициентов подачи, за счет модернизации насосов, электродвигателей, кабелей и пр. 5. Повышение надежности наклонно-направленных скважин 6. Новые способы воздействия на ПЗС и пласт для увеличения КИН и интесификации 3. Оценка объемного притока жидкости из пласта в скважины при различных режимах работы пластов и технических характеристик оборудования забоя скважин. Приток жидкости из пласта к скважине определяется формулой притока: 𝑄=𝐾прод(𝑃пл−𝑃заб)𝑛; м3сут (1) 𝐾прод м3сут∙МПа ; n – показатель степени фильтрации, для линейной фильтрации n=1 𝑃пл,𝑃заб - пластовое и забойное давление, МПа. 𝐾прод=2𝜋𝑘𝜇∙𝑙𝑛𝑅к𝑟с; (2) формула Дюпюи Где k – коэффициент проницаемости, м2 h – вскрытая мощность пласта, м μ – вязкость нефти в пласте, Па∙с 𝑅к - радиус контура питания, м 𝑟𝑐 – радиус скважины, м. При линейной фильтрации 𝐾прод=𝑄𝑃пл−𝑃заб Учитывая формулу (2) - 𝑄=2𝜋𝑘𝛥𝑃𝜇∙𝑙𝑛𝑅к𝑟с (3) формула Дюпюи для радиального установившегося притока в скважину однородной жидкости: Формула справедлива для совершенной скважины, т.е. в которой продуктивный пласт вскрыт ею на полную толщину, а сообщения пласта со стволом скважины производится через открытый забой в условиях плоско-радиальной фильтрации. В действительности же скважины в большей части гидродинамически несовершенны. Иногда скважины имеют открытый забой, но вскрывают лишь часть пласта. Такие скважины будут несовершенными по степени вскрытия. В большинстве случаев скважины вскрывают пласт на всю его мощность, но сообщаются с пластом через ограниченное число перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне. Такие скважины называются несовершенными по характеру вскрытия пласта. Часто встречаются скважины несовершенные и по степени и по характеру вскрытия пласта. Несовершенство скважин влечет за собой появление дополнительных фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок скважины в результате отклонения геометрии течения жидкости от плоскорадиального потока, а так же в результате сгущения линий тока у перфорационных отверстий. Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в формулу (3) дополнительного сопротивления в виде безразмерных коэффициентов: 𝐾прод=2𝜋𝑘𝜇∙ln(𝑅к𝑟с+𝐶1+𝐶2) (4) 𝑄=2𝜋𝑘ℎ(𝑃пл−𝑃заб)𝜇∙ln(𝑅к𝑟с+𝐶1+𝐶2) (5) 𝐶1 - коэффициент не совершенности скважины по степени вскрытия 𝐶2 – коэффициент не совершенности по характеру вскрытия По формуле (5) можно заранее спроектировать дебит конкретной скважины при известных значениях входящих в неѐ величин. Режимы нефтяных залежей: Водонапорный режим. При водонапорном режиме нефть движется в пласте к скважине под действием наступающей краевой воды. В идеальном случае при этом режиме залежь постоянно наполняется водой из поверхностных источников. Упруго-водонапорный режим. При понижении давления на забое скважины жидкость, находящаяся вблизи от неѐ будет в силу упругости расширяться, объем порового пространства, вмещающего жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости начнет вытесняться в скважины. Чем больше площадь, на которую распространяется понижение давления (депрессия), тем большие массы жидкости вовлекаются в упругое перемещение по направлению к скважинам. Газонапорный режим. При газонапорном режиме или режиме газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Гравитационный режим. При полном истощении пластовой энергии единственной силой, заставляющей нефть двигаться по пласту, служит сила тяжести самой нефти. В этом случае нефть из повышенных зон пласта будет перетекать в пониженные и скапливаться там. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если залежь имеет крутые углы падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в пониженных зонах. |