практика. 1 основные данные о месторождении
 Скачать 187.74 Kb.
|
|
2 РЕЖИМЫ РАБОТЫ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Фильтрация жидкости по пласту к забоям скважин - к точкам наиболее низкого давления осуществляется за счет пластовой энергии. Жидкость под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. В процессе эксплуатации месторождения, как правило, пластовое давление падает. Поэтому важно извлечь запасы нефти из пласта, до того как давление снизится и станет невозможно поддерживать необходимые депрессии. За изменением пластового давления постоянно следят и при быстром его снижении применяют искусственные методы воздействия на залежь и, в частности, методы поддержания пластового давления. Темп снижения пластового давления, характеризующего энергетические ресурсы пласта, зависит от темпа отбора пластовой жидкости: нефти, воды и газа, который обусловлен проектом разработки месторождения, и от того осуществляется или нет поддержание пластового давления. Это искусственные факторы. С другой стороны, запас пластовой энергии, величина начального пластового давления и темп его снижения зависят и от природных - естественных факторов: - наличия газовой шапки, энергия расширения которой используется при разработке месторождения; - запаса упругой энергии в пластовой системе; - содержания растворенного в нефти газа, энергия расширения которого приводит к перемещению пластовых жидкостей и газов к забоям скважин; - наличия источника регулярного питания объекта разработки пластовой законтурной водой и интенсивность замещения этой водой извлекаемой из пласта нефти; - гравитационного фактора, который эффективно может способствовать вытеснению нефти в пластах с большими углами падения. Перечисленные факторы, определяющиеся природными условиями, связаны с процессом формирования месторождения и не зависят от технолога. Одни из этих факторов могут иметь определяющую роль в процессах разработки, другие подчиненную роль. Капиллярно-поверхностные силы особенно существенны в пористых средах с большой удельной поверхностью способствуют, а чаще тормозят фильтрацию пластовой жидкости и поэтому в совокупности с перечисленными факторами определяют интенсивность притока жидкости к забоям скважин. Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его дренировании системой эксплуатационных и нагнетательных скважин, принято называть режимом пласта. Выделяют пять режимов: - водонапорный (естественный и искусственный), - упругий, - газонапорный (режим газовой шапки), - режим растворенного газа, - гравитационный. От правильной оценки режима дренирования зависят технологические нормы отбора жидкости из скважин, предельно допустимые динамические забойные давления, выбор расчетно-математического аппарата для прогнозирования гидродинамических показателей разработки, определения объемов добычи жидкости и газа, расчета процесса обводнения скважин, а также и тех мероприятий по воздействию на залежь, которые необходимы при разработке для достижения максимально возможного конечного коэффициента нефтеотдачи. 3 СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НА САРЫМО-РУССКИНСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ 3.1 ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рисунке 1. Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.  Рисунок 1. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти. 3.2 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ УШГН представляет собой поршневой насос с двумя обратными клапанами (нагнетательным и всасывающим), опускаемый на колонне подъемных труб ниже уровня пластового флюида. Поршень насоса соединяется со станком-качалкой колонной штанг. Приводной двигатель (как правило, электрический) через редуктор, кривошипно-шатунный механизм и балансир обеспечивает возвратно-поступательные движения колонны штанг и поршня в цилиндре скважинного насоса. При ходе поршня вверх открывается всасывающий клапан, и жидкость поступает в цилиндр, а при ходе поршня вниз - всасывающий клапан закрывается, жидкость сжимается и открывается нагнетательный клапан, жидкость выдавливается в подъемную колонну. Далее пластовая жидкость поднимается по внутренней полости колонны подъемных труб и через боковой отвод направляется в промысловую сеть. По конструкции насосы делят на: - невставные, когда цилиндр и поршень опускают в скважину раздельно, сначала цилиндр на колонне подъемных труб, потом поршень с клапанами на колонне штанг; - вставные, в собранном виде на колонне штанг, закрепляют на колонне труб с помощью специального замка. Балансирный станок - качалка являющийся приводом скважинного насоса монтируется на массивном фундаменте. Качалка состоит из: - рамы со стойкой; - балансира с головкой; - редуктора с двумя кривошипами, шатунами и траверсой. Для обеспечения равномерной загрузки двигателя и уменьшения его мощности качалку уравновешивают грузами на балансире и кривошипах.  Рисунок 2. Штанговый скважинный глубинный насос 3.3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ Эксплуатация нефтяных скважин УЭЦН широко распространена на нефтяных промыслах Российской Федерации, и, особенно, в Западной Сибири. В этом регионе более 90 % всей добываемой нефти поднимается на поверхность земли с помощью УЭЦН. Особенно широко используются центробежные насосы при интенсификации добычи нефти. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 20-1000 м3/сут и высотой подъема жидкости 500-2000 м. В области больших подач (свыше 80 м3/сут) УЭЦН имеют самый высокий КПД среди всех механизированных способов добычи нефти. В интервале подач от 50 до 300 м3/сут КПД УЭЦН превышает 40 %, но в области небольших подач КПД УЭЦН резко падает. Также установки ЭЦН меньше подвержены влиянию кривизны ствола скважины. Влияние кривизны ствола скважины у ЭЦН сказывается в основном при спускоподъемных операциях из-за опасности повреждения кабеля и не связано (до определенной величины угла наклона скважины и темпа набора кривизны), как у ШСН, с самим процессом эксплуатации. Однако ЭЦН плохо работают в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка, в условиях высокой температуры и высокого газового фактора. Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. Работа установок ЭЦН достаточно легко поддается автоматизации и телеуправлению. При использовании ЭЦН возможно применение эффективных средств уменьшения отложений парафина в подъемных трубах. Применяются защитные покрытия НКТ, системы автоматической подачи специальных химических реагентов в скважину и автоматизированные установки со скребками, спускаемыми на проволоке. Монтаж наземного оборудования УЭЦН прост, так как станция управления и трансформатор не нуждаются в устройстве фундаментов. Эти два узла установки ЭЦН размещают обычно в легких будках или в шкафах. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет по Западной Сибири в среднем около года. Применение новых конструктивных разработок, а также усовершенствование способов диагностики, обслуживания и ремонта позволит в ближайшие годы увеличить межремонтные сроки в 1,5—2 раза. Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рис. 3. Установка состоит из двух частей: - Наземная; - Погружная. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. В комплект погружной установки входит сливной клапан 11, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12, который, в свою очередь, сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами диаметром 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габаритов. Один предназначен для скважин с наименьшим внутренним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а, следовательно, и меньшие предельные величины рабочей характеристики (напор, подача, КПД).  Рисунок 3. Принципиальная схема УЭЦН4 МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ И КОНТРОЛЯ РАБОТЫ СКВАЖИН Промысловые исследования скважин Промысловые исследования скважин проводятся на добывающих и нагнетательных скважинах эксплуатационного фонда для решения следующих задач: • технологического контроля работы скважины и оценки работы элементов подземного оборудования, • для контроля над выработкой пластов при вытеснении нефти или газа, • оценки состояния продукции скважины в стволе работающей скважины, • технического контроля состояния скважины, уточнения положения элементов конструкции Технологический контроль работы скважины Технологический контроль работы скважины проводится на скважинах эксплутационного фонда с целью оценки режима работы скважины и технологического оборудования. Контроль технологических параметров работы скважины выполняется на основе результатов следующих исследований: • Оценка забойного давления • Замер забойного давления • Оценка дебита продукции скважины • Оценка приемистости • Оценка работы системы «скважина-пласт» методом узлового анализа • Динамометрирование Оценка забойного давления Исследование проводится на скважинах механизированного фонда, при котором уровнемером серии СУДОС регистрируются следующие параметры • Динамический уровень • Затрубное давление Результаты: • Параметры работы скважины: • Динамический уровень, • Забойное давление, рассчитанное на интервал приведения (перфорацию) с учетом фазового распределения флюидов по плотности в заколонном пространстве скважины. Замер забойного давления Исследование проводится на скважинах фонтанного и наблюдательного фондов, при котором производится замер параметров на забое скважины или максимально возможной глубине автономным манометром. При регистрации параметров с заданным шагом по глубине (100 м-200 м) или при использовании датчика положения и скорости определяется плотность флюида по стволу скважины и интервалы раздела сред. Регистрируемые параметры: • Давление • Температура Результаты: • Забойное давление, на интервал приведения (перфорацию), • Плотность жидкости, • Интервалы раздела сред (газонефтяной контакт, водонефтяной контакт). Оценка дебита продукции скважины Исследование проводится на добывающих скважинах, при котором замеряется количество добывающей нефти, воды и газа по скважине массоизмерительной установкой, оценивается промысловый газовый фактор. Регистрируемые параметры: • Дебит по жидкости • Обводненность продукции • Расход газа. Результаты: • Дебит нефти • Дебит газа • Газовый фактор. Оценка приемистости Исследование производится на нагнетательных скважинах, при котором ультрозвуковым расходомером замеряется количество нагнетаемой жидкости в пласт для поддержания пластового давления. Контролируемые параметры: • Расход жидкости Результаты: • Приемистость пласта по исследуемой скважине Оценка работы системы «скважина-пласт» методом узлового анализа Оценка работы системы «скважина–пласт» методом узлового анализа предполагает построение и адаптацию гидродинамической модели скважины с заключением о работе скважины и выбором оптимального режима. Контролируемые параметры: • Профиль давления и температуры в стволе НКТ работающей скважины. Результаты: • Модель падения давления в системе «скважина–пласт», • Анализ чувствительности системы к изменяющимся параметрам (пластовому давлению, обводненности и т.д.) • Заключение о работе скважины с выбором оптимального режима Динамометрирование Динамометрирование проводится для диагностики работы глубинно-насосной установки (ШГНУ). Контроль над работой глубинно-насосной установки обеспечивается записью динамограммы, абсолютных значений нагрузок штанг при работе станка-качалки, длины хода полированного штока, темпа качаний головки балансира, записью графика утечек в клапанах. Контролируемые параметры: - Запись динамограммы - Нагрузка штанг - Длина хода полированного штока - Темп качаний балансира Результаты: - Динамограмма с линиями статических нагрузок - Контроль утечек («тест клапанов») - Коэффициент наполнения насоса - Коэффициент подачи - Оценка напряжений в верхней части колонны штанг - Коэффициент несбалансированности ШГНУ - Расчет необходимого смещения грузов для балансировки ШГНУ - Оценка потерь электроэнергии за счет несбалансированности ШГНУ Контроль над выработкой пластов Контроль над выработкой пластов проводится на скважинах эксплуатационного фонда с целью определения количества и состава добываемой продукции и приемистости. Контроль над выработкой пластов выполняется на основе результатов следующих исследований: - Замер дебита продукции скважины - Замер приемистости - Отбор открытых и закрытых глубинных проб - Замер дебита продукции скважины Исследование проводится на добывающих скважинах, при котором замеряется количество добывающей нефти, воды и газа по скважине массоизмерительной установкой, оценивается промысловый газовый фактор. Регистрируемые параметры: - Дебит по жидкости - Обводненность продукции - Расход газа. - Результаты: - Дебит нефти - Дебит газа - Газовый фактор. Замер приемистости Исследование производится на нагнетательных скважинах, при котором ультразвуковым расходомером замеряется количество нагнетаемой жидкости в пласт для поддержания пластового давления Контролируемые параметры: - Расход жидкости Результаты: - Приемистость пласта по исследуемой скважине - Отбор открытых и закрытых глубинных проб Исследование проводится с целью определения физико-химических свойств продукции добывающих скважин, при котором пробоотборником закрытого типа отбираются закрытые глубинные пробы с сохранением термобарических условий продукции и фазового состояния; пробоотборником открытого типа отбираются открытые глубинные пробы без сохранения их термобарических условий и фазового состояния в пласте. Пробы отбираются с интервала, где давление выше давления насыщения и обводненность продукции не превышает обводненности по пласту. Регистрируемые параметры при отборе проб - Давление на глубине замера - Температура на глубине замера - Представительная проба флюида Результаты: - Физико-химические свойства пластового флюида 5 ПРИБОРЫ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ИССЛЕДОВАНИИ СКВАЖИН Манометры В зависимости от задач различают собственно глубинные манометры, измеряющие абсолютное значение давления в скважине, и дифференциальные, измеряющие разность между начальной величиной давления и текущим его значением. По принципу действия глубинные манометры подразделяются на: 1) пружинные (геликсные), в которых в качестве упругого чувствительного элемента используется многовитковая трубчатая пружина, называемая геликсом; 2) пружинно - поршневые, у которых измеряемое давление воспринимается уплотнительным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной. Пружинно-поршневые манометры бывают с вращающимся и неподвижным поршнями. Геликсные и пружинно-поршневые манометры с вращающимся поршнем могут быть как с местной регистрацией, так и дистанционными. Для исследования скважин в основном применяют манометры с местной регистрацией. По степени точности глубинные манометры подразделяются на рабочие, имеющие приведенную погрешность 0,5-1,5 % и прецизионные, приведенная погрешность которых не превышает 0,25 % предела измерения. В нефтедобывающей промышленности применяются пружинно-поршневые манометры трех типов: МГП-3М (без вращения поршня); МГН-1; МПН-4 с вращающимся поршнем; геликсные манометры МГГ-63/250 и МГН-2; дифференциальные манометры – ДГМ-4М и ДГМ-5. Манометры МГН-1 и МГН-2 являются манометрами нормального ряда. Скважинные манометры МГН-2 представляют собой более совершенные модели приборов геликсного типа. Они состоят из 2-х блоков: моноблока и регистрирующего устройства с часовым приводом. Геликсный манометр МГН-2 состоит из моноблока и регистратора, собранных в корпусах. Внутренняя полость сильфона сообщается с полостью геликса и заполнена жидкостью. Под действием давления свободный конец геликса вместе с пишущим пером (иглой), закрепленной на втулке, поворачивается на угол, пропорциональный измеренному давлению. Каретка вместе с бланком перемещается поступательно по ходовому винту, который вращается часовым приводом через редуктор. Втулка центрируется относительно каретки, выполненной в виде барабана с выступами, скользящими по направляющим пазам в корпусе. Это позволяет уменьшить погрешность, вносимую за счет несоосности пишущего пера и каретки. Таким образом, при перемещении барабана с бланком обеспечивается постоянство расстояния от пера до поверхности бланка. Барабан перемещается под действием собственного веса, но скорость его хода регулируется шагом не самотормозящего ходового винта, передаточным отношением редуктора и скоростью вращения вала часового привода, играющего роль спускового устройства. Применение закаленного винта, гайки со сплошной резьбой и плавающей опоры обеспечивает легкость хода барабана, исключая всякую возможность заклинивания. Для доступа к барабану записи и к редуктору при подготовке прибора к эксплуатации в корпусе предусмотрено окно, закрываемое крышкой при помощи упора и пружинного фиксатора. К прибору придается унифицированный узел максимального термометра. Конструкция прибора обеспечивается простую установку барабана, замену ходового винта и редуктора, а также завод часового привода без его извлечения из прибора. Наличие промежуточного редуктора и 2-х сменных винтов с разным шагом позволяют получить 4 масштаба записи по времени при использовании одного типа часового привода. Уровнемер Для контроля и измерения статических и динамических уровней жидкости в добывающих нефтяных скважинах, снятия кривых восстановления уровня жидкости, автоматического измерения давления газа в затрубном пространстве на устье скважины, слежения за уровнем жидкости во время эксплуатации и запуска глубинно-насосных скважин после ремонта или простоя в настоящее время применяют программно-аппаратный комплекс "Судос-02". Принцип работы комплекса заключается: в генерации акустического сигнала на устье скважины, путем выпуска небольшого объема газа из затрубного пространства резким нажатием на ручку клапана устройства генерации и приема. Прохождение акустического сигнала по стволу скважины, отражения его от уровня жидкости и возвращения его на устье, с последующим усилением и записью в память. Определение давления газа в затрубном пространстве, анализ и обработка этой информации, затем определение уровня жидкости в скважине. В зависимости от режима работы оператор может выполнять следующие операции: 1) Контроль напряжения аккумулятора; 2) Зарядка аккумулятора; 3) Корректировка секунд по сигналам точного времени; 4) Установка времени, даты и инициализация памяти; 5) Установка номера куста, номера скважины и вида исследования; 6) Измерение уровня жидкости в скважине; 7) Установка дополнительного усиления акустического тракта; 8) Снятие кривой восстановления уровня; 9) Снятие кривой падения уровня; 10) Автоматическую регистрацию изменения давления газа на устье скважин; 11) Индикация последнего измеренного уровня и распечатка параметров; 12) Работа с персональным компьютером типа IBM-PC; 13) Запись графика акустического сигнала в память; 14) Контроль емкости символьных отчетов и графиков. Динамограф Для комплексного контроля работы штанговых глубинно-насосных установок (ШГНУ) применяют программно-аппаратный комплекс "Сиддос-01". Комплекс обеспечивает автоматизацию контроля динамограмм типа "нагрузка штока – положение штока" в рабочем состоянии и при выходе на режим ШГНУ, а также для теста клапанов и балансировки ШГНУ в статическом состоянии. Программно-аппаратный комплекс "Сиддос-01" представляет собой комплект электронных приборов: Блок электронный – представляет собой микропроцессорный контроллер, который управляет работой всех элементов системы контроля, осуществляет прием и обработку данных, поступающих с датчика положения-нагрузки, отображает режимы работы и результаты контроля на цифровом индикаторе, пересылает данные в устройство термопечатающее или в персональный компьютер IBM-PC. |