Скважинная добыча нефти. 31гр Байдаков Д.А. Экзамен Скважинная добыча нефти. Исследование скважин. Цели и виды исследований. Задача Кр. Дано Глубина верхних дыр перфорации, Нвд 1193 м (удлинение 44 м)
 Скачать 121.49 Kb.
|
|
В – 7. Байдаков Дмитрий Александрович Способы и методы увеличения проницаемости ПЗС и повышения продуктивности добывающих и нагнетательных скважин. Схема и принцип действия УЭЦН. Характеристика ЭЦН и влияние различных факторов на его работу. Исследование скважин. Цели и виды исследований. Задача К/р. Дано: - Глубина верхних дыр перфорации, Нвд -1193 м (удлинение - 44 м) - Насос НН2-44 спущен на глубину Нн - 1174 м (удлинение - 44 м) - Параметры откачки: n- 3,5 кач/мин, l- 2,45 м - НКТ - 73х5,5 мм. - Штанговая колонна: диметр 22мм - 36 %, - 19мм - 64 %. - Динамический уровень, Нд - 1067 м (удлинение - 40 м) - Плотность нефти, 0,901 г/см3 - Плотность воды, 1,144 г/см3 - Дебит жидкости, 7,4 м3/сут - Обводненность жидкости, 70 % - Текущее пластовое давление, Рпл - 127 атм - Затрубное давление, Рзат- 10 атм - Внутренний диаметр э/к 132 мм Определить: - Коэффициент подачи насоса. - Потерю длины хода плунжера за счет деформации труб и штанг. - Давление на приеме насоса. - Коэффициент продуктивности скважины по жидкости. - Плотность жидкости глушения с коэффициентом запаса 1,05. - Объем жидкости глушения с коэффициентом запаса 1,4. 1. Способы и методы увеличения проницаемости ПЗС и повышения продуктивности добывающих и нагнетательных скважин. Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят главным образом от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем выше производительность экслуатационной скважины или поглотительная способность нагнетательной скважины и наоборот. Проницаемость пород одного и того же пласта может резко изменяться в различных его зонах или участках. Иногда при общей хорошей проницаемости пород пласта отдельные скважины вскрывают зоны с пониженной проницаемостью, в результате чего ухудшается приток нефти и газа к ним. Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин также может с течением времени ухудшаться. Так, при заканчивании скважин бурением их призабойные зоны часто загрязняются отфильтровавшимся глинистым раствором, что приводит к закупорке пор пласта и снижению естественной проницаемости пород. При эксплуатации нефтяных и газовых скважин проницаемость пород в призабойной зоне может резко снизиться из-за закупорки пор парафинистыми и смолистыми отложениями, а также глинистыми частицами. Призабойная зона нагнетательных скважин загрязняется различными механическими примесями, имеющимися в закачиваемой воде (ил, глина, оксиды железа). Проницаемость пород призабойной зоны скважин улучшают путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления парафина, смол и грязи, осевших на стенках поровых каналов. Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно. Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества. Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости. Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон . Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти. 2. Схема и принцип действия УЭЦН. Характеристика ЭЦН и влияние различных факторов на его работу. Принцип действия УЭЦН Установка электробежного насоса предназначена для отбора пластовой жидкости: 1) с максимальным содержанием твердых частиц 0,01%; 2) с максимальной обводненностью 99%; 3) с максимальным объемным содержанием свободного газа на приеме насоса 25%; 4) с максимальным содержанием сероводорода 0,01 грамм на 1 литр. В УЭЦН входят: наземное и подземное оборудование. В подземное оборудование входят: - сборка электроцентробежного агрегата; - колонна насосных труб и кабель. Электроцентробежный агрегат спускают в скважину на НКТ. Он состоит из трех основных частей, расположенных на одном вертикальном валу: многоступенчатого центробежного насоса, электродвигателя (ПЭД) и протектора. ПЭД с протектором и последний с насосом соединены на фланцах. Вал электродвигателя через вал протектора соединен с валом насоса шлицевой муфтой. Протектор защищает электродвигатель от проникновения в него жидкости и обеспечивает длительную смазку насоса и двигателя. Электродвигатель расположен непосредственно под насосом. Поэтому насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплутационной колонной и электродвигателем через фильтр – сетку. Ток для питания электродвигателя подводится по трехжильному плоскому кабелю, который опускает вместе с колонной НКТ и прикрепляют к ним тонкими железными хомутами (поясами). Их крепят по одному на каждой трубе над муфтой и по одному на середине трубы, затем, на каждой двадцатой трубе кабель крепят дополнительно пятью поясами, устанавливаемыми в средней части трубы с интервалом 100 мм один от другого. Наземное оборудование состоит из устьевого оборудования, станции управления и трансформатора. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к ПЭД. При помощи станции управления осуществляют ручное управление двигателем, автоматическое отключение агрегата при прекращении подачи жидкости, нулевую защиту, защиту от перегрузки и отключения агрегата при коротких замыканиях. Во время работы агрегата центробежный ток насос всасывает жидкость через фильтр, установленный на приеме насоса и нагнетает ее по насосам. Трубам на поверхность. В зависимости от напора, т.е. высоты подъема жидкости, применяют насосы с различным числом ступеней. Над насосом устанавливают обратный и сливной клапан. Обратный клапан используется для поддерживания в НКТ, что облегчает пуск двигателя и контроль его работы после пуска. Во время работы обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу. Сливной клапан устанавливают над обратным, и используется для слива жидкости из НКТ подъеме их на поверхность.  Факторы влияющие на работу УЭЦН Градация фонда скважин, эксплуатируемых УЭЦН, по степени влияния осложняющих факторов на надежность работы погружного оборудования производится по следующим категориям осложнения: - коррозионная агрессивность пластовой жидкости; - влияние мехпримесей/абразивных частиц; - отложения солей; - газосодержание в зоне подвески УЭЦН; - температура в зоне подвески УЭЦН; - АСПО; - образование высоковязких эмульсий; - повышение вязкости нефти. Коррозионная агрессивность пластовой жидкости Коррозионную агрессивность пластовой жидкости характеризуют факторы, такие как, количество растворенных солей, концентрация водородных ионов рН, жесткость воды, содержание кислых газов, наличие органических веществ. Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, скорости движения потока, природы и количественного соотношения воды и углеводорода в двухфазной среде. Большое влияние на коррозионный процесс оказывает сероводород, увеличивая скорость коррозии металла. При росте в пластовой жидкости содержания сероводорода скорость коррозии увеличивается линейно. Учитывая большое количество факторов, влияющих на скорость коррозии, разделение скважин на категории производится исходя из интенсивности коррозионного разрушения подземного оборудования. Влияние мехпримесей/абразивных частиц Определение степени влияния механических примесей/абразивных частиц на работу насоса является сложной задачей. Отказы насосов происходят как по причинам износа, так и по причинам засорения рабочих органов УЭЦН. Износ деталей насосов (рабочих органов, подшипников и т.д.) зависит от степени абразивности продукции скважины, которая определяется по следующим параметрам: количество выносимых частиц, их твердость, гранулометрический состав, содержание (%) кварца, геометрия песка (угловатость). В существующей практике лабораторными исследованиями в основном определяется только один параметр - концентрация взвешенных частиц (КВЧ). Поэтому наиболее ценной является информация о состоянии оборудования, применявшегося на данной скважине ранее. Отложения солей Отложение солей происходит в случаях, ели нарушено равновесное состояние растворенных примесей в результате изменений температуры, давления и турбулентности, которым подвержена вода, например: при поступлении в ствол скважины, на приеме насоса и т.д. Следует учитывать, что состав и тенденции солеобразования могут меняться на разных стадиях разработки месторождения в результате закачки воды, а также зависит от изменений режима работу УЭЦН в скважине и конструкции ступеней насоса. Газосодержание в зоне подвески УЭЦН Температура в зоне подвески УЭЦН определяется расчетным путем на основании общих данных итоговой таблицы (данные по параметрам и характеристикам пластовых жидкостей, параметрам работы УЭЦН, характеристикам оборудования и т.д.) 3. Исследование скважин. Цели и виды исследований. Цели и задачи исследования скважин и пластов Исследования скважин и пластов проводятся с целью получения информации об объекте разработки, об условиях и интенсивности притока флюидов в скважину, об изменениях, происходящих в пласте в процессе его разработки. Такая информация необходима для организации правильных, экономически оправданных процессов добычи нефти, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи нефти, выбора оборудования для подъема жидкости из скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при достижении наиболее высокого коэффициента нефтеотдачи. Изучение характеристики залежей начинается сразу же после их открытия. Одна из главных целей исследований в начальный период заключается в получении информации, необходимой для подсчета запасов нефти и газа. Для оценки извлекаемых запасов залежи, т.е тех запасов, которые при современной технологии нефтегазодобычи можно извлечь из пласта, необходимо провести исследования по определению коэффициента нефтеотдачи. Этот показатель является наиболее важным при окончательном определении эффективности разработки месторождения. Далее необходимо оценить промышленное значение залежи, для этого необходимо знать товарные качества нефти и газа, а также свойства залежей, определяющие производительность скважин, толщину и проницаемость пласта, вязкость жидкости в пластовых условиях. После того, как установлены промышленные запасы нефти или газа и принято решение о вводе залежи в промышленную эксплуатацию, приступают к составлению технологической схемы или проекта разработки залежи. Для этой цели, кроме той информации, которая уже имеется и использована в подсчете запасов, необходим комплекс данных об изменении гидродинамических характеристик пласта по площади залежи и в законтурной области, о продуктивности пласта в целом и отдельных его интервалов в различных частях залежи, об эффективности применяемых способов вскрытия пласта и перфорации скважин, об условиях работы скважин. В процессе промышленной эксплуатации скважин их исследуют главным образом с целью уточнения гидродинамических характеристик пластов, выявления действительной технологической эффективности отдельных элементов, принятой системы разработки (система поддержания пластового давления, схема расположения скважин, принятый способ вскрытия пластов, способ эксплуатации скважин и др.) и определения эффективности проводимых мероприятий по повышению или восстановлению производительности добывающих скважин. При исследовании газовых скважин широко применяют различные методы определения газоконденсатности залежей с помощью передвижных установок, снабженных специальными сепараторами. Цель исследования - определение количества сырого конденсата, выделяющегося в процессе сепарации газа при различных давлениях и температурах, количества твердых примесей и жидкой фазы, выделяющейся на забое и по стволу скважины в результате снижения давления и температуры от пластовых условий до значений, при которых газ поступает на устье скважины. Методы исследования, применяемые при разработке нефтяных и газовых месторождений Изучение продуктивных пластов на всех стадиях промышленной разведки и разработки залежей осуществляют в основном лабораторными, промыслово-геофизическими и гидродинамическими методами. Лабораторные методы. К лабораторным относят методы, основанные на прямых измерениях физико-химических, механических, электрических и других свойств образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов), отбираемых в процессе бурения и эксплуатации. При этих методах исследования определяются следующие параметры: пористость, проницаемость пород, вязкость и плотность нефти. Эти методы применяются при подсчете запасов нефти и составлении проектов разработки месторождений нефти и газа. Промыслово-геофизические методы. К промыслово-геофизическим относят методы, основанные на изучении электрических, радиоактивных и других свойств горных пород с помощью приборов, спускаемых в скважину на кабеле. По результатам геофизических исследований можно определить толщину пласта, пористость, проницаемость, нефтенасыщенность и др. Для этого данные промысловых измерений сопоставляют с результатами лабораторных испытаний образцов горных пород и проб пластовых жидкостей (газов). Поэтому такие методы исследования относят к косвенным методам изучения свойств продуктивных пластов. Гидродинамические методы К гидродинамическим методам относят методы, основанные на косвенном определении некоторых важных свойств продуктивных пластов по данным прямых измерений дебитов скважин и забойных давлений при установившихся и неустановившихся процессах фильтрации жидкостей и газов в пласте. В основу этих методов положены формулы гидродинамики, описывающие связь между дебитами, давлениями и характеристиками продуктивных пластов (проницаемость, гидропроводность др.). Гидродинамические исследования осуществляют с помощью глубинных манометров и расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле (проволоке), а также с помощью приборов, установленных на устье скважины. В отличие от лабораторных и промыслово-геофизических методов при гидродинамических исследованиях определяют средние значения свойств продуктивных пластов на значительном расстоянии от стенок скважин или между ними. В нефтепромысловой практике применяют следующие основные методы гидродинамических исследований: - установившихся отборов; - восстановления давления; - взаимодействия скважин (гидропрослушивание); - термодинамические. Исследования газовых скважин также проводят при стационарных (установившихся) и нестационарных режимах фильтрации газов. В последнем случае используют следующие методы: - восстановления забойного давления после остановки скважины; - стабилизации забойного давления и дебита при пуске скважин. По данным, полученным в результате исследования газовых скважин, оценивают изменение параметров пласта в процессе эксплуатации скважин. Исследование скважин при неустановившихся режимах. Технология исследования. Цель исследования заключается в оценке гидродинамического совершенства скважины, фильтрационных параметров и неоднородности свойств пласта по изменению давления, то есть в получении и обработке кривой изменения давления во времени. При этом значительно сокращаются затраты времени на исследование. Технология исследования состоит в измерении параметров работы скважины (дебита и забойного давления) при установившемся режиме, затем в изменении режима работы и последующем измерении изменения забойного давления в скважине. Забойное давление измеряют глубинным манометром. Исследование нагнетательных скважин. Нагнетательные скважины исследуют так же, как и добывающие при установившихся и неустановившихся режимах. Принципиальное отличие исследований заключается в том, что для построения индикаторной кривой и кривой восстановления давления чаще используют измерения давления на устье скважины. При возрастании репрессии на пласт происходит раскрытие трещин в пласте и, соответственно, увеличение приемистости скважины. |