отчет по практике. Основные задачи учебной практики
 Скачать 287.4 Kb.
|
 Рис. 6.2. Принципиальная схема законтурного заводнения: 1 – добывающие скважины; 2 – нагнетательные скважины Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рисунок 6.2). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта. Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внутреннего контура нефтеносности.  Рисунок 6.3 Схема размещения скважин при внутриконтурном заводнении. Обозначения см. на рис. 6.2. Внутриконтурное заводнение применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадными размерами. Внутриконтурное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемых ближе к водонагнетательным. Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядам водонагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающих скважин и между скважинами в ряду выбирают, основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади. Разновидность системы внутриконтурного заводнения — блоковые системы разработки. Блоковые системы разработки находят применение на месторождениях вытянутой формы с расположением рядов водонагнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рисунке 6.4показана принципиальная схема разработки пласта. Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.  Рисунок 6.4 Принципиальная схема разработки пласта при использовании блоковых систем. Преимущество блоковых систем заключается в следующем. 1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизученной на стадии разведки месторождения части пласта. 2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта. 3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами поддержания пластового давления. 4. Упрощается обслуживание системы поддержания пластового давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.). 5. Компактное, близкое расположение добывающих и водонагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах. Источниками водоснабжения на сегодняшний день являются: Подрусловые воды; Сточная вода, это смесь из пластовой воды и добываемой нефти; Реки, моря, озера, т.е. любые открытые водоемы; Ливневые воды; Воды из отстойных резервуаров. Источники водоснабжения и любая другая вода, закачиваемая в пласт в обязательном порядке должна: давать необходимое количество воды в любое время, т.е. должна отвечать требованиям бесперебойной откачки, кроме того вода должна быть максимально отвечающей требованиям потребителей, это может быть количество взвешенных частиц, бактерий и т.д. Требования к закачиваемой воде: К закачиваемой воде в нагнетательные скважины предъявляются особые требования, это и количество микроорганизмов, и сульфатвосстанавливающих бактерий, количество взвешенных частиц, механических примесей и т.д. Такие требования устанавливаются так как любая несовместимость пластовой и закачиваемой воды приводит к осадкообразованию, выпадению АСПО, и др., все это в свою очередь приведет к необходимости дополнительных ремонтов, и дополнительным затратам. Кроме того, чтобы приемистость нагнетательных скважин не снижалась, так как закачиваемая вода с преобладающим количеством мех примесей или КВЧ приведет к закупорке каналов, что снижает приемистость скважин и затрудняют дальнейшую закачку, т.е. скважина перестает принимать закачиваемую жидкость, тогда придется проводить дополнительные мероприятия по очистке призабойной зоны нагнетательных скважин. Перед закачкой воды в пласт к ней предъявляются требования по наличию ТВЧ и железа. Мировой опыт показал, что важной является не степень очистки и не размеры КВЧ, а их количество (в мг/л). Перед закачкой воды и ее подготовки необходимы точно понять каким критериям должна отвечать закачиваемая вода с учетом всех коллекторских свойств пласта, вида заводнения и ряда других факторов. Еще одним главным фактором при закачке воды в пласт является наличие сульфатвосстанавливающих бактерий, микроорганизмов и водорослей. Рассмотрим требования к пресной воде: Вода не должна содержать планктонов и водорослей; СВБ не должно превышать 1 ед. на мл/л воды; Содержание механических примесей не должно превышать 5-6 мг/л; Полная совместимость с пластовой водой, во избежание выпадения солей и АСПО; Не вызывать коррозии оборудования; Для очистки закачиваемых вод от механических примесей используют ЖГФ (жидкостной гидрофобный фильтр), вода после ЖГФ идет на отстойник, где дополнительно оседают мех примеси, диаметр мех примесей в закачиваемой воде не должен превышать 1,7 мкм. К сточной воде предъявляются схожие требования, что и к пресной: -не вызывать коррозии; -при перепаде температур не вызывать осадкообразования и выпадения АСПО; - совместимость с пластовой водой; - увеличенная способность вытеснения (нефтеотмывания); -не должна уменьшать приемистость нагнетательных скважин; -не должна приводить к разбуханию пород и последующей кольматации; –не должна содержать кислород, без создания соединения с железом и создания гидрата железа и выделения углекислого газа; -закачиваемая вода должна содержать не более 2 мг/л взвешенных твердых частиц и 0,3 мг/л железа Те же требования предъявляются и к пластовой воде. 7. Эксплуатация нефтедобывающих и нагнетательных скважин Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы: фонтанный, когда нефть извлекается из скважин с помощью пластовой энергии; газлифтный — с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне; насосный — извлечение нефти с помощью насосов различных типов. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта. Фонтанный способ эксплуатации скважин применяется, если пластовое давление в залежи велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Фонтанирование скважин может происходить под действием гидростатического напора, а также энергии расширяющегося газа. Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. В нефтяных залежах, где давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению газ делает двойную работу: выделяясь в пласте он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность. Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (земное). Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом. Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Фонтанная арматура (рисунок 7.1,) состоит в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки входят тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил.  Рисунок 7.1 — Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа) 1 — вентиль, 2 — задвижка, 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески НКТ, 5 — штуцер, 6 — крестовина ёлки, 7 — буфер, 8 — патрубок для подвески НКТ, 9 — катушка Одним из факторов, осложняющих процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий. Для борьбы с отложениями парафина применяют следующие основные способы: Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами). Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями). Химический, при котором парафин удаляется с помощью растворителей. Неполадки в работе фонтанных скважин — нарушение режимов: Парафино- и гидратообразование в трубах. Образование песчаных пробок на забоях. Разъедание штуцера. Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии. Появление воды в скважине. Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления. Газлифтный способ эксплуатации скважин. Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным. Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей. Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой или динамическим уровнем. Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее спрессовывает на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи. При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др). Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130 0С. ШСНУ включает: Наземное оборудование: станок-качалка (СК), оборудование устья. Подземное оборудование: насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Отличительная особенность ШСНУ обстоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 7.2) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Недостатками штанговых насосов является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти из скважин.  Рисунок 7.2 — Схема установки штангового скважинного насоса По способу крепления насосов к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы. У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Станок-качалка (рисунок 7.3) является индивидуальным приводом скважинного насоса. Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т.е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной раме-салазках. |