вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

• Название: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
• Анкор: вопросы гос
• Дата: 27.01.2023
• Размер: 1.89 Mb.
• Имя файла: GOS_2021_voprosy.docx
• Тип: Документы; #908188
• страница: 10 из 27

УСТАНОВКА СТРУЙНОГО НАСОСА

Принцип действия установки струйного насоса основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в скважинный струйный аппарат, который, засасывая добываемую продукцию, передает ей часть энергии (рис. 1). Именно эта энергия и обеспечивает подъем жидкости на поверхность (табл. 1).

В качестве канала для подвода жидкости используется колонна полых насосных штанг (ШНП), НКТ-48 или НКТ-60, а для отвода – колонна НКТ-89 или ЭК.

Для создания необходимого давления закачки применяются наземные насосные установки. При необходимости возможна установка дополнительной системы фильтрации.

К преимуществам данной установки можно отнести малые габариты и простоту конструкции, а также возможность замены рабочих органов без подъема колонны НКТ. Кроме того, за счет регулирования давления и объема закачиваемого рабочего агента достигается плавное регулирование и поддержание забойного давления на заданном уровне.

Из особенностей эксплуатации надо отметить, что данный способ добычи предполагает наличие развитой инфраструктуры: наличия шурфов или добывающих водяных скважин, силовых насосных станций, водоводов высокого давления, установок предварительного сброса воды (УПСВ)

4. 
   Подача скважинной штанговой установки. Коэффициент подачи. Факторы, влияющие на коэффициент подачи установки. Основные пути его повышения.
   

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность. 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. Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы: - простота ее конструкции; простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях; удобство регулировки; возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации; малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости; высокий КПД; возможность эксплуатации скважин малых диаметров. Установка состоит из: привода; устьевого оборудования; насосных штанг; глубинного насоса; вспомогательного подземного оборудования; насосно-компрессорных труб.

Теоретическая производительность ШГН зависит от диаметра плунжера, длины хода плунжера и числа качаний в минуту. Теоретическая производительность ШГН равна , м3/сут.,

где:     1440 - число минут в сутках; D - диаметр плунжера наружный; L - длина хода плунжера; n - число двойных качаний в минуту. Фактическая подача Q всегда < Qt.

За один двойной ход плунжера ( двойным ходом плунжера считается движение плунжера вниз и вверх ) насос подает объем жидкости, равный: V=D² рS/4 (м³), где D-диаметр плунжера; S-длина хода плунжера.

Насос наполняется жидкостью и свободным газом. Влияние газа на наполнение и подачу насоса учитывают коэффициентом наполнения цилиндра насоса где     -    газовое число (отношение расхода свободного газа к расходу жидкости при условиях всасывания).

Коэффициент наполнения, характеризует долю пространства, т.е. объем цилиндра под плунжером при его крайнем нижнем положении от объема цилиндра, описываемого плунжером. Увеличив длину хода плунжера, можно увеличить степень наполнения насоса жидкостью. Коэффициент наполнения насоса зависит от множества факторов и может вычисляться по различным формулам, имеющимся в технической литературе. Коэффициент наполнения скважинного штангового насоса считается достаточно хорошим, если его значение находится в интервале от 0,7…0,9. Значение коэффициента наполнения, как и коэффициента подачи всегда меньше единицы из-за целогого ряда факторов, в том числе и наличия вредного пространства в насосе.

Коэффициентом подачи- Отношение фактической производительности к теоретической называется . Эта величина характеризует работу насоса в скважине и учитывает все факторы, снижающие его производительность. Работа глубинного насоса считается вполне удовлетворительной, если коэффициент подачи больше 0,6-0,7.

На коэффициент подачи ШСН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

- влияние свободного газа в откачиваемой смеси, газ, заполняя часть объема цилиндра насоса, уменьшает его наполнение жидкостью. Степень отрицательного влияния свободного газа зависит от его содержания в откачиваемой жидкости, а также от объема пространства, образующегося между нагнетательным и всасывающим клапанами насоса при нижнем положении плунжера. Это пространство, называемое вредным, есть во всех глубинных насосах. Отрицательное влияние свободного газа на работу насоса возрастает по мере увеличения объема вредного пространства и становится более ощутимым при меньшей длине хода плунжера. Его можно сократить следующими мерами: (увеличением длины хода плунжера; увеличением погружения насоса под уровень жидкости в скважине, вследствие чего жидкость поступает в насос под большим давлением с меньшим содержанием свободного газа; установкой на приеме насоса специальных приспособлений - газовых якорей, которые отводят часть газа в затрубное пространство).

- уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб; . В первый момент подъема точки подвеса штанг плунжер остается неподвижным и начинает двигаться вверх лишь после того, как штанги растянутся на некоторую величину. В результате этого полезный ход плунжера под нагрузкой оказывается меньшим, чем перемещение точки подвеса штанг. Таким образом, в результате деформации колонны штанг и труб длина хода плунжера насоса оказывается уменьшенной на величину. Равную сумме их растяжений от веса столба жидкости..

- уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

- утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

- утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

- утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

- .Влияние числа качаний и длины хода плунжера насоса. Формула, по которой подсчитывается теоретическая производительность насоса, показывает, что с увеличением числа качаний производительность насоса возрастает. В действительности же с увеличением насоса сначала возрастает, а затем начинает снижаться. Это происходит потому, что при большом числе качаний скорость перемещения плунжера увеличивается и жидкость, поступающая в насос не успевает заполнять освобождающийся объем цилиндра. Поэтому чрезмерное увеличение числа хода плунжера глубинного насоса не рекомендуется, и для многих скважин считается нормальным число качаний до 12-15 в минуту. Более целесообразно увеличивать производительность насоса путем удлинения хода плунжера при меньшем числе его ходов, что улучшает условия работы всей глубиннонасосной установки.

Каждому нарушению нормальной работы насоса соответствует своя характерная форма динамограммы. Зная, как изменяется форма динамограммы при тех или иных нарушениях, по динамо-грамме можно определить эти нарушения, не поднимая насоса на поверхность.

Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих влияние на его подачу различных факторов:



где η₁ - коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью, учитывающий влияние свободного газа; η₂ - коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода плунжера; η_{3 -} коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных утечек жидкости при работе насоса; η_{4 -} коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема жидкости при достижении ею поверхностных емкостей.

4. 
   Нагрузки, действующие на колонну штанг. Максимальные и минимальные нагрузки. Влияние вязкости скважинной продукции и кривизны скважины на максимальные и минимальные нагрузки.
   

При работе глубиннонасосной установки на штанги и на трубы действуют различные виды нагрузок – статические от веса штанг и жидкости, силы инерции движущихся масс и др. После закрытия нагнетательного клапана статическая нагрузка от столба жидкости над плунжером перед началом его хода вверх передается на штанги, вызывая их растяжение. При этом трубы разгружаются и сокращаются. Плунжер остается неподвижным относительно труб, и полезный ход его начинается лишь после растяжения штанг и сокращения труб. Всасывающий клапан закрывается, вес жидкости со штанг передается на трубы, нагнетательный клапан открывается, и плунжер движется вниз. При этом статическая (постоянно действующая) нагрузка на головку балансира будет равна весу штанг в жидкости. Так как головка балансира с подвешенной к ней колонной штанг движется неравномерно, возникают ускорения и соответствующие инерционные и другие динамические нагрузки. Кроме того, в начале хода плунжера вверх, когда скорость его движения равна нулю, головка балансира уже движется с некоторой скоростью, которую она набрала в процессе растяжения штанг и сокращения труб. Вследствие этого следует удар плунжера о жидкость, в результате на штанги и головку балансира действуют динамические нагрузки. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная – при ходе вниз.

К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колонны насосных штанг в жидкости, гидростатическую нагрузку, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб.

К переменным нагрузкам относятся: - инерционная нагрузка, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения системы “штанги-плунжер”; - вибрационная нагрузка, обусловленная колебательными процессами, возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер; - нагрузка от трения штанг в жидкости; - сила гидростатического сопротивления, вызванная перепадом давления в нагнетательном клапане при движении жидкости.

Упругие деформации штанг и труб. Насосно-компрессорные трубы и штанги, находясь в скважине, испытывают нагрузку от своей массы и находятся в растянутом состоянии. В процессе работы штанговой насосной установки на трубы и штанги действуют силы тяжести столба жидкости. При ходе плунжера вверх с момента начала движения точки подвеса штанг они начинают воспринимать нагрузку от жидкости, которая до этого действовала на трубы. По мере перевода нагрузки от труб на штанги они растягиваются, а трубы в это же время сокращаются. В начальный период движения штанг вверх плунжер остается неподвижным до тех пор, пока штанги не воспримут на себя всю нагрузку от жидкости. В этот период времени сумма упругих деформаций штанг и труб будет равна величине перемещения точки подвеса штанг. Эта величина представляет собой потери хода плунжера при его движении вверх, так как плунжер не начал еще движение относительно втулок цилиндра насоса. После завершения хода плунжера вверх точка подвеса штанг начнет перемещаться вниз и упругие деформации будут происходить в обратном порядке. При ходе штанг вниз штанги разгружаются и нагрузка от штанг будет передаваться трубам. После полного восприятия нагрузки от жидкости начнется движение плунжера относительно втулок цилиндра насоса. Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы. Записанная диаграмма называется динамограммой.

4. 
   Ремонт скважин. Виды ремонтов (текущий и капитальный). Коэффициент эксплуатации. Межремонтный период и наработка на отказ.
   

Подземный ремонт скважин- комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скв и воздействием на ПЗП.

Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации пластов. К капитальному ремонту также относятся зарезка и буре­ние второго ствола, ликвидация аварий с подземным обору­дованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.

Основные виды капитального ремонта:

Ремонтно-изоляционные работы, в т.ч. отключение отдельных обводненных интервалов пласта, отключение отдельных пластов,. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны. Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны. Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин. Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Перевод скважин из категории в категорию. Зарезка и бурение второго ствола. Ремонт нагнетательных скважин. Уточнение геологического разреза в скважинах, оценка насыщенности и выработки продуктивных
пластов. Увеличение и восстановление производительности скважин, в т.ч. проведение кислотных обработок скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, виброобработки, термообработки, обработки химреагентами и ПАВ призабойной зоны пласта. Дополнительная перфорация и другие геолого-технические мероприятия.

Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.

Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта. От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.

Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (трубы, штанги, их узлы и т.д.), а также инструментов и приспособле­ний. Поэтому к основным при текущем ремонте относят работы по СПО (спускоподъемным операциям), монтажу и разборке устьевого оборудования.

Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками.

Восстановительный - текущий ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшение установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам.

Виды текущего ремонта скважин: Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами, в т.ч. смена насоса, устранение обрыва и отвинчивания штанг. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, в т.ч. смена насоса. Ремонт скважин по очистке забоя и подъемной колонны от парафина, гидратов,солей и песчаныхпробок. Консервация и расконсервация скважин. Ремонт газлифтных скважин. Ремонт фонтанных скважин. Ремонт газовых скважин. Ремонт скважин, связанный с негерметичностью НКТ. Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, насосов, ЭЦН и т.д.

Межремонтным периодом работы скважины называют продолжительность эксплуатации скважины в сутках от предыдущего ремонта до следующего. МРП средняя продолжительность работы скважины в сутках двумя последовательными ремонтами. Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле: где: Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366); Ф. - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;

Кэкспл - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год; N- число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда .Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФ.

Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:• повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);• ремонтов, связанных со спуском оборудования новые скважины,• геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;• ремонтов по внедрению новой техники;• ревизий устьев арматур.

Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН.

Об эффективности работы скважины и используемого в ней оборудования судят по межремонтному периоду (МРП), который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скважины в сутках от ремонта до ремонта. Продолжительность ремонта в МРП не включается. МРП рассчитывают по отдельным скважинам, нефтепромыслу или НГДУ в целом за полугодие или год. Исчисления МРП выполняются отдельно по способу эксплуатации скважин. Другим важным параметром, по которому судят об успешности эксплуатации скважин, является коэффициент эксплуатации. Коэффициентом эксплуатации называют отношение отработанных скважино-дней к календарному времени. Отработанные скважино-дни определяются временем, в течение которого скважина подавала нефть, т. е. для определения отработанных скважино-дней из календарного времени следует вычесть продолжительности ремонта, простоя в ожидании ремонта и других простоев. В условиях хорошо организованной работы цехов по добыче нефти коэффициент эксплуатации скважин может достигать 0,95 — 0,98, а в условиях фонтанной добычи — С, 99 —1. В зависимости от сложности ремонтных работ их разделяют на работы по текущему и капитальному ремонтам скважин.

4. 
   Установки электродиафрагменных насосов (УЭДН) и гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) для эксплуатации скважин, принцип действия и область применения.
   

Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.

Отличительной конструктивной особенностью диафрагменного насоса является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.

 По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом – рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости

Установка типа УЭДН5 (рис. 1) включает: погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 с электродвигателем; сливной клапан для слива жидкости из колонки насоснокомпрессорной трубы при подъеме электронасоса из скважины; насоснокомпрессорную трубу ; токопроводящий кабель ; пояса для крепления кабеля ; электроконтактный манометр ; обратный клапан ; комплектное устройство ШДН01-93У1 8 для контроля, управления и защиты электронасоса. Электронасос ЭДН5 выполнен в виде вертикального моноблока, состоит из четырехполюсного асинхронного электродвигателя, конического редуктора, плунжерного насоса с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной.

Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами – передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости, подаваемым с поверхности. Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединенные в один агрегат (гидропоршневой погружной насосный агрегат). Блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок находятся на поверхности. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока в скважину и приводит в действие гидродвигатель. По принципу действия скважинные гидропоршневые насосы можно разделить на насосы одинарного, двойного и дифференциального действия.

Гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) предназначены для эксплуатации высокодебитных глубоких скважин, продукция которых не содержит механических примесей.

Скважинный насосный агрегат включает в себя плунжерный или поршневой насос, плунжерный или поршневой гидравлический двигатель. При этом плунжер насоса соединен штоком с плунжером гидравлического двигателя. К гидравлическому двигателю с поверхности подается силовыми насосами под давлением рабочая жидкость (это может быть подготовленная добытая нефть, отделенная от воды и газа и очищенная от механических примесей). Золотник-распределитель или переключатель гидравлического двигателя направляет рабочую жидкость попеременно в штоковую или рабочую полости цилиндра двигателя, расположенные под и над его поршнем. Поршень двигателя приводится в возвратно-поступательное движение и через шток передает это движение плунжеру насоса. Работа золотника регулируется штоком, соединяющим поршни глубинного агрегата, или специальной системой управления.



Насос отбирает добываемую жидкость. Отработанная рабочая жидкость из двигателя направляется в подъемные трубы, по которым идет жидкость, отбираемая из скважины. На поверхность поднимается их смесь.

На поверхности располагаются насос, подающий рабочую жидкость к скважинному агрегату, и система подготовки рабочей жидкости. Часть жидкости, поднятая из скважины, направляется в промысловую систему сбора продукции, а часть идет в открытую систему подготовки рабочей жидкости, откуда отделенные вода и газ направляются в промысловую сеть, а чистая рабочая жидкость — в поверхностный насос, рис. 6.21. Открытая система циркуляции и подготовки рабочей жидкости имеет отстойники, сепараторы, устройства для подачи реагентов (например, для разделения стойких эмульсий) и иногда подогреватели. Поверхностные силовые насосы обычно плунжерные, но могут применяться и высоконапорные центробежные насосы.

Применяется также схема с замкнутой циркуляцией рабочей жидкости. В этом случае в скважине должен быть третий трубопровод, по которому рабочая жидкость, отработавшая в двигателе, поднимается на поверхность, не смешиваясь с добытой жидкостью. Таким образом, подготовка рабочей жидкости резко упрощается. Практически в этом случае в основном надо отделить лишь механические примеси (окалина с труб, продукты износа трущихся деталей). Поверхностное оборудование значительно упрощается, но требуется иметь три канала в скважине, что не всегда экономично, а иногда и невозможно.

ГПНУ в сравнении с другими типами бесштанговых установок обладают следующими преимуществами:

- возможность регулирования в достаточно широком диапазоне основных характеристик; - высокий КПД установки; - простота управления; - упрощение подземного ремонта, т.к. спуск и подъем погружного агрегата осуществляются собственным силовым насосом; - возможность эффективной эксплуатации наклонно-направленных скважин.

В то же время этим установкам присущи и существенные недостатки:- сложность и громоздкость наземного оборудования;- высокая металлоемкость;- для двухканальных схем необходима специальная подготовка силовой жидкости, в качестве которой используется часть продукции скважин;- при использовании нефти в качестве рабочей жидкости установка пожароопасна;- плохая работа с газированной жидкостью;- высокая стоимость как погружного агрегата, так и наземного оборудования;- невозможность откачки продукции с механическими примесями.

Современные гидропоршневые установки способны добывать до 400-600 т/сут жидкости, позволяют эксплуатировать скважины с глубиной до 4500 м.
20. Выбор способа эксплуатации нефтегазодобывающих скважин.