вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 1.89 Mb.
|
|
Принципы подбора УЭЦН, вывод на режим и эксплуатация В настоящее время известно много различных методик подбора УЭЦН. Не останавливаясь на анализе существующих методик, отметим, что большинство из них достаточно сложны, перегружены расчетами непринципиальных характеристик и требуют много дополнительной информации. Излагаемый ниже экспресс-метод подбора УЭЦН базируется на результатах экспериментальных исследований работы погружных центробежных электронасосов на различных нефтяных месторождениях России. В основу метода подбора положены следующие экспериментально установленные факты: 1. Эффективность работы погружного насоса определяется давлением и коэффициентом сепарации свободного газа у его приема, т.е. количеством свободного газа, попадающего в насос и трансформирующего его характеристики. 2. Реальные характеристики насосов могут отличаться (иногда значительно) от паспортных. 3. Свойства откачиваемой из скважины продукции (вязкость нефти или эмульсии, обводненность, газонасыщенность) оказывают существенное влияние на характеристики погружного центробежного насоса. 4. Подача насоса, свойства откачиваемой продукции и КПД установки определяют температурный режим работы погружной установки. 5. Для нефтяных месторождений России, данные о которых представлены в табл. 6.3 и 9.5, давление на выкиде насоса Рвык определяется по соответствующим кривым распределения давления в подъемнике (эталонным кривым распределения давления): Суть метода подбора заключается в построении гидродинамической характеристики пласта, скважины и подъемника и совмещении ее с реальными характеристиками насосов. Точки пересечения реальных характеристик насосов с гидродинамической характеристикой системы «пласт—скважина—подъемник» характеризуют совместные режимы работы всей системы «пласт—скважина—насос—подъемник». Основная задача состоит в недопущении перегрева ПЭД, удлинителя кабеля и обеспечении отключения УЭЦН при снижении динамического уровня до критического значения с учетом освоения скважины либо срыва подачи. В процессе запуска и вывода на режим необходимо следить за показаниями амперметра вольтметра до наступления установившегося режима работы ПЭД (Iх.х. В процессе вывода на режим необходимо осуществлять постоянный контроль следующих параметров: изменение уровня жидкости в скважине; дебит; буферное, линейное и затрубное давление; рабочий ток; первичное напряжение (напряжение с КТППН); сопротивление изоляции системы «кабель-ПЭД»; притока жидкости из пласта; давления, температуры и вибрации УЭЦН при наличии соответствующих датчиков ТМС. Все параметры необходимо заносить в карту вывода скважины. После каждого замера рабочих параметров необходимо производить расчет притока жидкости из пласта до установления минимально достаточного для охлаждения ПЭД притока. Вывод скважин режим без контроля, а также отсутствие или не заполнение карты вывода на режим, является нарушением технологии вывода на режим Системы поддержания пластового давления. Технологическая схема системы ППД. Подготовка закачиваемой воды. Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде. По мере разработки залежи пластовое давление снижается. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды. Различают законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение. Законтурное. Воздействие на пласт осуществляется через сеть нагнетательных скважин, расположенных в водоносной части пласта вдали от внешнего контура нефтеносности. Оно целесообразно при хорошей гидродинамической связи нефтеносного пласта с областью размещения нагнетательных скважин и при сравнительно малых размерах залежи нефти, а также при однородном пласте с хорошими коллекторскими свойствами. Недостатком является повышенный расход энергии на извлечение нефти. А также замедленное воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания и повышенный расход воды. Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Внутриконтурное. Есть несколько его разновидностей. - разрезание залежи рядами нагнетательных скважин - блоковое заводнение - площадное заводнение: нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пятисеми и девяти точечная система. - очаговое заводнение. Очаги заводнения создают на участках не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих или бурят специальные дополнительные скважины. Требования к нагнетательной скважине Конструкции нагнетательных скважин (диаметры их обсадных колонн, высота подъема цемента и др.) обосновываются в технологических проектных документах на разработку месторождений. Они должны обеспечивать: а) возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды и проведение геолого-технических мероприятий при заданных рабочих давлениях; б) производство всех видов ремонтов и исследований с использованием соответствующих оборудовании, аппаратуры, приборов и инструмента; в) надежное разобщение пластов и объектов разработки. Для обеспечения запроектированных показателей приемистости и охвата закачкой всего вскрытого продуктивного разреза конструкция забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая поверхность пласта была максимально открытой. Требования к закачиваемой воде Физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт должны обеспечивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и высокую нефтеотмывающую способность, не ухудшая свойств нефти, газа и пласта. Используемая для заводнения вода по своим свойствам должна быть химическисовместима с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью (не вызывать образования осадка в пласте и эксплуатационном оборудовании). Качество воды оценивается по количеству мех.примесей, нефтепродуктов, железа и его соединений, сероводорода, солей. Требования к качеству закачиваемой воды определяются проектными технологическими документами на разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов, кислорода, водорослей и микроорганизмов устанавливается в зависимости от коллекторских свойств и литологической характеристики продуктивных пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные способы, технология очистки и подготовки воды обосновываются в проектах обустройства месторождения, подлежат строгому соблюдению при осуществлении процессов заводнения. Отстой воды осуществляется в РВС. Затем через фильтр насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД. При закачке в пласты сточных или других коррозионно-агрессивных вод для защиты водоводов, обсадных колонн скважин и другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного пространства и т. д. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солеи в сооружениях системы ППД, в пласте и оборудовании добывающих скважин перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами солеотложения. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов ПАВ, кислот, щелочей, полимеров и других химреагентов следует использовать воду, исключающую деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой коллектора и вытесняемой нефтью. Обоснование объёмов закачки рабочего агента. При искусственном водонапорном режиме, объём отбираемой жидкости, должен равняться объёму нагнетаемой жидкости, приведенной к пластовым условиям, т.е. к пластовой температуре и давлению. Для оценки степени компенсации отборов жидкостей из пласта закачкой вводят понятие коэффициента компенсации. Это отношение дебита нагнетаемой воды к дебиту отбираемых жидкостей за единицу времени. Он показывает насколько скомпенсирован отбор закачкой. БКНС. Блочные кустовые насосные станции монтируются на промыслах для закачки воды в пласт. Состоят из отдельных блоков. Основной блок-насос с эл.двигателем и масляной системой. Вспомогательные блоки - электрораспредустройство, блок гребенок напорного коллектора, блок автоматики, блок дренажных насосов, резервуар сточных вод. Технологическая схема процесса ППД Вода (пресная или с установки УПН) подается в приемный коллектор с давлением 2-5 кг/см2. Затем на вход насосов БКНС. После насоса через обратный клапан вода подается в блок гребенок напорного трубопровода. В БГ происходит распределение потока воды под высоким давлением по направлениям. Затем по напорным водоводам вода подается на водораспределительные пункты (ВРП), которые находятся непосредственно на кустах скважин. От ВРП до скважин положены водоводы, по которым подается вода к скважине. На устье скважины установлена арматура, через которую поток воды попадает в скважину. На арматуре установлен манометр, позволяющий контролировать давление закачки. В ВРП на линиях установлены приборы учета расхода воды, позволяющие контролировать количество закачиваемой воды по каждой скважине. Вода, подаваемая в приемный коллектор, тоже учитывается на узле учета.  Система ППД - комплекс поверхностных сооружений для закачки воды в пласт. Комплекс состоит из: 1-водозаборное устройство 2- станция 1-ого подъема 3- буферные емкости для грязной воды 4- станция водоподготовки 5- буферные емкости для чистой воды 6-насосные станции 2-ого подъема 7 –КНС 8- нагнетательные станции 9- разводящий водовод 10 – водоводы высокого давления. 3. Освоение эксплуатационных скважин. Методы и способы освоения нефтяных скважин. Под освоением скважины понимают проведение различных мероприятий по вызову притока жидкости или газа из пласта к забою скважины с суточным дебитом, близким к ее потенциальному дебиту. Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т. е. давления ниже пластового. Методы вызова притока и освоения скважин: Метод облегчения столба жидкости в скважине (жидкости глушения). Реализуется различными способами, но наибольшее распространение получили промывки. При промывке скважины в период времени 0 - tx (достижение уровнем раздела жидкостей башмака НКТ) возникает 1 фаза - фаза роста поглощения пластом жидкости глушения. Вследствие этого происходит дополнительное изменение фильтрационных характеристик ПЗС. Именно поэтому выбору жидкости глушения должно уделяться особое внимание, исходя из требования сохранения фильтрационных характеристик ПЗС. В период времени Г, - t2 (2 фаза снижения поглощения) объем поглощаемой пластом жидкости снижается. Таким образом, в период времени 0 t2 жидкость глушения поглощается пластом, а объем поглощенной жидкости в этот период можно рассчитать, зная коэффициент приемистости Кп, величину пластового давления и характер изменения забойного давления. В период времени/ > t2 реализуется 3 фаза - фаза притока жидкости из пласта за счет создания депрессии ДР. К первому методу относятся: I. Промывки (прямая, обратная, комбинированная; промывки осуществляются различными жидкостями). II. Закачка газообразного агента (газлифт). III. Закачка пенных систем Метод понижения уровня. Особенностью данного метода является отсутствие первой фазы, что делает его предпочтительнее, благодаря меньшему «загрязнению» ПЗС в период вызова притока. К методу понижения уровня относятся: I. Тартание желонкой. И. Свабирование. III. Понижение уровня глубинным насосом. Метод «мгновенной» депрессии. Особенностью данного метода является кратковременность второй фазы (f, - /2). Применяется при необходимости снижения скин-фактора за счет удаления загрязняющих ПЗП веществ. Достигается резким снижением забойного давления от пластового до 0,3-0,5 давления насыщения нефти газом.  Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами. Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изготавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре на шток. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3. Свабирование Сваб представляет собой поршень, оборудованный клапаном, который спускают на кабеле в лифт НКТ. Клапан при спуске поршня вниз открывается, а при ходе вверх закрывается. Уплотнение сваба достигается за счет резиновых манжет, укрепленных на металлическом стержне. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты распираемые давлением столба жидкости над ним прижимаются к стенкам нкт и уплотняются. За один подъем сваб выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью кабеля и обычно не превышает 250м. Свабирование достаточно долгий способ освоения. Поэтому когда есть возможность то применяют компрессирование инертным газом. Компрессорный способ освоения . Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному пространству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвижного компрессора. При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ, сделанного заранее на соответствующей глубине. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Pз. При Pз < Pпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы. Замена скважинной жидкости. Замена осуществляется при спущенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвращает выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважины (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления на величину  , где ρ1 - плотность глинистого раствора; ρ2 - плотность промывочной жидкости; L - глубина спущенных НКТ; β - средний угол кривизны скважины.При смене пластовой воды плотностью 1200 кг/м3 на нефть с плотностью 900кг/м3 максимальное снижение давления составит всего (1200-900)/1200 * 100% = 25% от давления создаваемого столбом пластовой воды. Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность такой газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Поскольку плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, то это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрессор, насосный агрегат. Освоение глубинными насосами На истощенных месторождениях с просаженным пластовым давлением, где фонтанные выбросы маловероятны, скважины осваиваются откачкой из них жидкости насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке жидкости насосами забойное давление уменьшается, пока не достигнет величины Рзаб<Рпл, при котором из продуктивного пласта начинает поступать флюид. Принято что данный метод эффективен в тех случаях, когда уже известно, что скважине не требуется глубокая, длительная депрессии для очистки призабойной зоны от раствора глушения. Перед спуском насоса скважина обязательно промывается до забоя водой или нефтью. Проектирование, диагностика и оптимизация работы установок скважинных штанговых насосов. Технологический режим работы скважин. Отличительная особенность штанговой скважинно-насосной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине устанавливают плунжерный (поршневой) насос, который приводится в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг. Выбор УШГН: Первый этап - определение (выбор) насоса. Выбирают производительность, диаметр плунжера. Второй этап – подбор колонны штанг. Задавшись диаметром насоса, длиной хода плунжера и числом качаний, определяют (подбирают) конструкцию колонны штанг, после чего определяют деформацию колонны. Третий этап – выбор колонны труб. Трубы подбираются из конструктивных соображений, исходя из типа насоса – вставного или трубного. После чего они проверяются на прочность. Предпочтительно применять равнопрочные трубы с высаженными концами, обеспечивающие максимальную глубину спуска насоса. Подобрав колонну труб, определяют её деформацию при работе насоса. Четвертый этап – выбор типа станка-качалки. По результатам первых трех этапов определяют необходимую длину хода точки подвеса штанг с учетом деформации штанг и труб, а также максимальную нагрузку на полированный шток. На основании этих данных подбирают станок качалку, удовлетворяющий требуемым параметрам. Если такого станка нет среди применяемых моделей (например, длина хода получается завышенной), повторяются первые два этапа, задаваясь маркой насоса, обеспечивающего необходимую производительность. После выбора модели станка-качалки рассчитывают уравновешивание и проверяют соответствие необходимого максимального крутящего момента паспортному значению станка-качалки. Пятый этап – выбор приводного ЭД. Для этого, зная тангенциальное усилие на пальце кривошипа, определяют мощность приводного ЭД, частота вращения вала которого назначается исходя из передаточного отношения редуктора и клиноременной передачи. Обоснование выбора оборудования и режимов работы производится и по другим методикам. Для этого существует диаграмма А.Н. Адонинакоторая дает возможность быстро подбирать оборудование по заданным значениям дебита и высоты подъема жидкости. Диаграммы построены на основе следующих исходных данных: плотность окачиваемой жидкости – 900кг/м3, динамический уровень находится у приема насоса, коэффициент наполнения насоса = 0,85. Диаграмма А.Н. Адонина применяется в основном для приближенных оценочных расчетов, а полученные с её помощью результаты должны проверяться по таблицам и диаграммам областей применения станков-качалок после расчета величин максимальной нагрузки в точке подвеса штанг и крутящего момента на валу редуктора. Диаграммы и таблицы областей применения приводятся в паспорте станков-качалок. Проектирование. Вариант компоновки штанговой насосной установки и режима ее работы, обеспечивающего заданный плановый отбор нефти, выбирается следующим образом: 1. Задаются набором исходных данных для расчета зависимостей объемного коэффициента нефти и количества растворенного в нефти газа от давления. 2. Строится кривая распределения давления по стволу скважины, начиная от забоя и до глубины, где давление становится минимально допустимым или газосодержание достигает максимально допустимой величины. 3. Выбирается глубина спуска насоса. С одной стороны, глубина спуска насоса должна быть достаточной для обеспечения высоких значений коэффициента наполнения, с другой – по возможности минимальной, чтобы не произошло чрезмерного роста нагрузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудование и подземный ремонт. 4. Выбор скважинного штангового насоса. Выбирать тип и размер насоса следует в соответствии с действующей Инструкцией по эксплуатации скважинных штанговых насосов, согласно которой при выборе учитываются состав откачиваемой жидкости (наличие песка, газа и воды) и ее свойства, дебит скважины и высота подъема жидкости. 5. Выбор колонны насосно-компрессорных труб. НКТ, применяемые при насосной эксплуатации скважин, выпускаются с гладкими и высаженными концами. Диаметр НКТ выбирается в зависимости от типа и условного размера скважинного штангового насоса. 6. По кривой распределения давления по стволу скважины для выбранной глубины спуска насоса определяются давление Рпр и газосодержание bпрна его приеме. |