вопросы гос. Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 1.89 Mb.
|
|
7.Вычисляется коэффициент сепарации газа и трубный газовый фактор. Коэффициент сепарации газа у приема погружного оборудования kс, характеризуется отношением объема свободного газа, уходящего в межтрубное пространство Qг меж к общему объему свободного газа Qг у приема kс = Qг меж/Qг 8. По методике Ф.Поэттмана и П.Карпентера рассчитывается давление на выходе из насоса Рвых. 9. Определяется максимальный перепад давления, обусловленный движением продукции через всасывающий и нагнетательный клапаны насоса, а также оценивается минимально необходимое давление на приеме насоса при откачке дегазированной жидкости. 10. Вычисляются утечки в зазоре плунжерной пары qут, коэффициент наполнения насоса hнап и коэффициент hг, учитывающий количество растворенного в нефти газа; затем подбираются длина хода плунжера Sпл и число ходов N, которые бы обеспечивали необходимую подачу насоса по газожидкостной смеси Wнас; 11. Подбирается конструкция штанговой колонны. Затем определяются: потери хода плунжера от упругих деформаций штанг lшт и труб lтр и длина хода полированного штока S, 12. Экстремальные нагрузки Рмах и Рмин и приведенное напряжение σпр в точке подвеса штанг; 13. Силы сопротивления, действующие при работе установки; 14. Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора станка-качалки Мкр мах. 15. Выбирается станок-качалка. 16. Рассчитываются такие энергетические показатели работы штанговой насосной установки, как мощность, затрачиваемая на подъем жидкости, полная и полезная, потери энергии в подземной и наземной частях установки, удельный расход энергии и к.п.д. установки. 17. Проводится оценка показателей надежности установки (вероятная частота обрыва штанг l и общее число подземных ремонтов Nрем), и определяется коэффициент ее эксплуатации. 18. Рассчитываются экономические показатели: капитальные и эксплуатационные затраты, себестоимость подъема нефти из скважины и условные приведенные затраты, обусловленные типоразмером и режимом работы насосной установки. При этом учитываются стоимость полного комплекта насосного оборудования, расходы на электроэнергию, ПРС и амортизационные отчисления. Оптимизация При эксплуатации скважин ШГН максимально возможный дебит скважины обеспечивается определенным сочетанием параметров эксплуатации глубиннонасосного оборудования и геолого-технической характеристики скважины. Подача ШГН при прочих равных условиях в основном зависит от его диаметра. В качестве оптимального выбирают диаметр насоса, который в условиях эксплуатации данной скважины обеспечивает максимальный дебит. Конструкцию колонны штанг и допустимую нагрузку определяют исходя из допустимого приведенного напряжения в наиболее опасном сечении штанг каждой ступени. Если отбор жидкости из скважины ограничен, то оптимизацию проводят по критерию минимальной нагрузки на колонну штанг, что обеспечивает минимальные эксплуатационные затраты из-за увеличения межремонтного периода эксплуатации скважин. Основная характеристика работы ШГН – подача насоса. Теоретическую подачу глубинного насоса за один двойной ход плунжера (вверх и вниз) можно определить по формуле: Qтеор= L*S*n , где L-длина хода плунжера, м;S- площадь поперечного сечения плунжера, м; n-число качаний балансира в минуту.Это минутная подача.Длина хода плунжера равна длине хода полированного штока, и учитывая что в сутках 1440 минут, то суточная теоретическая подача: Qтеор = 1440* L*S*n . Подача насоса: Qфакт=1440FSnкп В действительности фактическая подача насоса всегда меньше теоретической вследствие утечек жидкости в насосе и через НКТ, а так же поступление газа в цилиндр насоса. Коэффициент подачи (кп)– может изменятся 0 до 1, работа насоса нормальная, если кп = 0,6 – 0,8. На него влияют: деформация штанг и труб, усадка жидкости, степень наполнения насоса жидкостью, утечки жидкости. Коэффициент подачи -отношение фактической подачи насоса к теоретической. На практике коэффициент подачи изменяется от 0,1 до 1. Подачу насоса можно регулировать, изменяя длину хода устьевого штока или число качаний балансира. Длина хода устьевого штока (амплитуда движения головки балансира) меняется путем изменения места сочленения кривошипа с шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). Число качаний (частота движения головки балансира) изменяется сменой ведущего шкива на валу электродвигателя на другой с большим или меньшим диаметром. Диагностика Существующая методика динамометрирования позволяет качественно правильно оценивать условия работы насосов. Определение давления у приема насоса выполняют следующим образом. Динамографом снимают динамограмму работы ШГН, на которой записывается линия веса штанг в жидкости при крайнем нижнем положении балансира станка-качалки и линия веса штанг плюс жидкости при крайнем верхнем положении балансира. Для повышения точности определения давления у приема насоса рекомендуется записывать несколько динамограмм со сменой положения динамографа на канатной подвеске, чтобы уменьшить или исключить ошибку, возникающую за счет возможного эксцентричного положения динамографа. Сняв динамограммы работы глубиннонасосной установки, приступают к ее расшифровке, однако прежде необходимо определить исправность глубинного насоса. Если по динамограмме обнаружены пропуски в нагнетательном узле наоса (например, в приемном или нагнетательном клапанах), то такие динамограммы непригодны для определения давления у приема насоса. Исследование работы Скважины, оборудованные ШСНУ, исследуют в основном при установившихся режимах с целью получения индикаторной линии Q(Δр) и зависимости Q от режимных параметров работы установки. Согласно уравнению суточная подача Q=1440FSn, дебит задают величинами S и n, изменяя одну из них при переходе к другому режиму отбора жидкости. Сущность эхометрии заключается в следующем. В затрубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым чувствительным микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходный и отраженные) на бумажной ленте в виде диаграммы. Измеряя длину записи между импульсами сигналов на эхограмме, определяем время прохождения звукового сигнала от устья до уровня и обратно. Эхометрирование глубиннонасосных скважин, применяемое для отбивки уровня газированной жидкости (нефти) в затрубном пространстве, может быть осуществлено на скважинах, где возможно стравливание давления из затрубного пространства до атмосферного без нефтепроявлений. Удовлетворительные результаты получаются на скважинах со сравнительно небольшими газовыми факторами. Чем меньше газовый фактор, тем более точно отбивается положение динамического уровня. Для исследования скважин эхометрированием в последних устанавливают репера, служащие для определения скорости звука в затрубном пространстве, несколько выше предполагаемого статического уровня жидкости в скважине. Для повышения точности замеров рекомендуется устанавливать два репера: один несколько выше динамического уровня, второй – на 100 м выше первого. Репер, представляющий собой патрубок длиной 300-400 мм, устанавливают на НКТ концентрически. Фонтанный способ добычи нефти. Условие фонтанирования. Расчет процесса фонтанирования (минимальное забойное давление фонтанирования, диаметр подъемника). Оборудование при фонтанной эксплуатации. Исследование фонтанных скважин. Регулирование дебита фонтанных скважин. Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходит за счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всего основную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения, т.е. Ру > Рнас. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин Как отмечалось, приток нефти из продуктивного пласта к забою скважин может быть в том случае, когда забойное давление ниже пластового давления. После завершения бурения обычно ствол скважины заполнен глинистым раствором. Плотность глинистого раствора приготавливается такой, чтобы давление столба этого раствора в скважине превышало пластовое давление, т.е. Рзаб > Рпл. В этом случае вызвать приток нефти к забою скважины из пласта возможно или за счет снижения столба жидкости в скважине, или за счет уменьшения плотности жидкости, заполняющей скважину. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:  где Рзаб - забойное давление, МПа; Н - глубина скважины, м; р -плотность жидкости, кг/м3; g- ускорение свободного падения, м/с2; Ртр - гидравлические потери давления на трение при движении жидкости, МПа; Ру - противодавление на устье, МПа.Минимальное забойное давление Р заб мин = Рнас+ (L-H)*ρж*g*10^-6 Оборудование при фонтанной эксплуатации: К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотянутые насосно-компрессорные трубы диаметром от 48,3 мм до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высокопрочных легированных сталей. НКТ служат для выноса жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скв., проведения иссследовательских работ, борьбы со смоло-парафиновыми отложениями, осуществления различных ГТМ, Устье скважины заканчивается колонной головкой. Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки. Колонная головка должна обеспечивать: надежную герметизацию межтрубного пространства; надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн; удобный и быстрый монтаж; возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве; минимально возможная высота. Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа. После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Фонтанная арматура служит для: подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб; герметизации устья скважины; контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством; направления нефти и газа в выкидную линию; проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин; регулирования режима работы скважины; проведения исследований в скважине; создания противодавления на забой и т.д. Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам: - по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа; - по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм; - по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые; - по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные; - по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий. Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит из тройников, задвижек, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки характерным узлом являются тройники, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал—песок, ил. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений. Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки. Исследование фонтанных скважин и установление технологического режима их работы Для установления технологического режима работы фонтанных скважин периодически проводят их исследования по методу установившихся пробных откачек и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважин. Изменение режимов (дебитов) работы скважин проводят с помощью смены штуцеров (диаметров отверстий в штуцере). Метод пробных откачек применяется для определения продуктивности скважин и установления технологического режима ее работы. По кривой восстановления забойного давления определяют параметры пласта. Широкое применение при исследованиях фонтанных скважин получил метод пробных откачек с целью построения индикаторных линий зависимости дебита нефти от перепада давления, определения коэффициента продуктивности, газового фактора, содержания воды и механических примесей в нефти (жидкости) при различных режимах работы скважин. Отбор глубинных проб жидкости осуществляют с помощью глубинных пробоотборников, спускаемых так же, как и глубинные манометры. Дебит скважин замеряют на групповых замерных установках. Для отбора проб нефти на выкидной линии у устья скважины устанавливается краник, через который отбирается проба нефти и затем в промысловой лаборатории определяется процентное содержание воды в нефти. При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Регулирование работы фонтанных скважин Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров, которые устанавливаются после задвижек. Штуцер - это цилиндрический диск или стержень со сквозным относительно небольшим отверстием. Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Для увеличения срока службы штуцеры изготавливают из износостойкой стали.Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости, тем выше буферное давление скважины и тем меньше, соответственно, ее дебит. Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимается песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка. Эксплуатация малодебитных скважин. Выбор режима периодической эксплуатации скважин. Преимущества и недостатки периодической эксплуатации. Применение специальных типов штанговых насосов для эксплуатации малодебитных скважин. Производительность штанговой глубинной установки, даже при применении насосов с малым диаметром плунжера и малой длиной хода полированного штока зачастую бывает выше, чем приток жидкости из пласта. При этом насос быстро откачивает накапливающуюся в скважине жидкость, уровень ее снижается до приема насоса и коэффициент подачи насоса резко падает. Режим работы насосной установки при этом характеризуется неуравновешенностью станка-качалки, что приводит к быстрому ее износу. С целью уменьшения нерационального расхода электроэнергии и увеличения межремонтного срока службы оборудования такие скважины переводят на периодическую эксплуатацию. В этом случае скважины эксплуатируют периодически с остановками работы насосной установки для накопления жидкости в скважине. Переводить на периодическую эксплуатацию лучше скважины, не выносящие песка, имеющие низкие коэффициенты продуктивности и сравнительно высокие статические уровни. Переводить на периодическую эксплуатацию скважины с низким и быстро восстанавливающимся уровнем не целесообразно, так как в таких условиях необходимо будет часто останавливать и запускать станок-качалку. При переводе скважины на периодическую эксплуатацию необходимо знать дебит скважины, потери добычи нефти за счет простоя скважины во время накопления жидкости, оптимальное время накопления и откачки жидкости. С учетом всех этих данных можно рассчитать экономическую эффективность перевода скважин на периодическую эксплуатацию. Эффективность периодической эксплуатации увеличивается с применением автоматики. Периодическая эксплуатация - способ эксплуатации малодебитных скважин, основанный на чередовании периодов извлечения и накопления нефти на забое. При периодической эксплуатации скважин период простоя может колебаться в широких пределах - от 30 мин до 2 ч и дольше и зависит от коэффициента продуктивности скважины. Применяется на поздней стадии разработки месторождений, когда поступление нефти из пласта происходит крайне медленно . Основными факторами, определяющими эффективность периодической эксплуатации малодебитных скважин, являются изменения следующих показателей: - затраты на электроэнергию; - дебиты скважин по нефти; - эксплуатационные расходы для осуществления периодической эксплуатации; - затраты на подземный ремонт скважин , -сокращение износа насосного оборудования Методы периодической эксплуатации скважин работают в циклическом режиме, сущность которого заключается в следующем: первый цикл — накопление столба жидкости в скважине, в этом случае при штанговой скважинной насосной добыче станок-качалка не работает, а при газлифте не подаётся сжатый газ в затрубное пространство скважины; второй цикл — подача жидкости, начинается с пуска станка-качалки, а при газлифте — с подачи сжатого газа в затрубное пространство, в результате чего жидкость с помощью насосов или сжатого газа поднимается на поверхность. |