вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
59. Применение полимерного и термополимерного воздействия на пласт. вода проникая в нефтяную часть пласта, оставляет за фронтом невытесненные участки нефти. Равномерного продвижения водонефтяного контакта можно достигать за счет увеличения вязкости воды. Путем загущения полимерными добавками. Механизм нефтеизвлечения при использовании метода ТПВ следующий: нагретый до 90-95° водный раствор полиакриламида, при закачке в нефтяной пласт поступает, прежде всего, в систему трещин и далее проникает в глубь пласта. Таким образом, часть залежи оказывается охваченной горячим агентом воздействия, что приводит к снижению вязкости нефти, содержащейся в блоках матрице трещиновато-порового коллектора. Продвигаясь в начале закачки, прежде всего, по трещинам, горячий раствор полиакриламида через некоторое время остывает, вязкость его при этом существенно увеличивается. Общие гидравлические сопротивления пласта начинают возрастать. В этой связи основная емкостная часть пласта оказывается охваченной воздействием, закачиваемым горячим раствором полиакриламида ПАА. Снижение вязкости нефти увеличение ее подвижности положительно влияет на увеличение роли механизма капиллярной пропитки блоков матрицы. Нагнетание нагретого раствора ПАА в пласт приводит к улучшению смачиваемости пористой среды, что положительно сказывается на капиллярной пропитке матрицы. Если система трещин в пласте достаточно разветвленная, то эффективность от закачиваемого горячего раствора полиакриламида ПАА будет выше по сравнению с воздействием горячей водой, которая преимущественно работает только по макротрещинам. Преимущество ТПВ заключается в ограничении общего количества раствора ПАА, которое необходимо нагревать, т.к. для создания необходимого теплового охвата не потребуется таких больших количеств , как в случае нагнетания горячей водой. Изученный механизм ТПВ показал, что горячий раствор полиакриламида, проникающий, прежде всего по трещинам, увеличивает свою вязкость примерно на порядок по сравнению с горячей водой. Гидравлические сопротивления на фронте вытеснения для полимерного раствора оказываются большими, чем для горячей воды, что приводит к увеличению охвата пласта воздействием. Результаты практического применения показывают, что прирост конечного нефтеизвлечения при ТПВ по сравнению с воздействием необработанной водой составит 20-25%. Обязательным технологическим условием успешности процесса ТПВ является обеспечение непрерывности закачки горячего полимерного раствора и соблюдение температурного режима Преимуществом ТПВ в том, что при его применении не требуется проектной разработки и создания нового, дополнительного оборудования. Успешность процесса ТПВ во многом зависит от строгого выдерживания режима воздействия и соблюдения непрерывности закачки полимерного раствора. температура полимерного раствора на забое скважины должна быть выше первоначальной температуры пласта не менее чем на 20-30° С. По количественным оценкам эффективности по нефтеизвлечению показатели разработки ХПВ по времени отстают от результатов на участке ТПВ. 60. Вытеснение нефти из пласта растворителями. Основой механизма вытеснения нефти растворителями является отсутствие поверхностного натяжения на границе раздела с нефтью, которой, в сущности, нет. Растворитель, например, пропан проталкивается более дешевым агентом. При движении оторочки растворителя она размывается с одного края нефтью, а с другого - вытесняющим агентом. Степень перемешивания жидкости характеризуется коэффициентом дисперсии D, который называют коэффициентом конвективной диффузии или коэффициентом перемешивания. Этот коэффициент зависит от скорости движения и на несколько порядков может превосходить коэффициент молекулярной диффузии. Большое влияние на процесс оказывает различие плотностей нефти и растворителя вследствие искривления поверхности контактов и образования гравитационных языков. Оптимальный размер оторочки, необходимой для сохранения ее сплошности до подхода фронта вытеснения к эксплуатационным скважинам, для различных условий следует определять специальными исследованиями, учитывающими специфику залежи. На практике размеры оторочек растворителя колеблются от 4 до 12% от объема пор. Большое влияние на эффективность процесса оказывает состав нефти и насыщенность порового пространства различными фазами. При наличии свободного газа в нефтяной части пласта процесс замедляется вследствие смешивания пропана с газом и ухудшения его качеств как растворителя. Значительное снижение эффективности процесса наблюдается при большом количестве воды в пористой среде. Вода блокирует часть нефти, которая при этом теряет контакт с жидким пропаном. В таких условиях можно применять растворители, смешивающиеся и с водой, и с нефть, например, спирты. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. Если оторочка продвигается по пласту газом, то в качестве растворителя обычно используются сжиженные пропан-бутановые смеси и другие более тяжелые углеводороды. Состав растворителя необходимо выбирать так, чтобы наблюдалась неограниченная взаимная растворимость оторочки в нефти и газе. При этом условии в пористой среде не возникают границы раздела фаз и вытеснение нефти осуществляется более эффективно. Для осуществления смесимоговытеснения нефти оторочкой необходимо выбрать такой состав углеводородов растворителя, при котором они в пластовых условиях находятся в жидком состоянии. Сущность их заключается в том, что в пласте создается оторочка растворителя, которая затем проталкивается другим более дешевым агентом. Движущаяся оторочка растворяет нефть и полностью вымывает ее из пористой среды. Оставшийся в пласте растворитель можно извлечь нагнетанием вытеснителя. Например, при использовании в качестве вытеснителя сухого газа оставшийся растворитель удаляется (выдувается) из пласта газом и улавливается на газобензиновом заводе. Важной проблемой воздействия на пласт растворителями является выбор агента, продвигающего оторочку растворителя по пласту. Вслед за оторочкой наиболее рационально нагнетать в пласт газ, хорошо растворяющийся в растворителе. Легче и полнее извлекается из пласта растворитель. Но при этом необходимо иметь значительные объемы сжатого газа и, кроме того, из-за высокой подвижности газа приходится увеличивать размер оторочки растворителя. Поэтому изучается процесс продвижения оторочки по пласту водой. При этом на разделе вода - растворитель наблюдаются уже известные нам закономерности фильтрации двухкомпонентных несмешивающихся систем и значительное количество растворителя остается не вытесненным в обводненной зоне пласта. Поэтому изучаются возможности применения и регенерации растворителей типа спиртов, растворимых в воде и в нефтях[10 Автоматизированные системы обслуживания объектов добычи нефти 61. Основные направления в развитии автоматизированных систем управления технологическим процессом в добыче нефти и газа. Автоматизация нефтяных скважин – это целый комплекс технических средств, обеспечивающих безопасную и бесперебойную работу оборудования в процессе бурения и последующей эксплуатации горных выработок. Содержание статьи Автоматизация групповых замерных установок (ГЗУ) Автоматизация сепарационных установок (СУ) Автоматизация дожимных насосных станций (ДНС) Основными задачами, которые должна решать автоматизация процессов добычи нефти и газа на нефтяных промыслах, являются: обеспечение автоматической защиты оборудования в случае возникновения аварийных ситуаций; обеспечение контроля за технологическим режимом; контроль за состоянием используемого оборудования. Вне зависимости от применяемый технологий нефтедобычи, скважина должна быть оборудована средствами, обеспечивающими местный контроль давления в выкидной линии, расположенными в затрубном пространстве. Автоматизация скважин фонтанного типа подразумевает обеспечение автоматического перекрытия выкидной линии при помощи отсекателя, если значение давления повышается на 0,5 мегапаскаля (к примеру, в случае появления парафиновой пробки), а также в случае внезапного снижения давления до 0,15 мегапаскаля (к примеру, в случае порыва трубопровода). Автоматизация скважины, которая оборудована погружным насосом с электроприводом, должна обеспечивать: автоматическое отключение электрического двигателя этого насоса в случае возникновения аварийной ситуации; запуск и остановку двигателя по команде, подаваемой с групповой установки; запуск и остановку электродвигателя в случае перерывов электроподачи; самозапуск после возобновления подачи электричества; перекрывание выкидного коллектора в случаях повышения и резкого падения давления. Автоматизация скважины с ШГН (штанговым глубинным насосом) должна предусматривать: автоматическое управление двигателем, приводящим в движение станок-качалку, в случае возникновения аварий; отключение этого двигателя посредством импульса, подаваемого электроконтактным манометров при авариях; самозапуск после перерыва в электроподаче двигателя станка – качалки. Автоматизация групповых замерных установок (ГЗУ) Использование автоматизированных замерно-сепарационных установок типа «Спутник-А» подразумевает: № Полезная информация 1 проведение автоматических замеров дебитов эксплуатируемых скважин 2 обеспечение контроля за работой этих скважин 3 блокировку выпускных коллекторов в автоматическом режиме в случае возникновения аварийных ситуаций Расчетным контрольным давлением является 1,6 МПа, а блокировки – 4 МПа. В состав установки «Спутник – А» входят: многоходовой переключатель скважины; несколько установок для замеров дебита; гидравлический привод; отсекатели; БМА (блок местной автоматизации). Добываемая продукция посредством выкидных линий попадает в многоходовой переключатель, работающий как в ручном, так и в автоматическом режиме. Каждое положение переключателя соответствует подаче на замерную установку сырья конкретной скважины. Затем добываемая продукция от этой скважины поступает в газовый сепаратор, который состоит из двух емкостей (нижней и верхней). Остальная продукция, не проходя через сепаратор, идет в сборный коллектор. Нефть, попадая в верхнюю емкость сепаратора, постепенно стекает в нижнюю, где ее уровень начинает повышаться. Определенное положение поплавка закрывает заслонку сепаратора на газовой линии, что приводит к повышению давления, и нефть через расходомерный счетчик попадает в сборный коллектор. Затем уровень продукта в нижней емкости постепенно падает, поплавок спускается вниз и открывает заслонку газовой линии. Процесс повторяется несколько раз. Длительность каждого цикла находится в прямой зависимости от дебита конкретной скважины. Блок БМА регистрирует скапливающиеся объемы жидкого продукта, который выходит из СР (счетчика – расходомера). Включение замера каждой следующей скважины происходит посредством гидравлического привода по команде, подаваемой с БМА. Работа установки «Спутник-А» происходит по заранее заданной программе, которая подразумевает поочередное включение каждой скважины на определенный промежуток времени. Помимо «Спутника – А», также используются установки типов «Спутник-Б» и «Спутник-В», в которых возможно применение автоматических влагомеров непрерывного принципа действия, с помощью которых определяется количество воды в добываемой продукции. Возможно оборудование таких установок автоматическими замерными средствами для измерения газосодержания. Автоматизация сепарационных установок (СУ) Водогазонефтяная смесь, после прохождения через ГЗУ, идет на сепарацию, где происходит отделение нефти от газа и частичное отделение её от воды. В емкости сепаратора, на случай превышения в нем допустимого давления, предусматривается специальный предохранительный клапан. Автоматизация СУ должна обеспечивать: автоматическую регулировку в сепараторе уровня нефти; защиту установки в автоматическом режиме в случае аварийного повышения уровня или давления в емкости СУ; подачу сигналов об авариях на диспетчерский пункт. Добываемая смесь, после прохождения ГЗУ, попадает сепаратор гидроциклонного типа. Из нижней емкости СУ нефть через специальный через фильтр, обеспечивающий удаление механических примесей, идет на расходомер турбинного типа, а затем попадает в сборный коллектор. Газовая линия оборудована камерной диафрагмой, обеспечивающей измерение объема отделенного от нефти газа. Если давление превышает допустимое значение, срабатывает предохранительный клапан. Уровень жидкости в СУ регулируется при помощи двух механических регуляторов, управление которыми осуществляется через сигналы, поступающие от датчиков поплавкового типа. В случае достижения жидкостью аварийного уровня, поплавковый датчик подает электрический сигнал на клапан соленоидного типа, который подает из осушителя сжатый воздух на пневматический привод задвижки, которая перекрывает входящую линию СУ. Если давление в сепараторе достигает аварийного значения, электроконтактный манометр подает импульс на специальный клапан, через который сжатый воздух подается на пневмопривод задвижки, перекрывающей входящий поток продукции. Автоматизация дожимных насосных станций (ДНС) Основное назначение ДНС – перекачка внутри промысла добываемой продукции. После прохождения ГЗУ нефть попадает в емкость ДНС, а затем с помощью насосов закачивается в промысловый нефтепровод и доставляется по назначению. Отделенный в емкости ДНС газ поступает в систему газосбора. Система автоматизированного управления и контроля ДНС должна обеспечивать возможность проведения оперативного учета, поддержание заданных параметров техпроцесса и предотвращение аварий. ДНС, как правило, состоит из трех основных блоков: сепарации, насосного и блока дренажной емкости. Блок сепарации должен обеспечивать: измерение значения давления в емкости при помощи манометра; сигнализацию о достижении предельного давления; автоматическую регулировку давления в емкости для сепарации нефти посредством клапана отсекателя; автоматическую регулировку в емкости уровня продукции; сигнализацию достижения нефтью верхнего и нижнего аварийных уровней. Работа насосного блока должна обеспечивать: автоматизацию регулирования давления в буферной сеперационной емкости; автоматическую регулировку в ней уровня жидкости; управление насосом в автоматическом режиме согласно значению уровня в емкости с периодической откачкой; автоматизацию включения резервного насоса; автоматический контроль за температурами подшипников в насосе и в его двигателе; защиту электрического привода насоса от чрезмерных перегрузок и от возникновения коротких замыканий; замеры давления на входе и на выходе насоса; автоматическое выключение насосного оборудования в случае аварийного понижения давления в трубопроводе; измерение тока в электрическом двигателе и значений напряжений в каждом насосе; автоматизацию защиты насосного оборудования в случае превышения предельно допустимых температурных значений в подшипниках самого насоса и его привода; пожарную сигнализацию и сигнализацию загазованности в помещении ДНС; автоматическую связь с диспетчерским пунктом, сигналы которой извещают его о срабатывании защиты и расшифровывают причины такого срабатывания. Блок емкости для дренажа обеспечивает: автоматизацию контроля в емкости уровня нефти; управление (в автоматическом режиме) погружением насоса согласно текущему уровню продукции в емкости; сигнализацию о состоянии насосов в операторную. Общие требования к автоматизации ДНС: обеспечение сигнализации о предельных приемных и выходных давлениях на станции; возможность сигнализации о наличие в насосном помещении загазованности; управление вентиляцией (автоматическое); возможность отключения насосов в случае сильной загазованности; аварийная пожарная сигнализация. обеспечение сигнализации о параметрах загазованности на площадках объектов, расположенных на территории ДНС. 62. Функции автоматизации скважин, оборудованных блок управления станком-качалкой, предназначенный для управления и защиты электродвигателя и обеспечивающий: автоматическое управление двигателем, приводящим в движение станок-качалку, в случае возникновения аварий; отключение этого двигателя посредством импульса, подаваемого электроконтактным манометров при авариях; самозапуск после перерыва в электроподаче двигателя станка – качалки. Автоматизацией ШСНУ предусматривается управление, противоаварийная защита, контроль и диагностика установки. Средствами автоматизации ШСНУ являются: - датчики динамометрирования, ваттметрирования, давления, уровня, несанкционированного доступа к станции управления либо стационарные системы динамометрирования («ДДС-06», «СДА-10»), измерения уровня жидкости в скважине («Микон-811) и др.; 63. Оптимизация работы скважин, оборудованных электроцентробежными насосами, с применением телеметрической системы ТМС Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом, заключается в автоматическом отключении электродвигателя погружного насоса при аварийных ситуациях; пуск и остановку по команде с групповой установки и при перерывах подачи электроэнергии, самозапуск, перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления. Между тем, появление высокоточных ТМС позволяет применять их для проведения «малозатратных» гидродинамических исследований скважин (ГДИС). Сегодня погружная телеметрия эффективно используется для: • Контроля работы электроцентробеж- ного насоса; • Диагностики неполадок УЭЦН и про- ведения предупредительных профи- лактических мероприятий, например, по предупреждению засорения или отложения парафинов на рабочих по- верхностях насоса; • Оптимизации режима работы УЭЦН (работа на максимальной депрессии, оптимизация режима автоматического повторного включения (АПВ)). Применение высокоточной ТМС позволяет: • Получить достоверную информацию о параметрах скважины и пласта (пла- стовое давление, скин-фактор, прони- цаемость, полудлина трещины гидро- разрыва пласта (ГРП)); • Снизить потери нефти при проведении гидродинамических исследований за счет сокращения длительности про- стоя добывающих скважин. Например, появляется возможность выполнять ГДИС в работающих скважинах (без полной остановки), в процессе кото- рых предполагается изменение рас- хода жидкости путем смены частоты работы УЭЦН на одном или нескольких режимах; • Получить дополнительную добычу нефти от геолого-технических меро- приятий (ГТМ) за счет увеличения ка- чества ГДИС. |