вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
Подбор уэцн к скважине Подбор УЭЦН к скважине осуществляется посредством расчетов при вводе из бурения, переводе на мех. добычу, оптимизации и интенсификации по принятой в НГДУ методике, не противоречащей ТУ по эксплуатации УЭЦН. Расчеты базируются на имеющейся в НГДУ информации: коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины); данные инклинометрии; газовый фактор; давления – o пластовом, o давлении насыщения; обводненности добываемой продукции; концентрации выносимых частиц. В процессе подбора необходимо руководствоваться принятой в НГДУ методикой. При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов. В случае, если по скважине ожидается значительный вынос мех. примесей или отложение солей в насосе, спускать УЭЦН без шламоуловителя запрещается. Результаты подбора: расчетный суточный дебит, напор насоса, внутренний минимальный диаметр эксплуатационной колонны, глубина спуска, расчетный динамический уровень, максимальный темп набора кривизны в зоне спуска и на участке подвески УЭЦН; особые условия эксплуатации: высокая температура жидкости в зоне подвески, расчетное процентное содержание свободного газа на приеме насоса, содержание мех. примесей, соли, наличие углекислого газа и сероводорода в откачиваемой жидкости заносятся в паспорт-формуляр. Опасные зоны в колонне, где темпы набора кривизны превышают допустимые нормы (более 1,5° на 10 метров), заносятся в паспорт-формуляр при оформлении заявки для «ЭПУ- СЕРВИС». Cистемы 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. Освоение эксплуатационных скважин. Методы и способы освоения нефтяных скважин. Разработка нефтяных и газовых месторождений связана с бурением скважин. Поэтому одним из самых ответственных моментов строительства скважин является ее заканчивание, включающее в себя: вскрытие пласта бурением, крепление скважины обсадными трубами, ее перфорацию и соединение с продуктивным пластом, освоение и пуск скважины в эксплуатацию. Задачи вскрытия продуктивного пласта сводятся к следующему. 1. При вскрытии продуктивных пластов с высокими пластовыми давлениями необходимо предупредить возможность открытого фонтанирования. 2. При вскрытии пласта должны быть сохранены естественные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Давление столба промывочной жидкости, применяемой при вскрытии продуктивного пласта, бывает всегда выше пластового давления. Поэтому за счет перепада между пластовым и забойным давлениями возможно проникновение фильтрата или самого бурового раствора в призабойную зону пласта. 3. Должна быть обеспечена надлежащая полнота вскрытия пласта, гарантирующая длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока жидкости к забою. Для обеспечения устойчивости стенок скважин и разобщения пластов друг от друга в скважину спускают стальные трубы, называемые обсадными. Межтрубное пространство - образование между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины - заполняют цементным раствором под давлением. После затвердения раствора образуется цементный камень, который надежно разобщает пласты. Для пробивки отверстий в обсадной колонне и соединения их с пластом применяются различные методы перфорации скважин: пулевая, торпедная, кумулятивная и гидропескоструйная. 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. Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, н с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта н освоения скважины. 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. Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения. Свабирование Одним из самых распространенных способов снижения забойного давления в скважине является 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. Глубина погружения сваба зависит от технических возможностей геофизической станции, на которой установлен барабан с кабелем, на котором спускается сваб и геофизические приборы. 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  , (4.33)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. Основная причина низкой продуктивности скважин наряду с плохой естественной проницаемостью пласта и некачественной перфорацией – снижение проницаемости призабойной зоны пласта. Призабойной зоной пласта называется область пласта вокруг ствола скважины, подверженная наиболее интенсивному воздействию различных процессов. Снижение продуктивности скважины при бурении происходит в результате проникновения бурового раствора или его фильтрата в призабойную зону пласта. При взаимодействии фильтрата с пластовой минерализованой водой может происходить образование нерастворимых солей и выпадение их в осадок, набухание глинистового цемента и закупоривание порового пространства. Причиной низкой продуктивности скважин может быть и некачественная перфорация вследствие применения маломощных перфораторов, особенно в глубоких скважинах. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит и при эксплуатации скважин, выделением из нефти свободного газа, парафина и асфальто-смолистых веществ, закупоривающих поровое пространство коллектора. Приемистость нагнетательных скважин ухудшается вследствие закупорки порового пространства пласта продуктами коррозии, илом, нефтепродуктами, содержащимися в закачиваемой воде. 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. |