вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки

• Название: Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
• Анкор: вааааавыа
• Дата: 04.04.2023
• Размер: 4.48 Mb.
• Имя файла: OTVETY_1.docx
• Тип: Документы; #1037450
• страница: 6 из 25

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.

I. Постоянные (или статические) нагрузки:

- вес колонны штанг в жидкости Р'_ш ;

- гидростатическая нагрузка Р_ж, обусловленная разницей давлений жидкости над и под плунжером скважинного насоса;

II. Переменные нагрузки:

- инерционная нагрузка Р_и, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения колонны штанг;

- вибрационная нагрузка Р_виб, обусловленная колебательными процессами в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки Р_ж на плунжер;

- силы трения, возникающие в результате взаимодействия колонны штанг и насосно-компрессорных труб, обтекания пластовой жидкостью колонны штанг, взаимодействия плунжера и цилиндра скважинного насоса, перепада давления в клапанах насоса, обусловленного их гидравлическим сопротивлением.

В зависимости от глубины подвески насоса, диаметров его плунжера, колонны штанг и труб, длины хода штанг, числа качаний, вязкости пластовой жидкости и т. п. доля указанных составляющих в общем балансе изменяется. Все эти силы изменяются в течение одного цикла работы установки.

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 Р_пр и газосодержание b_прна его приеме.

7.Вычисляется коэффициент сепарации газа и трубный газовый фактор. Коэффициент сепарации газа у приема погружного оборудования k_с, характеризуется отношением объема свободного газа, уходящего в межтрубное пространство Q_{г меж} к общему объему свободного газа Q_г у приема (при данных термодинамических условиях): k_с = Q_{г меж}/Q_г

8. По методике Ф.Поэттмана и П.Карпентера рассчитывается давление на выходе из насоса Р_вых.

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 q_ут, коэффициент наполнения насоса h_нап и коэффициент h_г, учитывающий количество растворенного в нефти газа; затем подбираются длина хода плунжера S_пл и число ходов N, которые бы обеспечивали необходимую подачу насоса по газожидкостной смеси W_нас;

11. Подбирается конструкция штанговой колонны. Затем определяются: потери хода плунжера от упругих деформаций штанг l_шт и труб l_тр и длина хода полированного штока S,

12. Экстремальные нагрузки Р_мах и Р_мин и приведенное напряжение σ_пр в точке подвеса штанг;

13. Силы сопротивления, действующие при работе установки;

14. Максимальный крутящий момент на кривошипном валу редуктора станка-качалки М_{кр 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 N_рем), 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

В действительности фактическая подача насоса всегда меньше теоретической вследствие утечек жидкости в насосе и через НКТ, а так же поступление газа в цилиндр насоса. Технологический режим работы ШНГ:

Подача насоса: Qфакт=1440FSnк_п

Коэффициент подачи (к_п)– может изменятся 0 до 1, работа насоса нормальная, если к_п = 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.

18. 
    Фонтанный способ добычи нефти. Условия фонтанирования. Расчет процесса фонтанирования. Оборудование при фонтанной эксплуатации. Регулирование работы 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 Р_заб - 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; Р_у - противодавление на устье, МПа.

Оборудование при фонтанной эксплуатации:

Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).

1. 
   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,

2. 
   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.