вааааавыа. Разработка понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки
 Скачать 4.48 Mb.
|
|
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. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. 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. Периодическая эксплуатация малодебитных скважин. Выбор режима периодической эксплуатации 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. Эксплуатация скважин погружными электроцентробежными насосами (ПЦЭН). Схема установки, принцип действия. Основные параметры ПЦЭН. Расчеты работы скважин при использовании ПЦЭН. Влияние попутного газа на работу ПЦЭН и способы его защиты от вредного влияния газа, Конструкции сепараторов для ПЦЭН, Достоинства и недостатки применения ПЦЭН для добычи нефти. Области применения установок. Электроцентробежная насосная установка - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м. Установка ЭЦН является сложной технической системой и, несмотря на широко известный принцип действия центробежного насоса, представляет собой совокупность оригинальных по конструкции элементов. Принципиальная схема УЭЦН приведена на рисунке 6.1. Установка состоит из двух частей: наземной и погружной. Наземная часть включает автотрансформатор 1; станцию управления 2; иногда кабельный барабан 3 и оборудование устья скважины 4. Погружная часть включает колонну НКТ 5, на которой погружной агрегат спускается в скважину; бронированный трехжильный электрический кабель 6, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специ¬альными зажимами 7. Погружной агрегат состоит из многоступенчатого центробежного насоса 8 с 50-600 ступенями, оборудованного приемной сеткой 9 и обратным клапаном 10. В комплект погружной установки вхо¬дит сливной клапан 11 через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором) 12. Гидрозащита, поддерживает в полости электродвигателя повышенное давление масла для предохранения двигателя от попадания пластовой воды. В свою очередь, он сочленен с погружным электродвигателем 13. В нижней части электродвигатель 13 имеет компенсатор 14. Физический принцип работы данного насоса основан на сообщении определенной кинетической энергии от вращающегося на валу рабочего колеса, имеющего полые каналы, к потоку движущейся жидкости, которая в результате получения ускорения движется вверх вдоль стенок направляющего аппарата. Затем жидкость последовательно поступает в следующий направляющий аппарат и рабочие колесо, приобретая новую порцию кинетической энергии. Рабочая пара колесо – направляющий аппарат называется ступенью ЭЦН. Ступени (рисунок 9) расположены в секциях ЭЦН. Жидкость в секции попадает через приемную сетку газосепаратора. Таким образом, при подъеме жидкости происходит превращение кинетической энергии движения жидкости, в потенциальную энергию столба этой жидкости. После прохождения секций ЭЦН жидкость через обратный и спускной клапаны попадает в НКТ и движется по ней вверх, до устья скважины. Источником вращательного движения вала, на который насажены рабочие колеса, и все остальные вращающиеся элементы установки, является погружной асинхронный трехфазный электродвигатель. Управление асинхронным двигателем осуществляется при помощи находящейся на поверхности станции управления. Ток к двигателю подается через кабельную линию с поверхности. Жидкость поступает в насос через сетку, расположенную в его нижней части. Сетка обеспечивает фильтрацию пластовой жидкости. Насос подает жидкость из скважины в НКТ. Общая длина установки ЭЦН составляет 25-30 м, поэтому монтаж производится посекционно перед спуском в скважину. На поверхности устанавливается трансформатор, барабан с кабелем и станция управления, которая обеспечивает контроль и регулирование работы установки, автоматическое включение и выключение.  Установки ЭЦН в России разработаны для скважин с обсадными колоннами диаметром 127, 140, 146 и 168 мм. Для обсадных колонн размера 146 и 168 мм имеются погружные агрегаты двух габаритов. Предназначенных для скважин с наименьшим внутренним диаметром (по ГОСТу) обсадной колонны. В этом случае и агрегат ЭЦН имеет меньший диаметр, а, следовательно, и меньшие предельные величины рабочей характеристики (напор, подача, КПД). ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПЭЦН Основными параметрами насоса являются подача и напор. Под подачей понимают объем жидкости, который перекачивает насос за определенный промежуток времени (О, м3/сут). Напор — это максимальная высота, на которую насос может поднять жидкость (Н, м), или давление, которое способен преодолеть насос, выраженное в метрах столба жидкости. Графическая зависимость напора, потребляемой мощности и к.п.д. от подачи при постоянном числе оборотов называется характеристикой центробежного насоса. Подача и напор, соответствующие максимальному к.п.д., называются оптимальным режимом работы насоса. Как правило, потребляемая насосом мощность снижается при уменьшении подачи. Подбор насоса по существу сводится к выбору такого типоразмера ЭЦН, чтобы он, будучи спущен в скважину, осуществлял максимально допустимый отбор жидкости с заданной глубины и работал при этом, на режимах приближенных к максимальному КПД. Изменения частоты вращения ПЭД,позволяет в широком диапазоне регулировать производительность и напор УЭЦН. Влияние попутного газа на работу ПЦЭН Большое количество свободного газа, попадающего в скважину непосредственно из пласта либо выделяющегося из нефти, затрудняет эксплуатацию скважин погружными центробежными насосами. При попадании газа в центробежный насос, в каналах рабочего колеса и направляющего аппарата возникают вихревые газовые «мешки», заполненные газожидкостной смесью -пониженной плотности. С одной стороны, скопление газа стесняет проходное сечение канала, уменьшая подачу, а с другой стороны, препятствует нормальному закручиванию потока на выходе из рабочего колеса, что приводит к снижению напора колеса. Вихревые области по мере накопления содержащегося в них газа увеличиваются и занимают все большую и большую часть канала. Когда такой «мешок» распространяется на всю ширину канала, образуется газовая пробка ипроисходит прекращение подачи насоса («срыв подачи»). допустимая величина газосодержания на входе в насос колеблется (в зависимости от типоразмера насоса) в пределах 5-25% от объема добываемой продукции. Для обеспечения стабильной работы погружного насоса при откачке высокогазированной жидкости применяются газосепараторы или диспергаторы, которые устанавливаются в ЭЦН вместо входного модуля. ГАЗОСЕПАРАТОР предназначен для уменьшения количества свободного газа в пластовой жидкости, откачиваемой погружными электроцентробежными насосами. Газосепаратор состоит из корпуса в виде трубы, головки, основания и вала, с расположенными на нем деталями. В головке размещены две группы перекрестных каналов для газа и жидкости. В основании находится полость с каналами для приема газожидкостной смеси, закрытая приемной сеткой, а также осевая опора вала. Некоторые газосепараторы выпускают без осевой опоры вала. В этом случае вал газосепаратора опирается на вал гидрозащиты. На валу, который вращается в подшипниках, размещены: шнек, выпрямитель потока и сепараторы.  Принцип работы газосепаратора. При работе газосепаратора поступающая через приемную сетку газожидкостная смесь подается шнеком в сепарационную камеру, где под действием центробежных сил происходит разделение жидкости и газа: более тяжелая жидкость отбрасывается к стенке, а более легкий газ отжимается к центру и располагается вокруг вала. Дегазированная жидкость по каналам головки направляется в насос, а отделившийся газ - в затрубное пространство скважины. ДИСПЕРГАТОР предназначен для измельчения пузырьков свободного газа в пластовой жидкости, подготовки однородной суспензии и подачи ее на вход погружного центробежного насоса. Диспергаторы применяются в скважинах с повышенной обводненностью, для использования полезной работы газа в НКТ. Диспергатор состоит из трубного корпуса, головки, основания с приемной сеткой, аппаратов-рассекателей и вала с расположенными на нем деталями. В головке размещаются лопаточный рассекатель и разделитель, имеющий четыре канала. В основании находится полость с каналами для приёма газожидкостной смеси, которая закрытая приемной сеткой. На валу размещены шнек и колеса. Диспергаторы выпускаются с осевой опорой вала и без осевой опоры вала, с передачей осевых усилий на пяту протектора гидрозащиты. При работе диспергатора поступающая через приёмную сетку газожидкостная смесь подаётся шнеком в диспергирующее устройство (несколько колес, вращающихся внутри аппаратов-рассекателей), в котором повышается степень однородности и измельченности газовых включений и осуществляется превращение её в однородную суспензию, которая с помощью лопаточного рассекателя по каналам разделителя направляется в нижнюю секцию насоса В скважинах с особо-высоким газовым фактором, где применение ни газосепаратора, ни диспергатора не обеспечивает стабильной работы ЭЦН, применяется газосепаратор-дйспергатор. Газосепаратор-диспергатор одновременно работает как газосепаратор, разделяя газожидкостную смесь на две фазы: газовую и жидкостную, и удаляя часть газа в затрубье, а с оставшейся газожидкостной смесью как диспергатор, перерабатывая ее в однородную суспензию и подавая на вход насоса.
Достоинствами УЭЦН по сравнению с другими установками являются: - широкий диапазон подач; - возможность эксплуатации в наклонно-направленных скважинах; - независимость показателей насоса от положения в пространстве; - меньший износ НКТ, срок службы 5-7 лет; - отсутствие движущихся частей в наземном оборудовании, что не требует строительства специальных ограждений Недостатки УЭЦН: - высокая чувствительность к наличию газа; - плохо работает в условиях коррозионно-агрессивной среды, при выносе песка; - невозможность эксплуатации скважин с вязкой жидкостью (при вязкости более 200 сП эксплуатация невозможна); - низкая термостойкость изоляции ПЭД и кабеля (температура в зоне размещения электродвигателя не более + 90 ˚С); - Ограниченность применения в наклонно-направленных скважинах. |
