Оборудование для ОРЭ. Оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких. Реферат По дисциплине Научно исследовательская работа
 Скачать 442.55 Kb.
|
|
Министерство образования и науки Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Пермский национальный политехнический университет» Горно-нефтяной факультет «Кафедра горная электромеханика» Оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов Реферат По дисциплине «Научно исследовательская работа» Вариант №19 Выполнил: студент гр. МОН-22-1Бз Мельников В. А. Проверил: старший преподаватель Кафедры ГЭМ Иванченко А. А. Пермь, 2022 Содержание Введение……………………………………………………………………....3 1. Понятие (ОРЭ)……………………………………………………...............4 Процесс (ОРЭ)………………………………………………………….....5 Методы (ОРЭ)……………………………………………………………..7 2. Схемы оборудования для (ОРЭ)…………………………………..............7 3. Оборудование для (ОРЭ)…………………………………………………11 Заключение…………………………………………………………………..14 Библиографический список…………………………………………………15 Приложение……………………………………………………………….16-18 ВВЕДЕНИЕ Технология одновременно-раздельной эксплуатации появилась достаточно давно, еще в 30-х годах прошлого столетия. Однако наибольшее распространение эта технология получила именно сейчас. Метод одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) предназначен для одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной. При этом технология ОРЭ позволяет повысить технико-экономические показатели разработки многопластового месторождения за счет совмещения эксплуатационных объектов и осуществления посредством специального оборудования контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту. Технология одновременно-раздельной эксплуатации сокращает объемы бурения, а тем самым и капитальные вложения на обустройство месторождения, так как несколько объектов разрабатываются одной сеткой скважин. 1. Многообразие геологических условий залегания и способа разработки нефтяных месторождений, а также специфика обустройства месторождений, заключающаяся, прежде всего, в стремлении увеличить шаг сетки скважин и уменьшить их абсолютное число, привели к эксплуатации двух, а в ряде случаев трех и более пластов одной скважиной. Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов через одну скважину включает в себя комплекс технических и технологических мероприятий для эксплуатации каждого из пластов нефтяного месторождения. При этом основным требованием, предъявленным к этому оборудованию, является обеспечение эксплуатации каждого пласта в соответствии с требуемым режимом, не зависящим от других пластов, эксплуатируемых этой же скважиной. В крайнем случае это требование может сводиться к возможно большему уменьшению их взаимного влияния. Помимо извлечения пластовой жидкости, оборудования этой группы позволяет также решать задачу поддержания давления в каждом пласте при закачке в них воды. Накопленный опыт (ОРЭ) позволяет сформулировать требования к оборудованию для реализации этой технологии: - надежное разобщение пластов течении всего периода эксплуатации; - возможность проведения всех необходимых технологических операция с каждым пластом в отдельности (освоение, исследование пласта, удаление парафина, промывка); - возможность регулирования отбора жидкости из каждого пласта в отдельности или ее закачки; - простота конструкций; - минимальная металлоемкость; - надежность в эксплуатации; 1.1 Установка для одновременно раздельной закачки и добычи из многопластовой залежи через одну скважину, включающая нагнетательную колонну труб с одним пакером, спущенную на нижний пласт, и добывающую колонну труб, спущенную на верхний пласт, отличается тем, что добывающая колонна труб оснащена станком-качалкой и глубинным насосом расположена параллельно рядом с нагнетательной колонной труб. Применение установки особенно актуально для эффективной разработки мелких многопластовых нефтегазовых месторождений с ограниченным фондом скважин и локальным расположением отдельных пластов залежи. Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно: к разработке многопластовой залежи через одну скважину. Известна установка, включающая подвесной эксплуатационный пакер, установленный в обсадных трубах между двумя пластами; насосно-компрессорные трубы (НКТ), нижний конец которых находится выше верхнего продуктивного пласта; удлинитель НКТ, проходящий через эксплуатационный пакер и подсоединенный к НКТ для сообщения нижнего пласта и НКТ. Из нижнего пласта добыча производится через удлинитель НКТ; одновременно добыча из верхнего пласта производится отдельно через пространство между обсадной колонной и НКТ. Недостатком известного устройства является возможность его применения для одновременно раздельной эксплуатации только в условиях фонтанирования верхнего продуктивного пласта. Невозможна одновременно раздельная закачка, например, воды или другой технологической жидкости, для поддержания пластового давления, и добыча из многопластовой залежи через одну скважину. Известна установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов, включающая станок-качалку, колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер и хвостовик, причем штанговый насос снабжен дополнительным всасывающим клапаном для обеспечения возможности раздельного поступления в цилиндр штангового насоса продукции каждого из пластов. Недостатком установки является ее невысокая эффективность вследствие конструктивной зависимости от величины давления в совместно эксплуатируемых пластах; в результате подъем продукции осуществляется одновременно из обоих пластов по одной колонне, без пластового разделения и учета продукции. Соответственно отсутствует контроль за состоянием разработки пластов; невозможно определение дебитов, обводненности по пластам; пластового и забойного давления, снятие кривой восстановления давления и других характеристик, знание которых требуется действующими нормативными документами по разработке. Невозможна одновременно раздельная закачка и добыча из многопластовой залежи через одну скважину, без дополнительного разбуривания нагнетательных скважин. Известно оборудование для совместной или раздельной закачки жидкости в два пласта через одну, включающее спускаемую в обсаженную скважину эксплуатационную колонну с фильтрационными отверстиями, колонну НКТ с хвостовиком и запорными элементами и седла под запорные элементы, причем хвостовик НКТ снабжен фонарем втулки с лопастями и пластинчатыми пружинами, установленной с зазором на хвостовике НКТ с возможностью осевого перемещения и вращения, при этом запорные элементы шарнирно закреплены с наружной стороны пружин фонаря, а седла под запорные элементы выполнены в фильтрационных отверстиях эксплуатационной колонны со стороны внутритрубного пространства. Недостатком оборудования является его сложность и, соответственно, не технологичность, а также невозможность одновременно раздельной закачки и добычи из многопластовой залежи через одну скважину. Наиболее близка к заявляемой скважинная установка с возможностью одновременно раздельной закачки и добычи из многопластовой залежи через одну скважину. Состоящая из колонны труб меньшего диаметра с одним пакером и дополнительной колонны труб большего диаметра, установленной концентрично относительно первой колонны; длина дополнительной колонны труб большего диаметра достигает нижнего интервала перфорации верхнего объекта. Колонна труб меньшего диаметра с одним пакером оснащена секциями с регулируемыми техническими параметрами, расположенными над и под пакером. Каждая секция включает в себя по меньшей мере одну скважинную камеру и/или один ниппель. В нем размещен клапан для регулирования потока. При этом пакер сверху оснащен разъединителем колонны труб или телескопическим соединением. 1.2 Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами.1. Оба пласта фонтанным способом. 2. Один пласт фонтанным, другой - механизированным способом.3. Оба пласта механизированным способом.Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос - фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным. В соответствии с этим теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан - фонтан; фонтан - газлифт; газлифт - фонтан; насос - фонтан; фонтан - насос; насос - газлифт; газлифт - насос; насос - насос; газлифт - газлифт.Схемы оборудования для одновременной раздельной эксплуатации 2. Схема «фонтан – фонтан» используется в период разработки месторождения, когда энергетические запасы пластов обеспечивают фонтанирование. При использовании этой схемы продукция пластов может подниматься на поверхность по одному общему каналу либо по отдельным каналам, число которых должно быть равно числу эксплуатируемых пластов. В качестве каналов используются колонны НКТ, располагаемые в эксплуатационной колонне параллельно или концентрично. Наиболее простая схема оборудования включает пакер устанавливаемый между продуктивными пластами и колонну НКТ. Верхний пласт эксплуатируется по кольцевому каналу, образованному эксплуатационной колонной и НКТ, а нижний – по колонне НКТ. Для установки и извлечения пакера используется колонна НКТ. Фонтанная арматура, используемая в этом способе, имеет задвижки, для сообщения с внутренними полостями колонн и штуцеры для регулирования режима отбора жидкости. Для подъема пластовой жидкости по одной колонне НКТ используется схема с двумя пакерами, устанавливаемыми выше кровли каждого пласта. Жидкость поступает из пластов во внутреннюю полость колонны НКТ через обратные клапанные штуцеры и, смешиваясь, поднимается на поверхность. Обратные клапаны исключают возможные перетоки из пласта в пласт, а штуцеры служат для регулирования отбора жидкости из каждого пласта.  Рисунок 1. Схема раздельного отбора пластовой жидкости из двух пластов с применением одного пакера фонтанные трубы; 2- обсадная колонна; 3- верхний пласт; 4- пакер; 5- нижний пласт; 6- задвижки. Эксплуатация двух пластов по этой схеме позволяет использовать энергию высоконапорных пластов для интенсификации добычи из низконапорных Рисунок 2. Пакер устанавливается на колонне НКТ между насосами. Выше него устанавливается струйный насос, в котором для откачки жидкости из верхнего 1 низконапорного пласта используется кинетическая энергия струи пластовой жидкости, вытекающей из нижнего 2 высоконапорного пласта. В зависимости от взаимного расположения высоконапорного и низконапорного пластов применяют инжекторы, работающие на прямой или обратной схеме.  Рисунок 2. Схема струйного насоса в скважине 1- верхний пласт 2- нижний пласт. Известна схема с использованием двух концентрично расположенных колонн НКТ (рис.3). При этом в скважину опускают два ряда НКТ: первый ряд до забоя скважины, второй до кровли верхнего пласта. Один пакер устанавливают между эксплуатационной колонной и наружным рядом НКТ, второй между наружным и внутренним рядами НКТ. Наружный ряд перфорирован у нижнего II и верхнего I пластов. При эксплуатации пластовая жидкость поднимается из нижнего пласта по внутренней полости внутреннего ряда НКТ, а из верхнего пласта – по кольцевому каналу между наружных и внутренних колонн.  Рисунок 3. Схема раздельного отбора нефти из двух пластов с применением концентрично расположенных колонн НКТ эксплуатационная колона; 2- первый ряд НКТ; 3- второй ряд НКТ; 4- пакер; 5- пакер. Оборудование для раздельной эксплуатации скважин и его расчет 3. Из описания схем раздельной эксплуатации следует, что в комплект оборудования входят: специальное устьевое оборудование (крестовики, планшайбы, узлы сальников, регуляторы расхода); внутрискважинное оборудование (промывочные клапаны, муфты перекрестного течения, уплотнения, пакеры, шлипсовые механизмы, обратные клапаны). Рассмотрим более подробно отдельные примеры конструкций этих элементов. При раздельной эксплуатации фонтанирующих пластов может использоваться сдвоенная фонтанная арматура (рис. 4) тройникового типа. Над колонной головкой устанавливается трубная головка, состоящая из крестовины 9, к боковым фланцам которой присоединены задвижки10. В верхнюю коническую расточку крестовины вставлены два конических трубодержателя 7и8, на которых подвешены параллельные колонны труб. Над крестовиной устанавливается двухпроходной переводник 6. К его верхнему фланцу крепится сдвоенная прямоточная задвижка 5. Для регулировки режима работы пластов служат устьевые штуцеры, устанавливаемые в двух струнных 121 выкидных линиях1и 4. В верхней части арматуры на прямоточной центральной задвижке 3установлены лубрикаторы 2.  Рисунок 4. Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры выкидная линия; 2- лубрикаторы; 3- прямоточная центральная задвижка; 4- выкидная линия; 5-сдвоенная прямоточная задвижка; 6- двухпроходной переводник; 7-8 конический трубодержатель; 9- трубная головка; 10- задвижки. В описанном оборудовании оригинальным узлом является крестовик с коническими трубодержателями, остальные узлы и детали заимствованы из фонтанной арматуры. Конструкция оборудования устья позволяет последовательный спуск насосно-компрессорных труб, работу с клиновыми захватами и элеваторами, использование превентора и проведение прямой и обратной промывки скважины. Оборудование устья устанавливается на фланец кондуктора, навинченный на верхнюю его трубу, и крепится по средством болтов. К верхнему фланцу крестовины крепится упорный фланец, на котором расположена упорная шайба с отверстиями, через которые пропущены удерживаемые колонны НКТ. Выше упорного фланца располагается фланец с ввернутым патрубком для размещения превентора. При эксплуатации пластов скважинными насосами может использоваться планшайба, закрепленная шпильками на фланце колонной головки. В планшайбе имеются две ступенчатые расточки, в которые вставлены две муфты. Зазор между муфтами и планшайбой герметизируется кольцевыми уплотнениями. В нижней части муфт имеется резьба для соединения ее с насосно-компрессорными трубами, в верхней части – резьба для соединения с устьевым сальником. Сбоку каждого корпуса устьевого сальника имеется отвод с фланцем для транспортирования продукции пласта, а верхняя часть снабжена уплотнением, подтягиваемым регулировочной гайкой. Для создания встречных потоков во внутрискважинном оборудовании применяются узлы перекрестного течения для направления потока жидкости, идущего сверху по насосно-компрессорным трубам в затрубье и наоборот. Подобная муфта может быть установлена, например, над пакером. В этом случае жидкость, подаваемая по колонне НКТ, будет выходить в кольцевое пространство, а жидкость, идущая снизу по колонне труб, будет направляться в кольцевое пространство, образованное НКТ и вторым концентричным рядом труб, вворачиваемых сверху в корпус. Пакер служит для длительного разобщения внутренних полостей колонн труб, а также для создания неподвижности уплотняющих устройств и различных элементов внутрискважинного оборудования, связанного с ним. Пакер работает в сложных условиях под действием значительных усилий, давлений, температур. Он может быть окружен агрессивной жидкостью. При одновременной раздельной эксплуатации применяется пакер ПНГО-160 (рис. 5). Он состоит из двух частей, перемещающихся относительно друг друга в осевом направлении. В верхней части располагается головка, в которой размещены центрирующие подпружиненные башмаки, удерживаемые штифтами. Головка имеет три паза для шлипсов, хвостовики которых размещены в Т-образных пазах стакана. В нижнюю часть пакера входит корпус, на котором установлена самоуплотняющаяся манжета. Корпус через переводник соединен со стаканом. В нижней части корпуса установлен откидной клапан, фиксируемый в закрытом положении пружиной. Верхняя и нижняя части пакера подвижно соединены патрубком.  Рисунок 5. Пакер ПНГО-160 1- головка; 2- центрирующие подпружиненные башмаки; 3- штифты; 4- шлипсы; 5- патрубок; 6- хвостики в т образных пазах; 7- переводник; 8- корпус; 9- самоуплотняющаяся манжета; 10- откидной клапан; 11- пружина. Пакер устанавливают с помощью НКТ или штанг, на которых закреплен толкатель, упирающийся в бурт нижней части пакера. При этом хвостовик открывает клапан. В процессе спуска, благодаря наличию сил трения между башмаками и колонной, пакер растянут, а шлипсы находятся в нижней части пазов головки. После достижения места установки пакера толкатель извлекается из скважины и спускается колонна подъемных труб со специальным фильтром, который своим хвостовиком открывает откидной клапан, а буртом садится на торец головки и перемещает верхнюю часть пакера относительно нижней. При этом шлипсы раздвигаются и вступают в контакт с эксплуатационной колонной. При перемещении пакера по внутренней полости труб шлипсы скользят по их поверхности до тех пор, пока не попадут в зазор между торцами труб. За счет этого шлипсы выходят из пазов, пакер сжимается и фиксируется в скважине. После фиксации пакера зазор герметизируется самоуплотняющейся манжетой. Для извлечения пакера в скважину опускается труболовка, улавливающая пакер за верхнюю часть. Она растягивает его, после чего становится возможным извлечь его на поверхность. Заключение Таким образом можно сказать что Применение технологий ОРЭ позволяет обеспечить проектные уровни добычи нефти на месторождениях, имеющих в разрезе несколько продуктивных горизонтов. Разработка и внедрение систем одновременно-раздельной эксплуатации с экономической точки зрения является наиболее приемлемым вариантом, позволяющим приобщить к разработке дополнительные горизонты многопластовых месторождений. В данной работе обоснована актуальность и целесообразность применения одновременно-раздельной эксплуатации на многопластовых нефтяных месторождениях и проведено теоретическое исследование работы различных технологических схем ОРЭ. Промысловый опыт использования установок для ОРЭ указывает на высокую эффективность данного метода. Внедрение систем ОРЭ позволяет сократить затраты на строительство скважин практически в два раза, снизить затраты на добывающее оборудование и на обустройство месторождения. Использование технологий ОРЭ повышает рентабельность отдельных скважин за счет приобщения непромышленных запасов нефти или разных по эксплуатационным и технологическим свойствам пластов одного объекта разработки. Библиографический список Рыбин, А. А. Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов: учебное пособие: в III ч. / А.А. Рыбин, Д.И. Шишлянников, С.В. Воробель. – Пермь: Издательство Пермского национального исследовательского политехнического университета 2018. - 109 с. Максутов, Рафхат Ахметович. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р. А. Максутов, Б. Е. Доброскок, Ю. В. Зайцев. - Москва: Недра 1974. – 63 с. Статья в интернете Одновременно-раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной [Электронный ресурс]. – Режим доступа: URL:https://revolution.allbest.ru/manufacture/00920291_0.html Приложение Приложение А Рисунок 1. Схема раздельного отбора пластовой жидкости из двух пластов с применением одного пакера Рисунок 2. Схема струйного насоса в скважине 1- верхний пласт 2- нижний пласт. Приложение Б Рисунок 3. Схема раздельного отбора нефти из двух пластов с применением концентрично расположенных колонн НКТ эксплуатационная колона; 2- первый ряд НКТ; 3- второй ряд НКТ; 4- пакер; 5- пакер. Рисунок 4. Общий вид сдвоенной фонтанной арматуры выкидная линия; 2- лубрикаторы; 3- прямоточная центральная задвижка; 4- выкидная линия; 5-сдвоенная прямоточная задвижка; 6- двухпроходной переводник; 7-8 конический трубодержатель; 9- трубная головка; 10- задвижки. Приложение В Рисунок 5. Пакер ПНГО-160 1- головка; 2- центрирующие подпружиненные башмаки; 3- штифты; 4- шлипсы; 5- патрубок; 6- хвостики в т образных пазах; 7- переводник; 8- корпус; 9- самоуплотняющаяся манжета; 10- откидной клапан; 11- пружина. |