Iphone
shpora.me - незаменимый помощник для студентов и школьников, который позволяет быстро создавать и получать доступ к шпаргалкам или другим заметкам с любых устройств. В любое время. Абсолютно бесплатно. Зарегистрироватся | Войти

* данный блок не отображается зарегистрированым пользователям и на мобильных устройствах

TTDN_otvety-voprosy_k_ekzamenu -anonymous

Временная классификация скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)

(приложение 2 к приказу МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126):

Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят опережающие эксплуатационные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины. Пробная откачка нефти и газа из скважин не превышает три месяца. Период пробной эксплуатации разведочной скважины не превышает одного года.

Опережающие эксплуатационные скважины бурят на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования

рациональной разработки и эксплуатации залежи.

Эксплуатационные скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи.

Нагнетательные скважины бурят для проведения воздействия на эксплуатируемый пласт с помощью закачки воды, газа и других агентов.

Наблюдательные скважины бурят для осуществления систематического наблюдения за изменением давления, положения межфлюидных контактов и других параметров в процессе эксплуатации пласта.

При бурении эксплуатационных скважин осуществляют необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого-технологических и геофизических исследований, устанавливаемый в проектах бурения с учетом конкретных задач той или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения.

По результатам эксплуатационного бурения проводят перевод запасов нефти и газа из категории С1 в категории В и А. Проектирование строительства скважин осуществляется и на категорию С2.

На месторождениях могут буриться разведочные скважины.

Специальные скважины бурят для:

- проведения специальных исследований;

- сброса промысловых вод;

- ликвидации открытых фонтанов нефти и газа;

- подготовки подземных хранилищ углеводородов и закачки в них газа и жидких углеводородов

(номенклатуру скважин определяют в соответствии с действующими нормативными документами);

- строительства установок для захоронения промышленных стоков (нагнетательные, контрольные, наблюдательные);

- разведки и добычи технических вод.

В специальных скважинах проводят комплекс геолого-технологических и промыслово-геофизических исследований и специальных работ с учетом целевых задач конкретных скважин.

Проектирование и заложение скважин, проведение в них исследований, сбор, обработка и хранение материалов бурения и исследований, составление отчетов по скважинам всех категорий осуществляется в соответствии с действующими положениями, инструкциями, правилами, методическими указаниями и другими документами.

При проектировании конструкций параметрических, поисковых, оценочных и разведочных скважин необходимо предусматривать возможность использования их для эксплуатации залежей нефти и

газа.

Контроль за работой фонда скважин на промысле – расходы на устье, давления на устье, обводненность , содержание мехпримесей (в основном – на КНС) и т.д.

Отчетность о работе фонда скважин – (суточный рапорт, шахматка, МЭР).

Скважина

Цель бурения

Ожидаемый результат

Проектный горизонт

Работы и исследования

Опорная

Изучение геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определение общих закономерностей распространения комплексов oтложений, благоприятных для нефтегазонакопления, выбор наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ. Бурение в узлах пересечений опорных сейсмических профилей

Стратиграфическая привязка разреза, определение его характеристик для интерпретации данных полевой геофизики, выявление признаков нефтегазоносности пород и оценка перспектив нефтегазопосности района, выяснение гидрогеологических условий района, получение сведений о других полезных ископаемых

До технически возможных глубин бурения

Сплошной отбор и исследования керна по неизученной части разреза, ГТИ, детальные ГИС в неизученной части разреза, ИПТ, испытания в колонне нефтегазоносных горизонтов

Параметрическая

Изучение строения и перспектив нефтегазоносности возможных зон (областей, районов) нефтегазонакопления, выявление наиболее перспективных участков поисковых работ. Бурение в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях

Уточнение стратиграфического строения и геолого-геофизических характеристик пород, выявление нефтегазоносных горизонтов, оценка перспектив и прогнозных ресурсов, выявление запасов категории С2

Фундамент (при технической возможности достижения)

То же для исследований и испытаний, отбор керна в объеме 20% от толщины комплекса изучаемых пород, а в перспективных на нефть и газ интервалах - сплошной

Структурная

Выявление и подготовка перспективных площадей (структур) для поискового бурения, когда применение полевых геофизических методов затруднено или экономически нецелесообразно, изучение физических характеристик пород, проверка положений опорных горизонтов

Подготовленная площадь (структура)

Маркирующий структурный горизонт

То же для исследований и испытаний, отбор керна в объемах, обеспечивающих построение и определение характеристик разреза

Поисковая

Открытие нефтегазовых месторождений на новых площадях или новых залежей на известных месторождениях. Бурение на локальных структурах и ловушках, удовлетворяющих требованиям подготовленности для поискового бурения

Оценка промышленной значимости выявленных залежей, запасы нефти и газа категорий С2 и C1

Нефтегазоперспективные комплексы пород до технически доступных глубин

Отбор керна на границах стратиграфических комплексов и в нефтегазоперспективных интервалах, ГТИ, детальные ГИС ниже первого флюидоупора, ИПТ, испытания в колонне нефтегазоносных горизонтов

Оценочная

Подготовка данных для оценки запасов и обоснования целесообразности разведки и разработки месторождений (залежей) Бурение на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью

Запасы нефти и газа категорий С2 и С1

Продуктивный горизонт (нижний или один из горизонтов при большом числе залежей)

Отбор керна в продуктивных интервалах, ГТИ, детальные ГИС в продуктивных и перспективных интервалах, ИПТ, поинтервальные испытания в колонне продуктивных и водоносных пластов с отбором проб флюидов, интенсификация притоков, пробная эксплуатация

Разведочная

Подготовка исходных данных для уточнения запасов и составление проекта (схемы) разработки месторождения (залежи). Бурение на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью

Перевод запасов категорий С2 в С1

То же

То же, ГТИ при необходимости

Эксплуатационная, в том числе добывающая, опережающая добывающая, нагнетательная, наблюдательная, контрольная, пьезометрическая

Добыча нефти и газа; контроль за разработкой месторождения или залежей

Добыча нефти и газа; перевод запасов из категории С1 в категории В и А

Эксплуатируемая залежь (пласт)

Отбор керна в продуктивном пласте (при необходимости), ГТИ и ГИС согласно геолого-техническому наряду

Специальная

Проведение специальных работ: выявление горизонта (пласта) для закачки промысловых вод; ликвидация открытых фонтанов нефти и газа; подготовка подземных хранилищ углеводородов; разведка и добыча технических вод; захоронение промышленных стоков

Определяется назначением скважины

Определяется назначением скважины

ГТИ, ГИС и другие работы по индивидуальному проекту с учетом целевых задач скважины

Учет фонда скважин. Показатели использования фонда скважин.

Пользователем недр ведется в установленном порядке учет фонда скважин. Пробуренный фонд включает добывающие, нагнетательные, контрольные, специальные, разведочные, ликвидированные и законсервированные скважины.

Эксплуатационный фонд скважин включает добывающие, нагнетательные и специальные скважины, за вычетом законсервированных и ликвидированных, и подразделяется на действующий фонд, бездействующий фонд и фонд скважин, находящихся в освоении и ожидании освоения после бурения.

К действующему фонду скважин относятся скважины, дававшие продукцию (находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода независимо от числа дней их работы в этом месяце. В действующем фонде выделяются скважины, дающие продукцию (находящиеся под закачкой), и скважины, остановленные по состоянию на конец месяца, из числа скважин, дававших продукцию (находившихся под закачкой) в этом месяце.

К бездействующему фонду относятся скважины, не дававшие продукцию (не находившиеся под закачкой) в последнем месяце учитываемого периода. В бездействующем фонде отдельно учитываются скважины, остановленные в текущем году и до начала следующего года.

В целях предотвращения разбалансирования реализуемой системы разработки не допускается остановка и вывод в бездействующий фонд скважин по причине низкого дебита или высокой обводненности, если уровень обводнения ниже предельного уровня, предусмотренного проектной документацией. Бездействующий фонд скважин может составлять не более 10 % эксплуатационного фонда.

К скважинам, находящимся в освоении и ожидании освоения после бурения, относятся скважины, завершенные строительством и не давшие продукцию (не находившиеся под закачкой). В фонде освоения скважин отдельно учитываются скважины, включенные в него в текущем году.

ДейсФ=Дающие+Простой

ЭксФ=ДФ+Безд.Ф+ФОсв.

МесячЭкспРапорт: время работы и накопления, время простоя - регистрируется.

Время бездействия, время освоения - вычисляется.

Коэффициент эксплуатации ДФ скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации (работы ДФскв) к календарному времени работы ДФ (время работы+простой).Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФ

Коэффициент использования экспл. фонда скважин - отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте: Кисп=Nдейст./(Nдейств. + Nбезд. +Nосв.)= (Траб ДФ/Ткал.эф)?, где Nдейст. – количество действующих скважин на конец года; Nбезд. – количество бездействующих скважин на объекте на конец года; Nосв. – количество скважин, находящихся в освоении после бурения.

http://konspekta.net/studopediaorg/baza8/253379669715.files/image018.jpg

Содержание и этапность проектирования при разработке месторождений.

Этапы проектирования:

1.Технико-экономическое обоснование (ТЭО) представляет собой проектный документ, обосновывающий целесообразность освоения месторождения, и состоит из: определение целей проекта;прогноз внешних условий его реализации;установление возможных ограничений;составление различных вариантов технологических схем и технических решений;оценка сравнительной экономической эффективности;оценка побочных социальных и экологических последствий реализации проекта;суммарная комплексная оценка проекта и присущей ему степени инвестиционного риска и надёжности полученных оценок.

На основе ТЭО наиболее приемлемый вариант принимается для детальной проектной проработки и утверждается в виде «Технического задания на составление технологического проекта разработки».

2.Технологическая схема разработки— это комплекс технологических и технических решений по реализации системы разработки, который характеризуется определённой структурой природно-технологического комплекса и проектными технологическими показателями разработки.

3.Проект пробной эксплуатации определяет задачи, порядок проведения и технологические показатели эксплуатации одной или нескольких скважин, расположенных на опытных участках или полигонах месторождения. Целью проведения пробной эксплуатации является получение геолого-технологической информации, необходимой для составления проекта разработки, а также промыслово-экспериментальной проверки новых технологий и техники.

4.Проект опытно-промышленной эксплуатации (ОПЭ) - геотехнологический проект, составляемый на первой стадии проектирования для ускорения промышленного освоения месторождения путём сочетания задач промышленной разведки и поставки товарной продукции. Одновременно с первой очередью технологической схемы разработки проводится комплекс геолого-геофизических, газогидродинамических и специальных исследований скважин и пластов с целью уточнения геометрических (морфологических) характеристик объекта, коллекторских свойств пласта, запасов газа, активности водоносного бассейна, продуктивности скважин и их добычных возможностей, определения эффективности различных методов интенсификации притока газа к скважине, оценки эффективности различных технических решений. Как правило, проект ОПЭ составляется на 3-5 лет. Результаты ОПЭ служат основой для составления проекта промышленной разработки.

5.Технологический проект разработки определяет рациональную систему разработки объектов и концептуально техническую систему, обеспечивающую рентабельные поставки товарной продукции.

6.Проект промышленной разработки - геотехнологический проект полного развития системы разработки на периоды постоянной и падающей добычи. Он включает оценки вариантов использования объекта разработки для других технологических целей (таких как перевод в подземное хранилище газа и др.), а также рекомендации по использованию остаточных запасов низконапорного газа после завершения промышленной разработки. Применительно к проектированию разработки газоконденсатных месторождений это означает оценку целесообразности применения вторичных методов разработки. Проект может корректироваться в будущем в ходе авторского надзора или по результатам анализов разработки.

7.Проект обустройства месторождения - совокупность технологического и технического проектов системы добычи, сбора и промысловой подготовки газа и конденсата. Данные проекты составляются для реализации ранее принятого геотехнологического проекта разработки.

8.Проекты реконструкции и модернизации системы разработки включают анализ причин отклонения фактических показателей от проектных, анализ фактической эффективности систем, результатов финансовой деятельности недропользователей.

Строительство и технология проектирования:

1.Проектирование обустройства месторождения/группы месторождений - генсхема (для крупных месторождений), проект обустройства, рабочая документация

2.Проектирование строительства скважин - групповые и индивидуальные технические проекты (могут включать проекты консервации и ликвидации)

3.Кустование скважин

4.Технологическая схема сбора и подготовки продукции к транспорту, проектирование строительства объектов

5.Система ППД (включая водоснабжение)

6.Проектирование и строительство объектов использования ПНГ

7.Извлечение попутных компонентов – сера, гелий, другие

8.Вопросы промышленной безопасности и ОВОС (оценка воздействия на окруж серду).

- не в порядке строгой очередности

- возможно объединение

Конструкции скважин для разработки месторождений. Основные элементы скважины.

Конструкцией скважины - взаимное расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну.

Направление- предназначено для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5 м до 40 м. Три бочки.

Кондуктор- изолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 метров. Случаи смещения колонн.

Техническая колонна- служит для перекрытия пластов при сложных геологических условиях бурения (несовместимые по пластовым давлениям слои, зоны высокого поглощения , отложения, склонные к набуханию, осыпанию, АВПД,АНПД,выше газ, цемент до устья нужно и т.п.).

Эксплуатационная колонна- необходима для эксплуатации скважины. Спускается до продуктивного пласта (плюс зумпф, если забой не открытый). Ввиду важности ее назначения уделяется большое внимание ее прочности и герметичности.

Конструкция скважин выбирается исходя из обеспечения реализации проектных способов и режимов эксплуатации скважин, создания необходимых депрессий и репрессий на пласт.

Конструкция обсадных колонн эксплуатационных скважин выбирается исходя из обеспечения возможности монтажа, демонтажа и длительной эксплуатации скважинного оборудования, установки клапанов-отсекателей, пакерующих и других устройств.

Не допускается уменьшение внутреннего диаметра эксплуатационной колонны снизу вверх.

Скв. бурят на 50 м ниже водонефтяного контакта

Наиболее распространенные в пробуренном в предыдущие десятилетия фонде в Западной Сибири конструкции скважин (направление/кондуктор/техническая (промежуточная) колонна/эксплуатационная колонна):наружние диаметры колонн:1 – 426/325/219/146; 2 – 325/219/146; 3 – 426/168 – водозаборная скважина; 140 мм – условный диаметр (139,7 мм).

Толщины стенок 7-11м.

Многоствольная скв- разветвление выше кровли пласта

Многозабойная скв – разветвление скв внутри пласта

Приток жидкости к скважине. Закон Дарси. Формула Дюпюи.

Вблизи каждой скв в однородном пласте течение жидкости близко к радиальному, значит радиальная схема фильтрации.

Закон линейной фильтрации Дарси: Vлинейной фильтрации прямо пропорциональна перепаду P и обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся жидкости.

Vфильтрац в дифференциальной форме: ,где k-прониц, μ-вязкость, - град давл вдоль радиуса(линии тока).

h- действительная толщина пласта – перпендикуляр от кровли до подошвы, через него проходит фильтрация.

Объемный расход жидкости: q=vSсеч.пласт.цилиндра=2πrh

Объёмный дебит одиночной скважины в пластовых условиях вычисляется по формуле Дюпюи( для открытого забоя, а не перфорации скв): - для 1скв.

Формула Дюпюи предполагает «идеальные» условия фильтрации. На практике дебит скважин может быть значительно меньше, чем определенный по формуле Дюпюи, по следующим причинам: - в реальных условиях призабойная зона скважины загрязнена вследствие некачественного вскрытия продуктивного пласта (первичного и вторичного), а также многократного в процессе эксплуатации скважин их глушения - конструкция забоя скважин, как правило, такова, что скважина сообщается с пластом через перфорационные отверстия. Площадь поверхности притока в этом случае будет отличаться от площади притока  скважины с открытым забоем (для которой и получена формула Дюпюи) - продуктивный пласт в скважинах в силу ряда причин нередко перфорируется не по всей толщине, а частично. Это также создает дополнительные фильтрационные сопротивления и отрицательно сказывается на дебите скважины.

Формулы радиального притока, вследствие их простоты, часто используются в инженерных расчетах. При этом погрешности в оценке исходных параметров, таких как k, h, μ, (Pк – Pс(Pз)), непосредственно влияют на величину q. Что касается величин Rк и rс, то, поскольку они находятся под знаком логарифма, в отношении их допустимы значительные погрешности.

Гидропроводимость→способность пласта коллектора пропускать через себя жидкость, насыщающую его поры. ε = (k x h)/ µ, где: k - проницаемость горных пород; h - толщина пласта; µ - вязкость жидкости, насыщающейпоры пласта.

Совершенные и несовершенные скважины. Виды несовершенства скважин.

Первичное вскрытие пласта- при бурении скв.

Вторичное вскрытие пласта – при перфорации и эксплуатации.

Коэффициент совершенства скважины- совершенная скважина предполагает вскрытие пласта на всю его толщину и имеет конструкцию с открытымзабоем. При неполном вскрытии пласта вводят коэффициент несовершенства скважины по степенивскрытия, при применении различных забойных фильтров и перфорации вводят коэффициентнесовершенства скважины по характеру вскрытия. Как правило, скважина несовершенна как по степени, таки по характеру вскрытия пласта.

Коэф. Гидродинамического совершенства скв – отношение дебета перфорируемой скв к дебиту с открытым забоем, принятой за эталон при прочих равных условиях.

Скорость спуска/подъема долота≤1 м/с.

Пласт перфорируется частично, а не по всей длине. 1 залеж водоплавающая, у воды вязкость<нефти, газа.

Скв. совершенная по степени и характеру вскрытия:

Несовершенные скв: а – несовершенная по степени вскрытия - с открытым забоем, частично вскрывает пласт на величину b . ϭ= b / h б – несовершенная по характеру вскрытия -скв с перфарированым забоем и вскрывает пласт на всю толщину в – несовершенная по степени и по характеру вскрытия - скв перфарирована не на всю толщину пласта и вскрывает его частичноСкин-эффект/скин-фактор + влияние фильтра (количество, диаметр, глубина отверстий – в случае перфорации). Прониц призабойн зоны> пласта, то скин-эффект отриц, а ессли ухудшили пласт, то положит.

Схема фильтрации жидкости к скважине с двойным видом несовершенства:

Представим приток в скважину с двойным несовершенством состоящим из двух последовательных притоков: - притока в фиктивную несовершенную по степени вскрытия скважину увеличенного радиуса R и притока в несовершенную по характеру вскрытия скважину с действительным радиусом rс и плотностью перфорации n.

При этом движении поток жидкости на своем пути от контура питания Рк до стенки скважины rс будет последовательно преодолевать несколько фильтрационных сопротивлений: R1 - фильтрационное сопротивление от Рк до стенки фиктивной скважины R, R2 - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия и равное - (μ/2πkh) *С1, где С1 - коэффициент, учитывающий несовершенство по степени вскрытия фиктивной скважины радиусом R, R3 - фильтрационное сопротивление от R до стенки скважины rс при толщине пласта b = δ٠h, где δ - степень вскрытия; R4 - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством по характеру вскрытия при толщине пласта также b = δ٠h и учитываемое коэффициентом C2. Приток в такую сложную систему определится

следующим образом: http://judywhiterealestate.com/text.files/image089.gif,http://judywhiterealestate.com/text.files/image090.gif, http://judywhiterealestate.com/text.files/image100.gif

Конструкции забоев скважин.

Конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

- механическую устойчивость призабойной зоны пласта (ПЗП), доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;

- эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

-возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

- возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта (избирательная перфорация, заколонные пакеры);

- возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

а - открытый забой- электрич каротаж б - забой, перекрытый колонной, перфорированной перед ее спуском-нет взрывных работ, спуск хвостовика чтоб предотвратить обрушение стенок в - забой с фильтром-хвостовиком г - перфорированный забой (также – фильтр с заглушками (например, магниевыми) ),взрывные работы,есть цемент где перфорируют

1. При открытом забое(а) - башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки. Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым. Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

3. Второй вариант (в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.

4. Скважины с перфорированным забоем (г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:

Скважина с перфорированным забоем преимущества:

-упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;

-надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией (допустимые депрессии/репрессии);

- возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;

- возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная закачка или отбор и др.);

- устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.

Вторичное вскрытие пластов. Способы перфорации. Перфораторы.

Первичное вскрытие пласта- при бурении скв

Вторичное вскрытие пласта – при перфорации и эксплуатации

Способы перфорации: пулевая, торпедная, кумулятивная, пескоструйная, сверлящая.

Первые три способа перфорации осуществляются на промыслах геофизическими партиями с помощью оборудования, имеющегося в их распоряжении.

1) Пулевой перфорация - в скважину на электрическом кабеле спускается стреляющий пулевой аппарат, состоящий из нескольких (8 - 10) камор - стволов, заряженных пулями диаметром 12,5 мм. Каморы заряжаются взрывчатым веществом (ВВ) и детонаторами. При подаче электрического импульса происходит залп. Пули пробивают колонну, цемент и внедряются в породу. Существует два вида пулевых перфораторов:1. перфораторы с горизонтальными стволами. В этом случае длина стволов мала и ограничена радиальными габаритами перфоратора; 2. перфораторы с вертикальными стволами с отклонителями пуль на концах для придания полету пули направления, близкого к перпендикулярному по отношению к оси скважины.

Пулевой перфоратор с вертикально-криволинейными стволам и ПВН- 90. П ри вертикально расположении стволов объем камор и длина стволов больше.

2) Торпедная перфорация осуществляется аппаратами, спускаемыми на кабеле и стреляющими разрывными снарядами диаметром 22 мм. Внутренний заряд ВВ одного снаряда равен 5 г.

Пулевая и торпедная перфорации применяются ограниченно.

Максимальная толщина вскрываемого интервала кумулятивным перфоратором достигает 30 м, торпедным - 1 м, пулевым - до 2,5 м. Это является одной из причин широкого распространения кумулятивных перфораторов.

3)Кумулятивная перфорация осуществляется стреляющими перфораторами, не имеющими пуль или снарядов. Прострел преграды достигается за счет фокусированного взрыва. Такая фокусировка обусловлена конической формой поверхности заряда ВВ, облицованной тонким металлическим покрытием (листовая медь толщиной 0,6 мм). Энергия взрыва в виде тонкого пучка газов + продуктов облицовки пробивает канал. Кумулятивная струя приобретает скорость в головной части до 6 - 8 км/с и создает давление на преграду до 0,15 - 0,3 млн. МПа. При выстреле кумулятивным зарядом в преграде образуется узкий перфорационный канал глубиной до 350 мм и диаметром в средней части 8 - 14 мм. Масса ВВ одного кумулятивного заряда составляет (в зависимости от типа перфоратора) 25 - 50 г. Все кумулятивные перфораторы имеют горизонтально расположенные заряды и разделяются на корпусные и бескорпусные. Корпусные перфораторы после их перезаряда используются многократно. Бескорпусные - одноразового действия. Корпусные перфораторы позволяют простреливать интервал до 3,5 м за один спуск, корпусные одноразового действия - до 10 м и бескорпусные, или так называемые ленточные - до 30 м (несколько иные оценки).

В ленточном перфораторе заряды смонтированы в стеклянных (или из другого материала) герметичных чашках, которые размещены в отверстиях длинной стальной ленты с грузом на конце. Вся гирлянда спускается на кабеле. Обычно при залпе лента полностью не разрушается, но для повторного использования не применяется. Головка, груз, лента после отстрела извлекаются на поверхность вместе с кабелем (или обрываются!). К недостаткам бескорпусных перфораторов надо отнести невозможность контролирования числа отказов (обрывы и «вываливание» зарядов), тогда как в корпусных перфораторах такой контроль легко осуществим при осмотре извлеченного из скважины корпуса (и ЛМ).

Ленточный кумулятивный перфоратор ПКС105: КН - кабельный наконечник; 1 - головка перфоратора; 2 -стальная лента; 3 - детонирующий шнур; 4 - кумулятивный заряд; 5 - взрывной патрон; 6 - груз Корпусной кумулятивный перфоратор ПК-105ДУ: 1 - взрывной патрон; 2 - детонирующий шнур; 3 - кумулятивный заряд; 4 - электропровод http://judywhiterealestate.com/text.files/image106.jpg http://judywhiterealestate.com/text.files/image107.jpg

Глубина перфорации – модели.

ПНКТ (нет кабеля, другая инициация). Преимущество - на депрессии.

Разрушающиеся перфораторы - ПР (спуск через НКТ без глушения скважины). Преимущества – (1) на депрессии; (2) – интервал открыт.

Сверлящие перфораторы (ПС - 112) – огромный плюс - «щадящее» вскрытие, но - малая глубина проникновения (до недавнего времени).

4) При гидропескоструйной перфорации разрушение преграды происходит в результате использования абразивного и гидромониторного эффектов высокоскоростных песчано-жидкостных струй, «вылетающих» из насадок специального аппарата - пескоструйного перфоратора, прикрепленного к нижнему концу насосно-компрессорных труб. Пескоструйная перфорация позволяет получить достаточно чистые и глубокие перфорационные каналы в пласте. В настоящее время ежегодно обрабатываются около 1500 скважин этим методом.

Аппарат для пе скоструйной перфорации АП-6М: 1 – корпус, 2 - шар опрессовочного клапана; 3 - узел насадки; 4 - заглушка; 5 - шар клапана; 6 - хвостовик; 7 – центратор . Перфораци я производится пескоструйным аппаратом, спускае мым на насосно-компрессорных трубах. Аппарат А П-6М конструкции ВНИИ имеет 6 боковых отверстий. http://judywhiterealestate.com/text.files/image109.jpg

В пескоструйном аппарате предусмотрены два шаровых клапана. Диаметр нижнего клапана меньше, чем седло верхнего клапана, поэтому нижний шар свободно проходит через седло верхнего клапана. После спуска аппарата, обвязки устья скважины и присоединения к нему насосных агрегатов система опрессовывается давлением, превышающим рабочее в 1,5 раза. Перед опрессовкой в НКТ сбрасывается шар диаметром 50 мм от верхнего клапана для герметизации системы. После опрессовки обратной промывкой, т. е. закачкой жидкости в кольцевое пространство, верхний шар выносится на поверхность и извлекается. Затем в НКТ сбрасывается малый - нижний - шар, и при его посадке на седло нагнетаемая жидкость получает выход только через насадки. После этого проводится перфорация закачкой в НКТ водопесчаной смеси (плюс загустители). Концентрация песка в жидкости обычно составляет 80 - 100 кг/м3.

При гидропескоструйной перфорации создание отверстий в колонне, цементном камне и канала в породе достигается приданием песчано-жидкостной струе очень большой скорости, достигающей нескольких сотен метров в секунду. Перепад давления при этом составляет 15 - 30 МПа. В породе вымывается каверна грушеобразной формы, обращенной узким конусом к перфорационному отверстию в колонне. Размеры каверны зависят от прочности горных пород, продолжительности воздействия и мощности песчано-жидкостной струи. При стендовых испытаниях были получены каналы до 0,5 м.

Плотность перфорации:

10-12 отверстий на метр – однородный пласт (сверлящий перфоратор – единичные отверстия)

20 отверстий на метр – неоднородный пласт

40 отверстий на метр – нагнетательные скважины

Фазировка зарядов (градус) – поля смотрят в разные стороны, чтоб колонна вся была перфорирована, или угол между направлениями кумулятивных струй двух соседних кумулятивных зарядов, установленных в перфорационную систему.

5) Сверлящий перфоратор (ПГМ-5)

Решаемые задачи:

снятие ограничений применения радиального бурения;

восстановление свойств призабойной зоны пласта, ухудшенной в процессе строительства скважин (при проведении стандартных технологий интенсификации добычи не вся нефтенасыщенная толщина подвергается воздействию);

увеличение степени охвата продуктивной толщины.

Обоснование технологии:

расширяет область применения сверлящих методов, имеет меньшую стоимость;

обеспечивает эффективное вскрытие тонких пластов;

проникновение перфорационных отверстий за пределы зоны кольматации.

Зона кольматации - это тот участок вокруг скважины, в поры которого проникли частицы дисперсной фазы бурового раствора.

Технология радиального бурения:

Бурение в вертикальных скважинах длинных (до 100 м) каналов в разных направлениях на разных уровнях.

Используются специальные насадки (фреза, гидромониторная насадка), койлтьюбинг и гибкий 100 м шланг высокого давления.

Результат:

Увеличение продуктивности скважины более чем в 2 раза.

Увеличение извлекаемых запасов на 1 скважину

Снижение фонда скважин для бурения

Ограничения

Радиальное бурение (каналы длиной до 100 м) имеет ограниченную область применения (углы наклона скважины менее 30 град.).

Строительство скважин: наклонное бурение, кустовое бурение.

Различают откачки из одиночных скважин (одиночные откачки) и кустовые. При откачке из одиночных скважин вокруг нее формируется пьезометрическая поверхность, имеющая воронкообразный характер и обычно называемая воронкой депрессии. При кустовом бурении одна буровая установка (например,морская платформа) используется для создания группы скважин. При помощи наклонно-направленного бурения эти скважины могут вскрывать продуктовые пласты находящиеся на значительном горизонтальном удалении от буровой. Наклонно-направленное бурениенаправленное бурение - метод сооружения скважин, при котором они имеют сложный пространственный профиль, включающий в себя вертикальный верхний интервал, после которого следуют участки с заданными отклонениями от вертикали. Часто используется при разведке и добыче таких полезных ископаемых, как нефть и газ, особенно при многоствольном и кустовом бурении. С 1990-х активно развиваются технологии направленного бурения для создания скважин с горизонтальными участками длиной до единиц километров.

Применение наклонного бурения:

-Проходка с морского основания

-Разбуривание морского нефтяного месторождения с берега

-Отклонение ствола скв от сбросовой зоны (зоны разрыва) по направлению к нефтяному участку

-Проходка наклонной скв, забой которой будет расположен под участком, недоступным для установки буравой

-Бурение на нефтяные пласты моноклинального типа

-аварийная скв

-Соляной купол

Кустовая площадка стремиться сделать минимум расстоян между скв 3-40 м.

Сколько скв одновременно можно тушить: Qср,нефть+газ*газ фактор в 1м3нефти

Кольмататор- чтоб меньше попадало воды из бур. р-ра и бур. р-ра в пласт и залепляет стенки скв, значит создает корку тоньше и прочнее.

Бурение на обсадных трубах решает проблему проходки через зону катастрофического поглощения и исключения одного типоразмера обсадных труб (промежуточную/ техническую колонну). Поставленная цель не была решена, в первую очередь, из-за низкой механической скорости проходки.

Освоение скважин. Способы вызова притока. Оборудование устья скважин.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

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. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой п плавной.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет, и предполагается механизированный способ эксплуатации.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: 1.тартание, 2.поршневание,3. замена скважинной жидкости на более легкую,4. компрессорный метод, 5.прокачка газожидкостной смеси, 6.откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины.

В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины.

1)Тартание - 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. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикрепления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.

Тартание - малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения, так как устьевая задвижка при фонтанных проявлениях не может быть закрыта до извлечения из скважины желонки и каната. Однако возможность извлечения осадка и глинистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине дают этому способу некоторые преимущества – водяные скважины.

Гидровакуумная желонка- для очистки забоя от проппантных и песочных пробок, от крупного шлама или мелких металлических предметов перед ловильными операциями.

C:\Users\дом\Pictures\IMAG0621.jpg

2) При поршневании (свабировании) - поршень (сваб) спускается на канате в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25 - 37,5 мм) с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, прижимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень выносит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75 - 150 м. Поршневание в 10 - 15 раз производительнее тартания. Устье при поршневании также остается открытым, что связано с опасностями неожиданного выброса.

C:\Users\дом\Pictures\IMAG0622.jpg

3) Замена скважинной жидкости(промывка) - 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 обеспечить уменьшение забойного давления и вызвать приток нефти.

Прямая промывка- с глинист р-ра объем изм на воду-прямая- размыв корки, потом обратная – чтоб не допустить осаждения тв.частиц. C:\Users\дом\Pictures\IMAG0623.jpg

Воронка – чтоб прибор не зацепился за край НКТ

Перо – НКТ срезано косо

Голый конец – просто НКТ C:\Users\дом\Pictures\IMAG0624.jpg

4) Компрессорный способ освоения. Этот способ нашел наиболее широкое распространение при освоении фонтанных 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 значительно снижается. Регулируя расход газа (воздуха/азота), 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. C:\Users\дом\Pictures\IMAG0625.jpg

5) Прокачка газожидкостной смеси (пены – в отдельных случаях с непродолжительным задавливанием в пласт). Вода+компрессор→аорирует

6) Освоение с помощью УЭЦН или других насосов качает воду, но не прегодную для нефти→освоение неводозаборной скв и затем насос выкидывают, так как забивается песком- берут старый насос.

Поглощающая скв-для закачки в пласт лишней избыточной воды для поддержания Рпл (эту воду некуда деть-план)

Наблюдательные скв: 1.контрольные – переформированные,2. пьезометрические – при газе,перфорац, очистка.

Оборудование устья скв:

Колонковая головка – устанавливается на кондуктор

Опресовка 120атм – нефть

Важен для газа

Если Р в пласте 10МПа, то и на устье 10МПа

Трубная головка – НКт подвешиваются на задвижки (центральн, линейн, затрубные, буферные)

Манометр – замер Р затрубного и буферного (неверху на елке)

Штуцер d=2-28 мм, Трубы d=60-80мм→дроссель(штуцер).

Арматура до 3т веса.

Кпродуктивности=Qжидк/ΔPh

Кприеммистости=то,что закачивается Vпоглощ за сутки

На устье скважины в процессе ее строительства устанавливают оборудование обвязки обсадных колонн, состоящее из колонных головок двух типов - однофланцевых и двухфланцевых. Колонные головки – соединяет техническую и эксплуатац колонну + герметезирует пространство между ними и контролир Р между трубами. На верхний фланец головки устанавливается фонтанная арматура с манифольдом. Трубная головка – для подвески 1-2 рядов подъемных труб, их герметизация+ технологич операции при освоении, эксплуатац и ремонте скв.

Фонтанная елка-для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку для регулирования режима эксплуатац и контроля за разработкой скв путем спуска глубинных приборов.

Тройниковая арматура с двухструной елкой- в скв механич примеси, рабочая струна – верхняя.

(Фонтанная арматура↕Выкидная линия )↔манифольд(запорные и предохранительные уцстройства, тройники)

Запорные устройства- прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой (3МАД,3МАДП, с двухпластинчатым прибором АФ6Ав) и пробковые краны.

Дроссели елки- на боковых струнах фонтанной арматуры.

Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны: Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7 . Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4 , который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8 . http://judywhiterealestate.com/text.files/image406.jpg

Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 – манометры; 2 – трехходовой кран; 3 – буфер; 4, 9 – задвижки; 5 – крестовик елки; 6 – переводная катушка; 7 – переводная втулка; 8 – крестовина трубной головки; 10 – штуцеры; 11 – фланец колонны; 12 – буфер _Pic69

1 – манометр; 2 – запорное устройство к манометру; 3 – фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник; 6 – дроссель; 7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка; 10 – фонтанная елка

C:\Users\H0bot\Desktop\Тр.png

_Pic72 Регулируемый штуцер: ( дроссель ) предназначен для дросселирования потока бурового раствора при газоводонефтепроявлениях скважины, что-бы создать бесступенчатое регулирование противодавления на забой скважины.

Освоение нагнетательных скважин.

Если целью освоения добывающей скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения (приемистости). Кпродуктивности=Qжидк/ΔPh. Кприеммистости=Q/репрессию.

Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины (попутный эффект – очистка ПЗП). Если осваивается под нагнетание внутриконтурный ряд нагнетательных скважин, то они, как правило, осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя – как добывающая и т. д.

Технические приемы при освоении под закачку:

1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут. до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание ТВЧ (КВЧ). Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их приемистости.

2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны, извлечение из нее воды. Дренаж осуществляется различными методами.

3. Поршневанием - при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий затрубное (кольцевое) пространство. В последнем случае удается обеспечить большие депрессии на пласт.

4. Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.

КВЧ для закачиваемой воды определяется ПТД.

5. Насосным способом (УЭЦН, струйный насос) до стабилизации КВЧ.

6. Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.

7. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал (также -для растворения окалины). Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки (на 1-2 часа). Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание. Закачка+ сразу продавка в пласт, если не подходит, то сразу вымываем.

8. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). В горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ и устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала. Пакер – труба, наверху резина, опустили вниз через нее (НКТ) шарик, он остановился в ней→↑Р и резина набухает→герметизация трубы.

C:\Users\дом\Pictures\IMAG0626.jpg

9. АвтоГРП - для↑V дренирования, нарушается сплошность коллектора: рвется пласт при закачке холодной воды в горячий пласт→охлаждается и камень трескается.

10. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП, после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.

11. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от агрегатов депарафинизации скважин (АДП) или паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).

Нагнет скв:1.Нефть 2.Очистка призабойной зоны 3.↓Рпл

Принципиальная схема газожидкостного подъемника. Условия фонтанирования.

«Столб жидкости создает гидростатическое давление (Р) на забой скважины, которое описывается известным уравнением:P = ρgh, где P - гидростатическое давление; ρ - плотность жидкости; g - ускорение свободного падения; h - высота столба жидкости

Для того, чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины.

Фонтанный способ эксплуатации скважины - Если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется.

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле надо либо уменьшить плотность жидкости (ρ) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h).

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и, соответственно, приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосным способом эксплуатации скважины. В скважину спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

– фонтанный;

– газлифтный;

– насосный

Методы, предполагающие использование внешнего источника мощности для поднятия жидкости на поверхность, носят общее название механизированная добыча».

Принципиальная схема газожидкостного подъемника: - ОЗЕРО

Трубка 1 длиною L погружена под уровень жидкости неограниченного водоема на глубину h . К нижнему открытому концу трубки ( башмак у) подведена другая трубка 2 для подачи с поверхности сжатого газа. На трубке имеется регулятор расхода 3 , с помощью которого можно установить желаемый расход газа. http://judywhiterealestate.com/text.files/image265.jpg

Давление у башмака подъемной трубки 1 будет равно гидростатическому на глубине h. P1 = ρgh и, очевидно, не будет изменяться от того, много или мало газа подается к башмаку. По трубке 2 подается газ, и в трубке 1 создается газожидкостная смесь средней плотности ρс, которая поднимается на некоторую высоту H. Поскольку внутренняя полость трубки 1 и наружная область являются сообщающимися сосудами, имеющими на уровне башмака одинаковые давления, то можно написать равенствоhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image266.gifhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image267.gifПлотность смеси в трубке ρс зависит от расхода газа V. Чем больше V, тем меньше ρс. Изменяя V, можно регулировать Н. При некотором расходе V = V1величина Н может достигнуть L. При V<V1 H<L. При V>V1 H>L и наступит перелив жидкости через верхний конец трубки 1. При дальнейшем увеличении V расход поступающей на поверхность жидкости q увеличится. Однако при непрерывном увеличении V расход жидкости не будет увеличиваться непрерывно, так как под воздействием неизменяющегося перепада давления dР = Р1 - Р2 (Р1 = const, так как h = const), труба определенной длины L и диаметра d должна пропускать конечное количество жидкости, газа или газожидкостной смеси. Таким образом, при некотором расходе газа V=V2 дебит достигнет максимума q = q max. Как увеличить дебит в этом случае?

Уравнение баланса давлений:

При проектировании или анализе работы установок для подъема жидкости из скважин, когда по НКТ движется ГЖС, основным вопросом является определение потерь давления, связанных с этим движением. Рассматривая некоторый участок вертикальной трубы, в которой движется ГЖС, можно записать:

где Р1 - давление в нижней части трубы,

Рс - гидростатическое давление столба ГЖС,

Ртр - сил трения при движении ГЖС,

Рус - создание ускорения потока ГЖС;

Р2 - противодавление на устье, верхнем конце трубы.

Уравнение справедливо для всех случаев: короткой и длинной трубы, вертикальной и наклонной и является основным при расчете потерь давления и их составляющих.

Структура потока ГЖС в вертикальной трубе:

Структуры газожидкостного потока: а – эмульсионная-хорошо для определения обводненности продукции, вязкая, газ движется медленно; б – четочная -легче, пузырьки всплывают; в – стержневая- нефть+вода и газ внутри; газ по центру НКТ прорывается и по стенкам поднимает воднонефтяную эмульсию.

Плотность газожидкостной смеси:

Через данное сечение трубы при движении по ней ГЖС проходит некоторое количество газа и жидкости. Можно представить, что все газовые пузырьки занимают в сечении трубы суммарную площадь fг, а жидкость - остающуюся площадь в том же сечении fж.

Среднестатистические площади в трубе, занятые газом и жидкостью

Плотность газожидкостной смеси ,где f - площадь сечения трубы.

Плотность ГЖС в таком случае определится как средневзвешенная ,где ρж и ρг - плотность жидкости и газа при термодинамических условиях сечения. Обычно fг/f обозначают через φ. Тогда fж/f = 1–φ. http://judywhiterealestate.com/text.files/image292.gif. Величина φ = fг / f называется истинным газосодержанием потока – кол-во газа, растворенного в 1мз в пласт усл.

Условия фонтанирования:

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т.е. на режиме наибольшего к.п.д. За счет давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту, соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту подъема: http://judywhiterealestate.com/text.files/image360.gif

Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к стандартным условиям, называется полным газовым фактором Го. Газ, расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ. Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не полный газовый фактор Го, а меньшее количество газа (за вычетом растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.

Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой поступает Го кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям. Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная работа этого газа при изотермическом его расширении будет равнаhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image361.gif

Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой с каждым кубическим метром нефти будет равноhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image362.gif

Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление Ру, то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии. Количество уносимой энергии можно определить так: http://judywhiterealestate.com/text.files/image363.gif

Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой скважине в процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет равно разности W1 - W2, т. е.

http://judywhiterealestate.com/text.files/image364.gif

Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к.п.д., то удельный расход газа R, необходимого для подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В таком случае количество энергии, минимально необходимое для фонтанирования:http://judywhiterealestate.com/text.files/image365.gif

Следовательно, фонтанирование возможно, еслиhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image366.gif

Откуда следуетhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image367.gif,т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к.п.д., то фонтанирование возможно.

Формулируя условия фонтанирования, необходимо определить действительное количество газа, которое находится в свободном состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. Среднее давление http://judywhiterealestate.com/text.files/image372.gif

Среднее количество свободного газа http://judywhiterealestate.com/text.files/image373.gif

Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор Го относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из нефти, расходуется и на подъем воды. Если n - обводненность - доля воды в поднимаемой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м3 жидкости, будет равен Гср ·(1 - n).

Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное к 1 м3 жидкости (обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который можно приравнять к величине Rопт. Этот газовый фактор называется эффективным газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом растворимости газа условие фонтанирования теперь запишется так: http://judywhiterealestate.com/text.files/image374.gif

или в развернутом видеhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image375.gif

http://judywhiterealestate.com/text.files/image376.jpg

Таким образом, при увеличении обводненности минимально необходимое для фонтанирования давление на забое скважины увеличивается. Влево от точки В (или соответственно от точки A при меньшей обводненности n) лежит область значений Pс , при которых фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество газа Гэф < Rопт .

Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать давление Рнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на забое скважины Рс, прибавив к давлению Рнас гидростатическое давление столба жидкости от глубины Lнас до забоя Н, http://judywhiterealestate.com/text.files/image384.gif,где ρ - плотность насыщенной газом нефти (жидкости).

Расчет фонтанного подъемника:

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. С одной стороны, известны фонтанные скважины, дающие более 1000 м3/сут нефти. С другой стороны, есть фонтанные скважины с дебитом порядка 5 м3/сут. Для обеспечения фонтанировання все скважины оборудуются фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них.

Размеров эксплуатационных труб трубы диаметром диаметром 73 мм. Лишь для фонтанных скважин, имеющих дебит несколько сот метров кубических в сутки, применяются 89 мм трубы. Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином относительном погруженииhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image385.gif.Обычно эти значения лежат в пределах 0,3 - 0,65. Для условия 0,3 < ε <0,65 к.п.д. подъемника при его работе на оптимальном (qопт) и максимальном (qmax) режимах мало отличаются друг от друга. Поэтому следует стремиться к тому, чтобы фонтанный подъемник работал в промежуточном режиме между qопт и qmax . Работа вблизи точки qmax отличастся наибольшей устойчивостью. Работа вблизи точки qопт характеризуется некоторой неустойчивостью, проявляющейся в пульсации работы фонтанного подъемника. А. П. Крылов формулы для определения подачи газожидкостного подъемника для этих основных двух режимов работы: http://judywhiterealestate.com/text.files/image386.gif

Тк qопт = qmax (1- ε), то подача на режиме наивысшего к.п.д. будетhttp://judywhiterealestate.com/text.files/image387.gif

Если Рб > Рнас, то в формулы (8.46) и (8.47) необходимо подставить вместо Рб давление насыщения Рнас, а вместо L расстояние Lнас от устья до точки, где давление равно Рнас. Формулы можно решить относительно диаметра d. Соответственно из (8.46) получим

http://judywhiterealestate.com/text.files/image388.gif,http://judywhiterealestate.com/text.files/image389.gif

По этим формулам определяется диаметр фонтанных труб, необходимый для обеспечения в одном случае максимальной подачи, а в другом - оптимальной при прочих заданных условиях (Рб, Ру, L, ρ). Необходимо, чтобы приток жидкости из пласта в скважину, который определяется формулой притока, равнялся бы пропускной способности фонтанного подъемника при одном и том же давлении на забое Рс или давлении у башмака Рб .

Параметры режима работы фонтанной скважины.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб на трубы меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

Параметры работы фонтанной скв:

1. дебит скважины (м3/сут, т/сут);

2. забойное (пластовое) давление Рза6 (Рпл), МПа –(Рз>на 50 Рнасыщ→изм штуцер);

3.обводненность продукции В, (%, д.ед.); - обводненность 40-50% одной скв, то ряд закрывают. При ↑обводнености надо ↓дебит

4.параметры на устье:

- Р на устье скважины, МПа;

- давление в затрубном пространстве Рзат , МПа –между НКТ и экспл колонной - если↓Рзатр→↑ВОбводненность и ↓Рзабоя;

- Рбуферное

- Рлинейное –перепад до и после штуцера

- проходной поперечник штуцера dшm, мм; - с ↑d штуцера, ↑дебет и ↓ Рбуферное.

- газовый фактор Go, (м3/м3, м3/т);

5. содержание механических примесей (песка) в продукции М, (кг/м3, кг/т);

6. содержание парафина (смол, асфальтенов) П, (кг/м3, кг/т);

также остальные свойства продукции (плотность нефти и воды, вязкость нефти и воды и т.п.). Не считая того, в процессе этих исследований часто фиксируют на каждом режиме работы скважины: кривые распределения давления и температуры по длине скважины; профили притока; создают отбор проб продукции с различных глубин.

Изменение режима:

Прорыв воды, газа, вынос песка.

Рзаб в устанавл ПТД в составе скв при ↓Рпризабойной зоны немного ниже Рнасыщен не ухудшает продуктивность, а ухудшает, когда ↓Р сильно Рнасыщен, газ затыкает поры и не дает двигаться нефти. В РФ нельзя снизить Рзаб ниже 25% от Рнасыщен.

Вынос песка(сеноман) – рыхл песчаник, высок v движ газа в пласте; Сахалин-hмал, рыхл песчаник; Яринское местор- мелк депрессии.

Маркировка НКТ – на заводе ближе к середине трубы от муфты.

Предотвращение и борьба с осложнениями при эксплуатации фонтанных скважин.

1. Песчаные пробки – песок в ствол, v потока мала→осаждается перекрыв зумф→пласт→всё.

Метод: тортание, НКТ с пероворонкой+промывка жидкостью с высок расходом или высок вязкостью.

2. Солеотложения – совместимые пресн закачив воды с солью→соль не выпадает.

Соль откладывается везде:перфорацион каналы, внутри стенки экспл скв, на НКТ, оч редко в порах?.

Метод: дозируют ингибиторы, поднимание оборудования и его очистка.

3. Коррозия – страдает наземное оборудование, в пласте мало тк нет О2, на кустах.

4. Парафиноотложения/АСПО(асфальтенопромысловые отложения):в НКТ, в затрубном пространстве, в оборудовании устья и системе сбора.

5. Отсутствие циркуляции

6. Парафиногидратные пробки – вода в продукции

Метод:Лебедка - Аппарат Яковлева d=1,8мм – намотана проволока, спускают крючок(скребок) в НКТ и при подъеме расширяется, пишут дату и время, без полной остановки.

Характеристики ППУ- паровая передвижная установка, АДП – агрегат для депарафинизации, УМП

7. Агрессивные компоненты:

Сероводород – нефть и газ с S, в природном и растворенном состоянии. 1-ые %-опасны, смертельны для человека и металлов.

Сероводородное растрескивание – метал становится хрупким (карачиганак,тингисское)

Углекислый газ – коррозия, в газовых месторождениях

Газлифтная эксплуатация скважин.

Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи

Основными преимуществами газлифтного способа являются: 1) простота конструкции оборудования, в скважину не спускаются трущиеся, быстроизнашивающиеся механизмы; 2) расположение всего оборудования на поверхности (доступно для обслуживания и ремонта); 3) возможность отбора больших объемов жидкости (до 1900 т/сут.) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны; 4) простота регулирования дебита; 5) возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; 6) высокая температура не влияет на работу газлифтных скважин, выделяющийся газ (из продукции пласта) не только не мешает нормальной эксплуатации скважин, а наоборот - облегчает подъем жидкости на поверхность; 7) применим в скважинах малого диаметра; 8) простота исследования скважин; 9) большой межремонтный период (до 2500 сут.) объясняется отсутствием в стволе скважины постоянно действующих механизмов, возможностью смены газлифтных клапанов без подъема труб с помощью канатной техники, а также дозирования в поток рабочего агента различных химреагентов (ингибиторов коррозии, деэмульгаторов, растворителей и др.).

Имеет серьезные недостатки: 1) низкий КПД подъемника и всей системы компрессор -скважина (при низких динамических уровнях КПД подъемника часто не превышает 5%); 2) большой расход труб, особенно в скважинах , склонных к пескопроявлению; 3) высокие капитальные вложения на строительство дорогостоящих компрессорных станций, газораспределительных устройств и газопроводов; 4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти при уменьшении дебита нефти (росте обводненности).

Однако большие капитальные вложения быстро окупаются, себестоимость добычи нефти ниже, чем при добыче нефти насосными способами, за счет большего дебита скважин.

Принципиальная схема газожидкостного подъемника

Давление на забое достаточно велико, что бы преодолеть гидростатическое да вление столба жидкости, п ротиводавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанного с движением этой жидкости.

Эрлифт - Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами (ПАВ), нагрева и длительного отстоя. Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь. Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу. При добыче подземных вод ставим компрессор.

Газлифт - Применение углеводородного газа тоже способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки. Механизм газлифтного способа – подача газа при большом Р к устью скв.

На насос хуже всего влияет свободный газ. Бур р-р должен быть удален до перфорации (вторичного вскрытия), вымывается сначала водой.

Общие принципы газлифтной эксплуатации:

Газлифтная скважина – это, по существу, та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.

По колон не труб 1 газ с поверхности подается к башма ку 2, где смешивается с жидко стью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Зак ачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотно сти, при которой имеющегося давления на за бое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.

Давление газа Р1 в точке его ввода в трубы (ТВГ) пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р1 = hρg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба ΔР1 и потери давления на трение газа в трубе ΔР2, причем ΔР1 увеличивает давление внизу Р1, а ΔР2 уменьшает. Таким образом, , а . В реальных скважинах ΔР1 составляет несколько процентов от Р1, а ΔР2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление в ТВГ Р1 мало отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить давление в ТВГ работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье. Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.

Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха - эрлифтной.

Компремирование газа(компрессорный газлифт):

Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа. Источники сжатого газа (ГВД) - специальные компрессорные станции (КС) либо компрессорные газоперерабатывающих заводов (ГПЗ), развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу. КС – с электрическим или газотурбинным приводом.

Бескомпрессорный газлифт (в том числе внутрискважинный):

Используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений или залежей (из пробуренной газовой скв, а не из НКТ). C:\Users\дом\Pictures\IMAG0628.jpg

Преимущества бескомпрессорного газлифта:

В отличие от насосного (установок ЭЦН и СШН) этот способ эксплуатации имеет ряд преимуществ:

возможность эксплуатировать скважины:

- с большой кривизной ствола

- осложненные соле- и парафиноотложениями

- с высоким содержанием песка в продукции;

позволяет в широких пределах регулировать отбор жидкости, в результате чего упрощается эксплуатация залежей с подошвенной водой;

повышенное содержание газа в нефти и высокая температура пластовой жидкости играют положительную роль в процессе ее «лифтирования» в трубах;

межремонтный период работы газлифтных скважин в 3-5 раз выше насосных; позволяет значительно сократить капитальные и эксплуатационные расходы.

Бескомпрессорный газлифтный способ добычи нефти получил (в б.СССР) применение в различных регионах: в Западном Казахстане Украине, Азербайджане, Киргизии, Туркмении, Краснодарском крае и особенно в Западной Сибири. Однако объемы его внедрения были незначительны.

Конструкции газлифтных подъемников. Газлифтные клапаны, принципы их размещения.

Конструкции газлифтных подъемников:

Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных условиях, создаются двумя способами.

Первый способ - двумя рядами концентрично расположенных насосно-компрессорных труб, т. е. спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73 - 102 мм) спускается первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по внутреннему, второму ряду труб. Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления, всегда равно рабочему давлению газа.

При втором способе роль первого ряда НКТ играет эксплуатационная колонна.

Схема конструкций газлифтных подъемников: а - двухрядный подъемник; б - полуторарядный подъемник; в - однорядный подъемник; г - однорядный подъемник с рабочим отверстием.

1)Конструкция двухрядного газлифтного подъемника – вынос песка, колонна эксплуатац, нагнетат. Конструкция может работать по двум схемам. В одном случае сжатый газ подается в межтрубное пространство, а ГЖС движется по центральной колонне труб. Эта схема - традиционная, называется кольцевой, так как газ направляется в кольцевое пространство. В другом случае сжатый газ можно подавать в центральную колонну труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься по кольцевому пространству. Такая схема называется центральной, так как газ закачивается в центральные трубы.

Преимущество кольцевой схемы: так как поперечное сечение кольцевого пространства, как правило, больше сечения центральных труб, оптимальные условия работы (добычи) по нему могут быть достигнуты только при больших дебитах. Кроме того, при отложении парафина его удаление с внутренних стенок обсадной колонны или первого ряда труб механическим способом невозможно, а при тепловом способе удаления парафина потребуется остановка скважины и ее перезапуска.

C:\Users\дом\Pictures\IMAG0627.jpg

2) Полуторорядные –d хвостовика<→ v↑→легче переносятся частицы песка и вода

3) Однорядный – мандрели (газлифтные клапаны), газ через башмак НКТ (до продуктивного пласта). Газ через НКТ (рабочее отверстие, мандрели, дырка в муфте)

Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление):

Эксплуатация газлифтных скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы.

Процесс пуска состоит в доведении закачиваемого газа до башмака подъемных труб, т. е. в отжатии газом уровня жидкости до башмака. Это означает, что объем жидкости в межтрубном пространстве V1 должен быть вытеснен нагнетаемым газом.

Положение уровней жидкости при пуске газлифтной скважины. В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда уровень жидкости в межтрубном пространстве будет оттеснен до башмака, давление газа, действующее па этот уровень, будет уравновешиваться гидростатическим давлением столба жидкости высотой h + Δh в подъемных трубах. Это и будет то максимальное давление газа, которое называется пусковым.

Методы снижения пусковых давлений

Схема скважины с пусковыми отверстиями

С помощью пусковых отверстий, расположенных соответствующим образом по длине НКТ, можно оттеснить уровень жидкости в межтрубном пространстве до проектной глубины, т. е. до башмака НКТ, и осуществить пуск газлифтной скважины имеющимся давлением Рк. С увеличением глубины расстояния между отверстиями уменьшаются, так как х1>х2 > х3 > … > хi. Для гарантированного пуска число отверстий делается на 10-15% больше расчетного, причем все они пропорционально смещаются вверх. Размер отверстий рассчитывается по предельному расходу газа (по подаче компрессора), при котором скорость его истечения в отверстии не превышает критических значений (скорости звука).

C:\Users\дом\Pictures\IMAG0629.jpg

Газлифтные клапаны:

С помощью глубинных газлифтных клапанов устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ.

Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.

1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.

2. Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ. При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости определенной высоты. Эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса из НКТ жидкости на поверхность.

3. Концевые клапаны для поддержания уровня жидкости в межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ и предотвращает пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака колонны труб. Все время открыт, принят на нижней части НКТ.

Газлифтные клапаны (продолжение):

Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие, 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин

По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот. Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина, и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана. Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих.

Пружинный дифференциальный клапан:

Пружинный дифференциальный клапан имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины, натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2.Таким образом, нормально клапан открыт. При его обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в них жидкость. В результате давление в НКТ Рт падает, а Рк остается постоянным. Возникает сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины Рп и закрыть клапан.

Клапан будет оставаться закрытым даже при малом перепаде давлений Рк - Рт. При уменьшении разницы Рк - Рт до определенного минимума пружина преодолеет силу f1(Рк - Рт) и клапан откроется. Эта разница давлений называется открывающим перепадом. Величины DРзак и DРот можно регулировать, изменяя натяжение пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f2 штуцера 2.

Сильфонные клапаны:

Сильфонные клапаны бывают двух типов:

- работающие от давления в межтрубном пространстве Рк;

- работающие от давления в НКТ Рт.

Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в межтрубном пространстве:

Сильфонн ая камера 1 заряжена азотом под давлением.

Комбинированные клапаны имеют в дополнение к сильфону цилиндрическую пружину, которая воспринимает на себя часть нагрузки. Это позволяет делать сильфон более чувствительным к изменениям давления, действующего на него при прямом и обратном ходе.

Принципы размещения клапанов:

Пусковые клапаны должны обладать большим закрывающим перепадом давлений, чтобы закрыться тогда, когда оттесняемый уровень жидкости достигнет следующего клапана и даст доступ газу через второй клапан.

В такой последовательности клапаны работают до тех пор, пока уровень жидкости не достигнет башмака НКТ или рабочего клапана.

После этого скважина переходит на нормальный режим работы, а давление газа становится равным рабочему давлению.

Принципы расчета режима работы газлифта:

По совокупности данных:

удельный расход нагнетаемого газа Rн1, Rн2, Rн3; Rн4;

рабочее давление Рр1, Рр2, Рр3, Рр4;

глубина ввода газа Lг1, Lг2 Lг3, Lг4;

удельная энергия W1, W2, W3, W4;

рабочее давление у башмака Рб1, Рб2, Рб3, Рб4

можно построить различные графические зависимости, которые позволят выбрать режим работы газлифта, отвечающий техническим возможностям промысла. Если учитывать главные режимные параметры - расход газа и его давление, то достаточно построить график Рp = f(Rн).

Оборудование газлифтных скважин (продолжение):

Важнейшим достижением в области газлифтной эксплуатации было создание и освоение так называемой техники и технологии спуска и извлечения газлифтных клапанов через НКТ, устанавливаемых в специальных эксцентричных камерах, размещенных на колонне насосно-компрессорных труб на расчетных глубинах. Это исключило необходимость извлечения колонны труб для замены пусковых или рабочих клапанов при их отказе или поломке. Клапаны извлекаются с помощью канатной техники. Для этого в скважину спускается экстрактор. Для замены газлифтных клапанов в эксцентричных камерах или установки вместо газлифтных клапанов просто заглушек, не прибегая при этом к глушению или остановке скважины, на устье скважины устанавливается специальное оборудование устья с проходным диаметром 80 мм и рассчитанное на давление 35 МПа, представляющее собой лубрикатор особой конструкции.

Последовательность операций при извлечении газлифтного клапана

из кармана эксцентричной камеры с помощью канатной техники

Ловильная головка – элемент практически всех приборов и внутрискважинного оборудования

Системы газоснабжения и газораспределения:

Технически правильно организованная система газлифтной эксплуатации обязательно должна предусматривать использование отработанного в газлифтных скважинах газа низкого давления, или так называемый замкнутый технологический цикл. Сущность его состоит в сборе отработанного газа и подаче его вновь на прием компрессоров, снабжающих газлифтные скважины газом высокого давления.

Источником газа высокого давления могут быть как компрессорные станции, так и скважины чисто газовых месторождений (залежей). Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного использования требует предварительной подготовки.

Подготовка газа:

1. Дозированный ввод в поток газа на устье газовых скважин ингибиторов для предотвращения гидратообразования. Такими ингибиторами могут быть растворы хлористого кальция (СаСl2), гликоли (ДЭГ,ТЭГ), метанол и др.

2. Охлаждение газа с одновременным частичным понижением давления с последующим пропусканием его через сепараторы для отделения сконденсировавшейся капельной жидкой фазы.

3. Дросселирование газа через последовательную систему штуцеров для снижения давления газа до нужных пределов.

4. Подогрев газа в газовых пламенных или беспламенных печах до температуры 60 - 90°С.

5. Пропуск газа через сосуды высокого давления - фильтры-пылеуловители для отделения механических примесей, вызывающих эрозию газлифтных клапанов, контрольно-измерительной и регулирующей аппаратуры и ряд других осложнений в работе всего газлифтного хозяйства

Исследование газлифтных скважин:

В местах притока газа наблюдается излом кривых распределения температуры вдоль НКТ, связанный с термодинамическими эффектами, происходящими при смешении пластовой жидкости с газом, проникающим из межтрубного пространства через работающий клапан. Шумопеленгатор, представляющий собой обычный микрофон, спускаемый в скважину на кабеле, непосредственно отмечает появление интенсивного шума на глубине работающего клапана. Подобные исследования важны для выявления неработающих клапанов и их замены. Дебитометрические исследования производятся с помощью скважинных дебитомеров или комплексных приборов типа «Поток», замеряющих одновременно несколько параметров и их распределение вдоль вскрытой части пласта - интервала перфорации. Эти исследования важны еще и потому, что при последующем переводе скважины с газлифтного способа на УЭЦН или УСШН их осуществить будет уже нельзя, т. к. спуск подобных приборов в скважины, оборудованные этими насосами, практически невозможен.

Предотвращение и борьба с осложнениями при эксплуатации газлифтных скважин.

1. Песчаные пробки – песок в ствол, v потока мала→осаждается перекрыв зумф→пласт→всё.

Метод: тортание, НКТ с пероворонкой+промывка жидкостью с высок расходом или высок вязкостью.

2. Солеотложения – совместимые пресн закачив воды с солью→соль не выпадает.

Соль откладывается везде:перфорацион каналы, внутри стенки экспл скв, на НКТ, оч редко в порах?.

Метод: дозируют ингибиторы, поднимание оборудования и его очистка.

3. Коррозия – страдает наземное оборудование, в пласте мало тк нет О2, на кустах.

4. Парафиноотложения/АСПО(асфальтенопромысловые отложения):в НКТ, в затрубном пространстве, в оборудовании устья и системе сбора.

5. Отсутствие циркуляции

6. Парафиногидратные пробки – вода в продукции

Метод:Лебедка - Аппарат Яковлева d=1,8мм – намотана проволока, спускают крючок(скребок) в НКТ и при подъеме расширяется, пишут дату и время, без полной остановки.

Характеристики ППУ- паровая передвижная установка, АДП – агрегат для депарафинизации, УМП

7. Агрессивные компоненты:

Сероводород – нефть и газ с S, в природном и растворенном состоянии. 1-ые %-опасны, смертельны для человека и металлов.

Сероводородное растрескивание – метал становится хрупким (карачиганак,тингисское)

Углекислый газ – коррозия, в газовых месторождениях

8. +плюс загидрачивание газопроводов высокого давления и

прихваты газлифтных клапанов.

Эксплуатация скважин УЭСШН. Схемы штанговых насосов. Предотвращение и борьба с осложнениями.

Преимущества:

-обладают высоким коэффициентом полезного действия;

-проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

-для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

-установки СШН (иначе - ШГН) могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке агрессивной жидкости.

Недостатки:

-ограничение по глубине спуска насоса (чем больше глубина спуска, тем выше вероятность обрыва штанг – комбинированные колонны штанг);

-малая подача насоса;

-ограничение по наклону ствола скважины и интенсивности его искривления (неприменимы в горизонтальных участках, а также в сильно искривленных наклонно-направленных скважинах).

Общая схема УСШН

Установка штангового глубинного насоса (ШГН)

СШН - насос объемного типа, Цилиндр (обычно 2-4 м). Плунжер (1-1,5 м) снабжен обратным клапаном, который позволяет жидкости двигаться только вверх. Верхний клапан (выкидной/напорный)- клапан типа шар-седло. Нижний клапан, всасывающий - шаровой клапан, расположенный внизу цилиндра, также позволяет жидкости двигаться вверх, но не вниз.

Колонна штанг и полированный шток

СКН (традиционная конструкция)

Рама (на бетонном фундаменте или свайном основании), стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенные к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами, комплектуются набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней, электродвигатель устанавливают на поворотных салазках.

1 - колонный фланец/фланец трубной головки; 2 - планшайба; 3 - НКТ; 4 - опорная муфта; 5 - тройник, 6 - корпус сальника, 7 - полированный шток, 8 - головка сальника, 9 - сальниковая набивка Обратный клапан в затрубье . :СКН – самостоятельно

Устьевая арматура

Насосы невставные (НСН) и вставные (НСВ):

Невставные (трубные) насосы: Цилиндр спускается в скважину на насосных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру всасывающим клапаном. При условии содержания в нефти большого количества парафина предпочтительно применение невставных насосов. Парафин, откладываясь на стенках НКТ, может заблокировать возможность поднятия вставного насоса.

Вставные насосы: Цилиндр в сборе с плунжером и клапанами спускается на штангах. На конце насосных труб заранее устанавливается специальное посадочное устройство - замковая опора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги, вместе с которыми извлекается весь насос, что снижает продолжительность СПО. Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

а - невставной насос с штоком типа НГН-1; б - невставной насос с ловителем типа НГН-2; в-вставной насос 1 - нагнетательные клапаны, 2 - цилиндры, 3 - плунжеры; 4 - патрубки-удлинители; 5 - всасывающие клапаны (слив при подъеме НКТ), 6 - седла конусов, 7 - захватный шток, 8 - второй нагнетательный клапан, 9 - ловитель, 10 - наконечник для захвата клапана; в - вставной насос типа НГВ-1: 1 - штанга, 2 - НКТ, 3 - посадочный конус, 4 - замковая опора, 5 - цилиндр, 6 - плунжер, 7 - направляющая трубка Принципиальные схемы скважинных штанговых насосов

Клапанные узлы: а - нагнетательный клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм); б - всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и 68 мм); 1 - клетка клапана; 2 - шарик; 3 - седло клапана; 4 - ниппель или ниппель-конус Притирка пары Непрерывные удары шарика о седло + абразивные частицы/агрессивные флюидыКлапанные узлы:

Ловитель штока:

Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2 с ловителем для захвата штока всасывающего клапана: 1- 3 - 4- корпус ловителя; 5 - ловитель

Цилиндры штанговых глубинных насосов:

Цилиндры собираются из коротких (0,3 м) стальных или чугунных втулок, вставляемых на специальной оправке в кожух и сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах НГН-1 - от 2 до 7, что обеспечивает ход плунжера до 0,9 м; в насосах НГН-2 - от 6 до 24 и в насосах НГВ-1 - от 9 до 27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м. В некоторых случаях цилиндры короткоходовых насосов изготовляются из цельной стальной трубы с гладкообработанной внутренней поверхностью. Длинные цельные цилиндры изготовить технически трудно, так как при этом не удается выдержать необходимую точность.

Насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три группы посадки:

Группа посадки I II III

Зазор, мкм 20 – 70 70 – 120 120 - 170

Насосы III группы посадки, как правило, применяются для неглубоких скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и при больших отборах жидкости. Насосы II группы посадки применяются при средних глубинах и откачке масляной нефти. Насосы I группы применяют для глубоких скважин при откачке масляной нефти при полном отсутствии песка в откачиваемой жидкости.

Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов:

Плунжеры изготавливаются из стальных труб стандартной длины 1,2 м. Наружная поверхность - полированная хромированная.

Плунжеры бывают гладкие (а), с кольцевыми канавками (б), с винтовой канавкой (в) и типа « пескобрей » (г).

Насосные штанги:

http://www.judywhiterealestate.com/text.files/image582.jpg

Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами.

Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3м стандартных диаметров. Укороченные штанги необходимы для регулировки длины всей колонны штанг с таким расчетом, чтобы висящий на них плунжер перемещался в цилиндре насоса в заданных пределах.

Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое уплотнение устья скважины.

Подача насоса:

При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sn вытесняется объем жидкости q1=Snx(F-f), где F - площадь сечения плунжера (или цилиндра насоса); f - площадь сечения штанг. При перемещении плунжера вниз на ту же величину Sn вытесняется дополнительный объем жидкости, равный q2=Snxf.

За полный (двойной) ход плунжера подача насоса равна сумме подач за ход вверх и ход вниз: q=q1+q2=Snx(F-f)+Snxf.

Если плунжер делает n ходов в минуту, то суточная подача будет равна (qхn): Q=FxSnxnx60x24=1440xFxSnxn.

Между плунжером и точкой подвеса штанг, т. е. головкой балансира, от которого плунжеру передается возвратно-поступательное движение, находится длинная колонна штанг, которую необходимо рассматривать как упругий стержень. Поэтому движение плунжера ни по амплитуде, ни по фазе не совпадает с движением точки подвеса. Другими словами, ход плунжера Sn не равен ходу точки подвеса S. Действительный ход плунжера не поддается прямому измерению. Ход точки подвеса поддается измерению и бывает известен из паспортной характеристики станка-качалки. Поэтому в формулу вместо Sn подставляют S, при этом получается так называемая теоретическая подача СШН Qт .

Коэффициент подачи:

Действительная подача Qд, замеренная на поверхности после сепарации и охлаждения нефти, как правило, меньше теоретической в силу целого ряда причин. Отношение Qд к Qт называют коэффициентом подачи насоса: η = Qд/Qт.

Для каждой конкретной скважины величина η служит в известной мере показателем правильности выбора оборудования и режима откачки установки. Нормальным считается, если η >0.6 – 0.65.

На коэффициент подачи СШН влияют постоянные и переменные факторы.

К постоянным факторам можно отнести:

влияние свободного газа в откачиваемой смеси;

уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;

уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.

К переменным факторам, изменяющимся во времени, можно отнести:

утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени износа насоса и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;

утечки в клапанах насоса из-за их немгновенного закрытия и открытия и, главным образом, из-за их износа и коррозии;

утечки через неплотности в муфтовых соединениях НКТ, которые все время подвергаются переменным нагрузкам.

Факторы, снижающие подачу СШН

Влияние свободного газа – коэффициент заполнения насоса.

Наличие в СШН вредного пространства и его влияние на коэффициент заполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула дает некорректный коэффициент подачи η. Вредным пространством СШН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера (в трехклапанном насосе этот объем почти в два раза меньше, чем в двухклапанном). При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и, в частности, в той, которая находится во вредном пространстве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее количество смеси.

Регулирование работы УСШН

Изменение отбора жидкости УСШН достигается либо изменением хода полированного штока перестановкой пальца шатуна на кривошипе, либо изменением числа качаний сменой шкива на валу электродвигателя.

Динамометрирование скважин

Теоретическая динамограмма (сплошная линия), совмещенная с фактической (пунктирная линия), нормально работающей штанговой насосной установки при малых глубинах в условиях отсутствия газа.

Линия аб означает деформацию штанг и труб и отражает процесс воспринятия штангами нагрузки от веса жидкости. Это происходит при перемещении штока на величину λ, начиная от н. м. т.

Линия бв - полезный ход плунжера, во время которого статическая нагрузка на шток равна весу штанг и жидкости.

Точка в соответствует верхней мертвой точке (в. м. т.). Линия вга - ходу вниз, при котором также штанги и трубы деформируются, но в обратном порядке, так как нагнетательный клапан открывается, штанги теряют при этом нагрузку и сокращаются, а трубы (всасывающий клапан закрывается) приобретают ее и удлиняются.

Предотвращение и борьба с осложнениями:

1. Песчаные пробки – песок в ствол, v потока мала→осаждается перекрыв зумф→пласт→всё.

Метод: тортание, НКТ с пероворонкой+промывка жидкостью с высок расходом или высок вязкостью.

2. Солеотложения – совместимые пресн закачив воды с солью→соль не выпадает.

Соль откладывается везде:перфорацион каналы, внутри стенки экспл скв, на НКТ, оч редко в порах?.

Метод: дозируют ингибиторы, поднимание оборудования и его очистка.

3. Коррозия – страдает наземное оборудование, в пласте мало тк нет О2, на кустах.

4. Парафиноотложения/АСПО(асфальтенопромысловые отложения):в НКТ, в затрубном пространстве, в оборудовании устья и системе сбора.

5. Отсутствие циркуляции

6. Парафиногидратные пробки – вода в продукции

Метод:Лебедка - Аппарат Яковлева d=1,8мм – намотана проволока, спускают крючок(скребок) в НКТ и при подъеме расширяется, пишут дату и время, без полной остановки.

Характеристики ППУ- паровая передвижная установка, АДП – агрегат для депарафинизации, УМП

7. Агрессивные компоненты:

Сероводород – нефть и газ с S, в природном и растворенном состоянии. 1-ые %-опасны, смертельны для человека и металлов.

Сероводородное растрескивание – метал становится хрупким (карачиганак,тингисское)

Углекислый газ – коррозия, в газовых месторождениях

8. +высокое газосодержание, пропуски в сальнике , потеря подачи, заклинивание плунжера, истирание штанг и НКТ (муфты-вставки), обрыв и отворот штанг (штанговращатель)

Газовый якорь: часть газа уходит в затрубное пространство, а жидк в НКТ. Р ниже Рнасыщ→газ свободный и только тогда с ним можно бороться

C:\Users\дом\Pictures\IMAG0630.jpg

Песочный якорь

http://www.judywhiterealestate.com/text.files/image598.jpg

Метод одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной

Назначение

Предназначен для одновременно раздельной (ОРЭ) эксплуатации двух или более пластов одной скважиной

Область применения

скважины с объектами запрещенными к совместной эксплуатации (например, башкиро-тульский)

скважины с ограничениями по депрессии одного из объектов (обводнение при больших перепадах давлений, высокая величина давления насыщения)

скважины с большой разностью пластовых давлений у объектов

скважины с существенными отличиями коллекторских свойств

Преимущества

возможность одновременной эксплуатации двух разных объектов, не нарушая действующих правил разработки

опережающий ввод в разработку незадействованных залежей нефти без бурения дополнительных скважин

Технологическая эффективность

повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки

повышение производительности скважины за счет оптимизации работы объектов

сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины

Эксплуатация скважин УЭЦН. Расчетная характеристика ЭЦН.

Принципиально не отличаются от обычных центробежных насосов, используемых для перекачки жидкостей на поверхности земли (рабочие колеса, направляющие аппараты).

Отличие - малые радиальные размеры (обусловленные диаметром обсадных колонн) и практически неограниченные осевые размеры, работа насоса, двигателя и кабеля в «погруженном» состоянии.

По дебитам – лучше всех других насосов, кроме струйного.

По энергоемкости – лучше газлифта.

МРП – 320-600 и более суток.

Секционное/модульное исполнение – число ступеней доводится до 400.

Диапазон дебитов – 20–1000 м3/сут. (по воде)

Диапазон напоров – 500–2000 м вод. ст.

Ограничения:

Высокий газовый фактор (газосепараторы – со второй половины 80-х)

Высокая вязкость нефти (альтернатива – ВН с разными приводами)

Высокое содержание мехпримесей (И)

Сероводород (К)

Высокая интенсивность набора кривизны (не кривизна!)

Схема УЭЦН в скважине

1-маслозаполненный электродвигатель (ПЭД); 2-звено гидрозащиты , или протектор; 3-приемная сетка насоса для забора жидкости; 4-многоступенчатый центробежный насос; 5-НКТ; + обратный клапан (недопущение повышенных пусковых токов)+ сливной (сбивной) клапан 6-бронированный трехжильный электрокабель; 7-пояски для крепления кабеля к НКТ ( клямсы ); 8-устьевая арматура (следующий слайд); 9-барабан для намотки кабеля при СПО; 10-трансформатор или автотрансформатор; 11-станция управления с автоматикой (СУ); 12-компенсатор. Датчики температуры и давления (ТМС).

1- крестовина, которая навинчивается на обсадную колонну (трубная головка). В крестовине имеется разъемный вкладыш 2, воспринимающий нагрузку от НКТ (планшайба). На вкладыш накладывается уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и герметизирует вывод кабеля 4. Обратный клапан в затрубье - 7. Затрубная задвижка ВСЕГДА открыта.Устьевая арматура

Расшифровка условных обозначений установок

Например, У2ЭЦНИ6-350-1100: У – установка; 2 – номер модификации; Э – с приводом от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н – насос; И – повышенной износостойкости (К – повышенной коррозионной стойкости); 6 (5; 5А) – группа установки (см. ниже); 350 – подача насоса в оптимальном режиме по воде в м3/сут; 1100 – напор, развиваемый насосом, в метрах водяного столба.

Установки УЭЦНК могут добывать пластовую жидкость с содержанием сероводорода до 1,25 г/л, а обычного исполнения – с содержанием сероводорода не более 0,01 г/л.

Установки УЭЦНИ могут работать со средой, где содержание механических примесей достигает 0,5 г/л. Установки обычного исполнения – при содержании механических примесей менее 0,1 г/л.

Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, группы 5А – 130,0мм, группы 6 – 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и УЭЦН6-700-800 – с диаметром не менее 148,3мм.

Кабель

ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ металлическими поясками (клямсами), по два на каждую трубу. Кабель работает в тяжелых условиях. Верхняя его часть находится в газовой среде, иногда под значительным давлением, нижняя - в нефти/воде и подвергается еще большему давлению. В сальнике кабельного ввода кабель «разделывают». При спуске и подъеме насоса, особенно в искривленных скважинах, кабель подвергается сильным механическим воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между колонной и НКТ и т. д.). Все кабели, применяемые для УЭЦН, делятся на круглые и плоские. Кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре:

КРБК - кабель резиновый бронированный круглый

КРБП - кабель резиновый бронированный плоский.

При использовании полиэтиленовой изоляции в шифре вместо буквы Р пишется П: КПБК - для круглого кабеля и КПБП - для плоского.

Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной стальной ленты.

Станции управления:

Станции управления (СУ) обеспечивают следующие возможности контроля и управления работой УЭЦН.

1. Ручное и автоматическое (дистанционное) включение и отключение установки.

2. Автоматическое включение установки в режиме самозапуска после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.

3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме (откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем 24 ч.

4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах группового сбора нефти и газа.

5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и при перегрузках по силе тока, на 40% превышающих нормальный рабочий ток.

6. Кратковременное отключение на время до 20 с при перегрузках ПЭДа на 20 % от номинала.

7. Кратковременное (20 с) отключение при срыве подачи жидкости в насос.

Многочисленные отключения-включения

Типичная расчетная характеристика погружного центробежного насоса

Желательно (экономически целесообразно) подбирать насос по дебитам и напорам в области наибольшего КПД и минимальной потребной мощности.

Расчетные характеристики ЭЦН приводятся для воды, а для конкретных жидкостей (нефти) уточняются с помощью коррелирующих коэффициентов.

Полезная работа насоса пропорциональна произведению подачи на напор.

_Pic302

Некоторые характеристики УЭЦН, разное

Напор, который может преодолеть/развить насос, прямо пропорционален числу ступеней.

Развиваемый одной ступенью при оптимальном режиме работы, он зависит, в частности, от размеров рабочего колеса, которые зависят, в свою очередь, от радиальных габаритов насоса. При внешнем диаметре корпуса насоса 92 мм средний напор, развиваемый одной ступенью (при работе на воде), равен 3,86 м при колебаниях от 3,69 до 4,2 м. При внешнем диаметре 114 мм средний напор 5,76 м при колебаниях от 5,03 до 6,84 м.

ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин, имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт. Применяемые для ППД – до 500 кВт.

Термостойкость некоторой изоляции, применяемой для обмоток двигателя, доведена уже до 180 °С, а рабочие температуры до 150 °С.

Вода имеет теплоемкость 4,1868 кДж/кг-°С, нефть 1,675 кДж/кг-°С.

Определение глубины подвески ЭЦН. Предотвращение и борьба с осложнениями.

Глубина подвески насоса определяется (лаборатория ТТДН):

1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе заданного количества жидкости;

2) глубиной погружения УЭЦН под динамический уровень Нп, минимально необходимой для обеспечения нормальной работы насоса;

3) противодавлением на устье скважины Ру, которое необходимо преодолеть;

4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении потока hтр;

5) работой выделяющегося из жидкости газа Нг, уменьшающего необходимый суммарный напор.

Таким образом, можно записать: L=Hд+Hп+Pу/ρg+hтр-Hг, где Hп-глубина погружения под динами чур, Pу-противодавление на устье, hтр- преодоление напора на преодоление сил трения, Hг-работа выделяющегося из жидкости газа.

Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или по индикаторной кривой. Если уравнение притока известно: Q=K*(Pпл-Pc)λ.

то, решая его относительно давления на забое Рс и приведя это давление в столб жидкости получим: Pс=ρсрgh=Pпл-(Q/K)1/m. h=( Pпл-(Q/K) 1/m)/ ρсрg. Hд=Hc-h.

Величина Нп - погружение под динамический уровень. Как правило, Нп принимается таким, чтобы на приеме УЭЦН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β потока, не превышающее 0,15 - 0,25. В большинстве случаев это соответствует 150 - 300 м.

Глубина подвески насоса и условия работы ЭЦН как на приеме, так и на выкиде довольно просто определяется с помощью кривых распределения давления вдоль ствола скважины и НКТ. Если дебит задан, определяется забойное давление Pс, соответствующее этому дебиту. От точки Р = Рс строится график распределения давления (по шагам) Р(х) по схеме «снизу вверх». Кривая Р(х) строится для заданного дебита Q, газового фактора Г0 и прочих данных, таких как плотность жидкости, газа, растворимость газа, температура, вязкость жидкости и др., учитывая при этом, что от забоя газожидкостная смесь движется по всему сечению обсадной колонны.

Выполнение работ на промысле

ЦБПО ЭПУ

Специальный транспорт (АТЭ-6)

Монтаж (осадки)

Спуск (скорость, опрессовка (варианты), проверка изоляции)

Определение наличия подачи

Вывод на режим

Обслуживание

Техника безопасности (высокое напряжение, сальник кабельного ввода)

Предотвращение и борьба с осложнениями:

1. Песчаные пробки – песок в ствол, v потока мала→осаждается перекрыв зумф→пласт→всё.

Метод: тортание, НКТ с пероворонкой+промывка жидкостью с высок расходом или высок вязкостью.

2. Солеотложения – совместимые пресн закачив воды с солью→соль не выпадает.

Соль откладывается везде:перфорацион каналы, внутри стенки экспл скв, на НКТ, оч редко в порах?.

Метод: дозируют ингибиторы, поднимание оборудования и его очистка.

3. Коррозия – страдает наземное оборудование, в пласте мало тк нет О2, на кустах.

4. Парафиноотложения/АСПО(асфальтенопромысловые отложения):в НКТ, в затрубном пространстве, в оборудовании устья и системе сбора.

5. Отсутствие циркуляции

6. Парафиногидратные пробки – вода в продукции

Метод:Лебедка - Аппарат Яковлева d=1,8мм – намотана проволока, спускают крючок(скребок) в НКТ и при подъеме расширяется, пишут дату и время, без полной остановки.

Характеристики ППУ- паровая передвижная установка, АДП – агрегат для депарафинизации, УМП

7. Агрессивные компоненты:

Сероводород – нефть и газ с S, в природном и растворенном состоянии. 1-ые %-опасны, смертельны для человека и металлов.

Сероводородное растрескивание – метал становится хрупким (карачиганак,тингисское)

Углекислый газ – коррозия, в газовых месторождениях

8. Пропуски в сальнике кабельного ввода, потеря подачи, «заклинивание», нарушение изоляции в сальнике кабельного ввода (ремонт без подъема насоса), снижение сопротивления изоляции в системе «кабель-двигатель», разъединение модулей с «полетом» на забой.

Установки ПЦЭН специального назначения

Погружные центробежные насосы применяются не только для эксплуатации добывающих скважин. Они находят применение в водозаборных и артезианских скважинах для снабжения технической водой систем ППД и для бытовых целей. Обычно это насосы с большими подачами, но с малыми напорами (УЭЦП-3000-500).

Для целей ППД используются насосы с внешним диаметром 375 мм, подачей до 3000 м3/сут. и напором до 2000 м.

Перевернутые установки.

Установки для ОРЭ.

Установки на кабель-канате

1 - шлипсовый пакер ; 2 - приемная сетка; 3 – клапан; 4 - посадочные кольца; 5 - обратный клапан, 6 – насос; 7 – ПЭД; 8 – штекер; 9 – гайка; 10 – кабель 11 - оплетка кабеля; 12 - отверстие

Насосы в шурфах.

Бесштанговые погружные насосы

Электроцентробежные (ЭЛП8)

Винтовые

Диафрагменные

Гидропоршневые

Струйные

Другие способы подъема жидкости

Плунжер-лифт

Винтовые насосы.

Основной элемент - червячный винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля. В пределах каждого шага винта между ним и резиновой обоймой образуются полости, заполненные жидкостью и перемещающиеся вдоль оси винта.

На вязкой жидкости ВН работают лучше, чем на сильно обводненной продукции скважин. Они не эмульгируют нефть, как центробежные насосы.

ВН - насос объемного типа. Коэффициент полезного действия насоса достигает 0,8.

Резиновая обойма при недостатке смазки сразу выходит из строя. Содержание мехпримесей – широкий диапазон допустимых значений.

Производительность – 40-200 м3/сут., напор – до 1400 м.

Незаменим для сверхвязких нефтей.

Винтовой насос с двумя уравновешенными рабочими органами

Состоит из двух работающих навстречу друг другу винтов с двумя приемными сетками и общим выкидом; гидрозащита электродвигателя; маслонаполненный четырехполюсный электродвигатель переменного тока – ПЭД (или колонна штанг с приводом на устье).

Основной рабочий орган винтового насоса состоит из двух стальных полированных и хромированных одно-заходных винтов 2 и 4 с плавной нарезкой, вращающихся в резинометаллических обоймах 1 и 5, изготовленных из нефтестойкой резины особого состава.

Внутренняя полость обойм представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом в два раза больше, чем шаг винта. Винты соединены с ПЭДом и между собой валом с промежуточной эксцентриковой муфтой 3. Оба винта имеют одинаковое направление вращения, но один винт имеет правое направление спирали, а другой - левое. Поэтому верхний винт подает жидкость сверху вниз, а нижний - снизу вверх. Это позволяет уравновесить винты, так как силы, действующие на них от перепада давления со стороны выкида и приема, будут взаимно противоположны.

http://www.judywhiterealestate.com/text.files/image653.jpg

Схема установки для ОРЭ с винтовыми насосами (верхний привод) Схема установки для ОРЭ с винтовыми насосами (комбинированный привод)двухвинт уст винт-винт

Схема работы винтового насоса:

б — статическое положение ротора в статоре: 1 — поверхность статора 2L, 2 — поверхность ротора при длине L; в - положение ротора в статоре в динамике: 1 — в начале вращения, 2 — после поворота на угол 90°, 3 — после поворота на угол 180°.

Ротор представляет собой хромированный однозаходный винт, обработанный с соблюдением весьма малых допусков. Ротор в статоре совершает планетарное движение, что обеспечивает создание между винтом и обоймой отсеченных друг от друга камер, заполненных жидкостью и перемещающихся при движении винта от приема к выкиду. Камеры достаточно герметичны, поэтому обеспечивается непрерывная подача жидкости, пропорциональная частоте вращения ротора.

Приводная головка погружного винтового насоса

1 — сальник основной; 2, 15 — рама; 3 — тормоз; 4 — подшипник; 5 — смотровое стекло; 6 — зажим; 7 — защитный кожух; 8 — зажим полированного штока; 9 - полированный шток; 10 — муфта; 11 — ведомый шкив; 12 — клиноременная передача; 13 — ведущий шкив; 14 - электродвигатель

Регламентированные условия применения одной из конструкций УВН:

Рекомендуемая глубина подвески насоса до 2400

Развиваемое давление, МПа 12

Максимальное отклонение скважины от вертикали, градус 40

Производительность насоса, мЗ/сут 0,3-640

Допустимая температура в зоне подвески насоса, °С 135 (благоприятно при ПТВ)

Плотность нефти в нормальных условиях, кг/м3 820-1040

Динамическая вязкость нефти на приеме насоса, мПахс 1,0-1000

Макс. содержание свободного газа на приеме насоса, % 40

Максимально возможная высота подъема жидкости, м 2440

Содержание мехпримесей в откачиваемой жидкости, % (по

массе), не более 10

Содержание сероводорода, % (по массе), не более 5

Содержание углекислого газа, мг/л, не более 1000

Диафрагменные насосы.

По принципу действия диафрагменный (мембранный) насос сравним с поршневым насосом – рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости.

Отличительной конструктивной особенностью диафрагменного насоса является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой (ограниченная производительность) и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью (повышенные требования к качеству рабочей жидкости).

По способу приведения диафрагмы в возвратно-поступательное движение:

- с механическим приводом;

- с гидравлическим приводом.

По конструкции диафрагмы:

- с плоской диафрагмой;

- с цилиндрической диафрагмой;

- с диафрагмой в виде сильфона.

По виду энергии, подводимой к насосу с поверхности:

- с электроприводом;

- с гидроприводом.

Конструктивные достоинства УЭДН:

- отсутствие крупногабаритного и металлоемкого наземного оборудования (кроме плунжерно-диафрагменных);

- небольшая мощность электродвигателя;

- простота монтажа и эксплуатации;

- удовлетворительная эксплуатация скважин, дающих вязкие эмульсии, жидкости, содержащие механические примеси и свободный газ (порядка 10 %);

- возможность применения в скважинах с низкими дебитами;

возможность эксплуатации месторождений с небольшими устьевыми площадками (море, болота и др.).

Установки ОКБ БН:

Подача, м3/сут. – 4-20

Напор, м вод. ст. – 600-1700

Диаметр и длина электронасоса для всех установок, соответственно,

117 и 2700 мм, масса – 115 кг, мощность – до 4 кВт.

1 -фильтр, 2-клапан всасывания, 3-патрубок всасывания, 4-уплотнение, 5-клапан стравливания, 6- коллекторная труба, 7-гидравлическая система (собственно насос), 8-муфта, 9-гидропривод, 10-цилиндр, 11-шток, 12-переводник. 13-фиксатор, 14-хвостовик, 15-клапан нагнетания, 16-букса, 17-бачок, 18-диафрагма. Преимущество – больше дебит. Недостаток – привод от СКН. 1 – токоввод ; 2 – нагнетательный клапан; 3 – всасывающий клапан; 4 – диафрагма; 5 – пружина; 6 – плунжерный насос; 7 – эксцентриковый привод; 8 – конический редуктор; 9 – электродвигатель; 10 — компенсатор.Плунжерно-диафрагменный насосНасос плунжерно-диафрагменный ПДН-44-1200

Гидропоршневые насосы.

Принципиальная схема гидропоршневого насоса двойного действия: D - гидравлический поршневой двигатель объемного типа; H - поршневой насос двухстороннего действия; 3 - золотниковое устройство (внутренняя часть золотника с каналами может поворачиваться на 90° и занимать два положения; 4 - поршень (плунжер) насоса; 5 – нагнетательные клапаны; 6 – всасывающие клапаны. При ходе поршня 4 вниз пластовая жидкость будет поступать в верхнюю полость цилиндра насоса, проходя по обводному каналу 7 через верхний всасывающий клапан 6. Пластовая жидкость из нижней полости цилиндра при ходе поршня 4 вниз будет вытесняться через нижний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2 (кольцевое пространство), смешиваясь там с отработанной рабочей жидкостью (рабочая жидкость/рабочий агент – продукция скважин). При ходе поршня 4 вверх в полости под поршнем будет происходить всасывание пластовой жидкости через нижний всасывающий клапан 6, а в полости над поршнем нагнетание пластовой жидкости через верхний нагнетательный клапан 5 в выкидной трубопровод 2. Конструктивно золотник выполнен в виде фасонной втулки, сидящей на штоке двигателя, которая может перемещаться в своем цилиндре с подводящими и отводящими каналами.

Гидропоршневая насосная установка

а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос; 5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 и 11 – НКТ 63 мм и102 мм; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости.

Обозначения: УГН — установка гидропоршневых насосов; цифры после УГН — подача гидропоршневого насосного агрегата (м3/сут.); цифры после первого тире — суммарная подача установки (м3/сут.); цифры после второго тире — давление нагнетания агрегата (МПа); в конце указывается ТУ (Пример: УГН 160380-15 ТУ 26-16-233-88). Другая аббревиатура – ГПН.

Принципиальная схема ГПН дифференциального типа (одинарного действия):

а - ход вниз, б - ход вверх.

Рабочая жидкость подается по каналу 6 в пространство под поршень двигателя и далее через специальный канал 7 в поршне, перекрываемый управляющим клапаном 5, попадает в полость над поршнем 4 (а). Поскольку верхняя площадь поршня 4 больше нижней на величину площади штока, то сила, действующая сверху, будет больше, чем снизу, поэтому поршень 4 двигателя переместится вниз. Вместе с ним получит перемещение вниз плунжер 1 в насосном цилиндре. Нагнетательный клапан 2 в плунжере откроется. При крайнем нижнем положении поршня двигателя управляющий клапан 5 перекроется и канал 7 закроется (б). Верхняя полость двигателя через канал 8 и внутреннее сверление в теле штока получит сообщение с пространством над плунжером насоса и по обводному каналу с насосными трубами 9. Давление под поршнем двигателя будет нарастать, пока поршень не сделает ход вверх. При ходе вверх всасывающий клапан 3 откроется и цилиндр насоса будет заполняться пластовой жидкостью. В крайнем верхнем положении управляющий клапан механического действия снова откроет канал 7 и закроет канал 8. Произойдет ход вниз.

Струйные насосы.

Преимущества:

- отсутствие подвижных частей

- компактность

- высокая прочность

- устойчивость к коррозии и абразивному износу

- высокое содержание свободного газа на приеме насоса

- дешевизна.

Теоретический отбор жидкости до 4000 м3/сут.

Максимальная глубина спуска — 5000 м.

Масса погружного насоса -10 кг.

Схема струйного насоса

1 — насосно-компрессорные трубы; 2 — сопло; 3 каналы; 4 диффузор; 5 — входная часть насоса; 6 подпакерное пространство.

Приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости, нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб – не обязательно) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в осложненных условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции, что позволяет использование для очистки сильно загрязненных ПЗП).

Струйнонасосная установка

1 – струйный насос; 2 – ловитель; 3 – силовой насос; 4 сепаратор; 5 – продуктивный пласт

Плунжерный подъемник.

Плунжер - поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальны м зазором 1,5¸2,0 мм, чтобы уменьшить величину стекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимае мый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор расп оложенный в плунжере клапан автоматически открывает ся и плунжер падае т вниз. При ударе о нижний амор тизатор происходит закрытие клапана, и плунжер готов к следующему ци клу. Плунжерный лифт может рабо тать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство (периодический газлифт). Дебит скважин — 1÷20 т/ сут . Область применения – малодебитные фонтанные нефтяные скважины с высоким газовым фактором и газлифтные скважины, эксплуатирующиеся в периодическом режиме. Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте.

Особенности конструкций газовых скважин. Схема компоновки подземного оборудования.

Особенности конструкций газовых скважин

Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях: в процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, меняется состав газа, движущегося в скважине.

Конструкция газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому (различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных), геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений. ММП (воронки). Расстояния между устьями.

а - Майкопское газоконденсатное месторождение ( скв . 37), 146 мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское газоконденсатное месторождение; в - Уренгойское газоконденсатное месторождение (высокодебитная скв . 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв . 18); д - ПХГ-1, е - ПХГ-2 1 – хвостовик; В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60 - 80 % (на нефтяных месторождениях – порядка 40) в зависимости от глубины залегания месторождения, геологических условий бурения скважин, географических условий расположения месторождений.

Примеры конструкций скважин

Оборудование забоя газовых скважин.

Схема колонной головки газовой скважины со шлипс овым креплением обсадных колонн: 1 - широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 - шлипсы ; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка

Фонтанные арматуры:

а - тройниковая арматура: 1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер; б - крестовиковая (крестовая) арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 – буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 – тройник; 12 - штуцер; 13 – катушка.

Может устанавливаться устьевой клапан-отсекатель - для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).

Подземное оборудование ствола газовых скважин:

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите окружающей среды.

Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

защиту скважины от открытого фонтанирования;

освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью (глушения);

воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП).

Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины (вариант для карбонатного коллектора):

1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан- отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования ; 10 - хвостовик

Аварийный клапан:

1 - корпус клапана; 2 - шар; 3 - седло; 4 - резиновое кольцо; 5 - срезные тарированные штифты

Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении:

1 - хвостовик диаметром 127 или 114 мм и длиной 100 - 380 м; 2 - пакерное устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм; 3 - клапан- отсекатель с проходным сечением 33,4 мм; 4 - циркулярный клапан типа «скользящая втулка» с внутренним диаметром 73 мм; 5 - НКТ диаметром 127 или 114 мм

Оборудование забоя газовых скважин:

Оборудование забоя газовых скважин зависит от многих факторов:

1) литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;

2) механической прочности пород;

3)неоднородности ФЕС пласта по разрезу;

4) наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;

5) местоположения скважины на структуре и площади газоносности;

6) назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

В тех случаях, когда газовая залежь пластового или массивного типа, газонасыщенный коллектор представлен крепкими породами (сцементированными песками, известняками, доломитами, ангидритами), в продуктивном разрезе отсутствуют нефтенасыщенные и водонасыщенные горизонты, добывающие скважины могут иметь открытый забой.

Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтровую часть пласта на забой скважины спускается хвостовик .

Во многих случаях, когда газонасыщенный пласт представлен слабосцементированными породами, в продуктивном разрезе отсутствуют нефте-и водонасыщенные пропластки, открытый забой скважин оборудуется сетчатыми, керамическими, металлокерамическими, гравийными, стеклопластиковыми фильтрами различных типов или рыхлые породы призабойной зоны пласта укрепляются вяжущими веществами.

Намывные гравийные фильтры

С помощью специальных гидравлических расширителей увеличивается диаметр зоны пласта, в которой намечается намывка гравия, например, со 146 до 256 мм. Диаметр образованной зоны определяют с помощью каверномера. После расширения зоны намывки гравия в скважину спускают на НКТ забойное оборудование фильтра. Фильтровая часть узла забойного оборудования представляет собой трубу диаметром 100 мм, длиной 10,6 м, перфорированную круглыми отверстиями диаметром 10 - 12 мм, общая площадь которых составляет 15 - 20 % площади боковой поверхности трубы. Труба обматывается сеткой галунного плетения:

Схема оборудо вания забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на подземных хранилищах газа: 1 - бурильные штанги диаметром 60,3 мм; 2 – переводник с левой резьбой; 3 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 4 - интервал ствола скважины, расширенной до 256 мм; 5 - гравий; 6 - щелевой фильтр; 7 - труба диаметром 50 мм; 8, 9 - клапан обратной и прямой циркуляции, соответственно; 10 - хвостовик диаметром 62,7 мм; 11 - забой. Галунное / фильтровое плетение Проволоки основы всегда толще проволок утка. Основными преи муществами являются: хорошая пропускная способность и равномерные ячейки.

Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа: 1 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка; 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия, 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водой

Укрепление ПЗП вяжущими веществами:

Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта: 1 - агрегат, подающий раствор сырых фенолов и щелочи; 2 - агрегат, подающий воду для продавки смолы в пласт; 3 - агрегат, подающий формалин; 4 - тройник-смеситель; 5 - заливочная головка; 6 - заливочные трубы диаметром 50 - 75 мм; 7 - пакер

Работа по обработке скважины проводится в следующем порядке.

1. В скважине определяют глубину забоя, температуру пласта, удаляют песчаную пробку, исследуют поглотительную способность (приемистость).

2. Спускают в скважину заливочные трубы 6 диаметром 50 или 76 мм. Кольцевое пространство между обсадной колонной и заливочными трубами герметизируется пакером 7.

3. Устье скважины оборудуется заливочной головкой 5.

4. Цементировочный агрегат 3 закачивает в скважину формалин, цементировочный агрегат 1 закачивает раствор сырых фенолов и щелочи. Исходные реагенты смешиваются в тройнике-смесителе 4.

5. После закачки исходных реагентов в скважину при помощи агрегата 2 осуществляется продавка смолы в пласт водой.

Реагенты закачиваются в пласт в предельно короткий срок - от 15 до 30 мин.

6. После продавки скважину оставляют на время, необходимое для затвердевания смолы в зависимости от температуры пласта: при температуре пласта 353 К время затвердевания смолы равно 2 сут.; при температуре пласта 343, 333 и 323 К время затвердевания равно 4, 8 и 14 сут., соответственно.

Обсаженный забой:

В случае, если в продуктивном разрезе скважин имеются газоносные пласты с различным составом газа или имеет место чередование газоносных, нефтеносных и водоносных пластов, разделенных глинистыми пропластками, при резкой неоднородности пласта по разрезу иметь открытый забой нельзя. В этих условиях скважина бурится до подошвы продуктивного комплекса, обсаживается обсадной колонной и цементируется до устья. Скважина и пласт сообщаются между собой при помощи перфорации того или иного вида. Если через перфорационные каналы в скважину выносится песок, то в нее можно спускать фильтры, собранные на поверхности.

НКТ:

Колонну НКТ спускают в скважину для:

- предохранения эксплуатационной (обсадной) колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н2S, СО2, кислот жирного ряда - муравьиной, уксусной, пропионовой, масляной и др.), содержащихся в потоке газа;

- контроля за условиями отбора газа на забое скважины;

- создания необходимой скорости движения потока газа для выноса на поверхность твердых взвесей и жидкости с забоя скважины;

- равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему вскрытому интервалу;

- проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину.

Внутренний диаметр колонны НКТ определяется из условия выноса с забоя на поверхность твердых частиц заданного размера и плотности.

Обычно плотность частиц= 2500 кг/м3, диаметр=0,1 мм, скорость выноса = 1-3 м/с.

Положение башмака колонны фонтанных труб в скважине существенно влияет на: 1) отработку продуктивных горизонтов в многопластовом неоднородном по толщине пласта месторождении;

2) высоту образующейся песчано-глинистой пробки при освоении и эксплуатации скважин;

3) высоту столба жидкости (конденсата и воды) в НКТ и затрубье;

4) очередность обводнения по высоте многопластовых месторождений;

5) сопротивление потоков газа, движущихся сверху вниз и снизу вверх к башмаку колонны НКТ.

I - I V - пачки пласта различной толщины, проницаемости и пористости; 1 - жидкостная или песчано- глинистая пробка в скважине; 2 - башмак колонны НКТ; 3, 4 - кровля и подошва пласта.

Положение башмака колонны НКТ должно быть таким, чтобы скорости потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх в колонне обсадных труб, были равны у башмака колонны НКТ, чтобы скорость газа на входе в колонну НКТ была больше минимально необходимой для выноса твердых частиц и жидких капель критического диаметра.

В газовых скважинах может происходить конденсация парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважины из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин.

Изменение диаметра НКТ.

Совместная эксплуатация и ОРЭ.

Причины прекращения работы или снижения производительности скважин.

Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается (либо полное прекращение работы скважины, либо существенное уменьшение ее дебита/приемистости) по различным причинам.

Причины прекращения работы или снижения производительности могут быть самые разные, связанные с:

- выходом из строя подземного или наземного оборудования,

- изменениями пластовых условий (пластовое давление, состояние ПЗП),

- прекращением подачи электроэнергии к ПЭД или газа для газлифтных скважин,

- прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и пр.

Так или иначе, часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течение самого ремонта.

Показатели работы фонда скважин и скважинного оборудования.

Показатели работы фонда скважин:

Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин - показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации (работы ДФскв) к календарному времени работы ДФ (время работы+простой).Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФ

Коэффициент использования экспл. фонда скважин - отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте: Кисп=Nдейст./(Nдейств. + Nбезд. +Nосв.)= (Траб ДФ/Ткал.эф)?, где Nдейст. – количество действующих скважин на конец года; Nбезд. – количество бездействующих скважин на объекте на конец года; Nосв. – количество скважин, находящихся в освоении после бурения.

Для периодически работающего фонда скважин время накопления включают во время работы.

МРП – межремонтный период работы- продолжительность работы скважины между двумя ремонтами.

Наработка на отказ (оборудования) - продолжительность работы скважины (внутрискважинного оборудования) от первого запуска до выхода из строя.

Различные способы эксплуатации: фонтанный, насосный, газлифтный - характеризуются различными коэффициентами эксплуатации, так как вероятность остановок, связанных с отказами оборудования и другими неполадками на скважинах, зависит от надежности оборудования, его долговечности и условий эксплуатации. Обычно более высокий коэффициент- при фонтанной эксплуатации, наиболее низкий - при эксплуатации скважин штанговыми насосами. Коэффициент эксплуатации определяют для всего фонда и для каждого способа эксплуатации.

Виды подземного ремонта скважин. Виды работ при текущем ремонте скважин.

Все ремонтные работы в зависимости от их характера и сложности разделяют на текущий и капитальный ремонты скважин.

ТРС-замена подземного оборудования.

К текущему ремонту относятся следующие работы.

1. Планово-предупредительный (профилактический) ремонт. Бездорожье.

2. Ревизия подземного оборудования. Бездорожье.

3. Ликвидация неисправностей в подземной части оборудования.

4. Смена скважинного насоса.

5. Смена способа эксплуатации.

6. Очистка НКТ от парафина или солей.

7. Замена обычных НКТ на трубы с внутренним покрытием.

8. Изменение глубины подвески насосной установки.

9. Подъем скважинного оборудования перед переводом скважины в консервацию (консервация без установки мостов).

10. Специальный подземный ремонт в связи с исследованиями продуктивного горизонта.

11. Некоторые виды аварийных ремонтов, такие как заклинивание плунжера, обрывы штанг, обрывы скребковой проволоки или электрокабеля.

12. ОПЗ, перевод под нагнетание и другие.

Исполнители/подрядчики и сменность

Виды подземного ремонта скважин. Виды работ при капитальном ремонте скважин.

КРС – работа с пластом, поднятие оборудования, все работы с колонной и заколонным пространством.

К капитальному ремонту скважин относятся ремонтные работы, для выполнения которых приходится привлекать более сложную технику, технологии и оборудование, вплоть до использования буровых установок:

1. Ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом труб, кабеля, насосов и образованием в скважине сальников.

2. Исправление нарушений в обсадных колоннах (например, гофра).

3. Изоляция пластовых вод.

4. Работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт.

5. Забуривание второго ствола и радиальное бурение.

6. Разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое.

7. Гидравлический разрыв пласта.

8.Устранение заколонных перетоков.

9. Термическая обработка забоя скважин.

10. Установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн.

11. Операции по ликвидации скважин (и консервации с установкой мостов). Взрывпакеры.

Консервация- перевод в длительный простой, на нее не начисляется амортизация, скв заглушена без установления моментов-ТПС (3-4 дня), с установлением мостов=КРС (>1мес).

Консервация и ликвидация согласуется с Ростехнадзором.

БРС – быстро разъемные соединения.

Организационные вопросы:

Подготовительные бригады –глушат скв и подготавливают площадку на этапе для подготовки ТРС и КРС.

Планы работ

Промышленная безопасность – ответственный за производство работ на кусте/скважине (сдача скважины в ремонт), ответственный за производство работ при одновременном проведении работ

Согласование с территориальными органами Ростехнадзора – консервация, ликвидация скважин

Оборудование, инструменты и механизмы:

Для СПО применяют грузоподъемные сооружения, элеваторы, спайдеры, трубные и штанговые ключи, автоматы.

СПО – спуско-подъемные операции.

Грузоподъемное сооружение - вышка, которая устанавливается на площадке над устьем скважины. Вышки могут устанавливаться стационарно или входят в комплект агрегата подземного или капитального ремонта скважин и монтируются над устьем скважины только при её ремонте.

Элеваторы - для захвата труб, штанг, насосов и удержания их на весу при СПО.

Спайдер - для захвата и удержания на весу колонны НКТ при спуске или подъеме из скважины.

Трубные ключи - для свинчивания и развинчивания насосных труб.

Штанговые ключи - для свинчивания и развинчивания насосных штанг.

Автоматы подземного ремонта - для механизации работ по свинчиванию и развинчиванию труб, а также для удержания колонны труб на весу.

Для ловильных работ применяют труболовки, овершоты, колокола, метчики, крючки, удочки, ерши, магнитные фрезеры.

Гидравлические домкраты.

Шлипсовые муфты для ловли насосных штанг.

Ловлю перфораторов, кабеля и стального каната проводят различного рода крючками, удочками и ершами. Для ловли небольших металлических предметов применяют магнитный фрезер.

Печати – торцовые и конусные. Свинцовые и другие.

При выполнении работ по капитальному ремонту скважин используют также оборудование для вращения инструмента, цементировочные и насосные установки, цементировочные и пескосмесительные машины, блоки манифольдов.

К оборудованию для вращения инструмента относятся роторы и вертлюги.

Ротор предназначен для вращения бурильного инструмента и удержания на весу колонны труб при СПО. Вертлюг предназначен для удержания на весу вращающегося бурильного инструмента и подвода промывочной жидкости от насоса в колонну труб.

Цементировочные агрегаты служат для приготовления, закачивания и продавливания тампонажных и других растворов в скважину, для промывок скважин через спущенные в них трубы, обработки призабойной зоны пласта, опрессовки труб и оборудования.

А-50 , А-80 и другие: в рабочем положении мачта с одной стороны опирается на лебедку, другой через домкрат - на грунт.

Гибкие трубы.

Агрегаты: насосные/промывочные (от НП-160 до 4АН-700), цементировочные, кислотные, смесительные.

Пескосмесительная установка используется для транспортирования песка, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи её на прием насосных агрегатов при гидравлических разрывах пласта, проведении различных операций, включающих закачку в скважину сыпучих, гранулированных материалов.

Блоки манифольдов предназначены для обвязки насосных установок между собой и с устьевым оборудованием при нагнетании жидкости в скважину (БРС).

Насосные установки - для проведения работ по воздействию на призабойную зону пласта с целью интенсификации добычи нефти и газа и работ по ограничению притока пластовых вод.

Некоторые подъемники:

Агрегат А-50У Агрегат «Бакинец»

Разная грузоподъемность и оснащенность

Разная транспортная база (до болотоходов) и стационарные

Назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления. Источники водоснабжения системы ППД.

Масштабы добычи жидкости и воздействия на нефтяные залежи в стране огромны.

Доминирующим среди методов воздействия является поддержание пластового давления закачкой в пласт воды. Закачка углеводородного газа и водогазовых смесей – единичные случаи.

Добыча нефти в Российской Федерации в 2014 году составила 526,8 млн. тонн, газа – более 640 млрд. м3 (в т.ч. ПНГ – порядка 70 млрд. м3 (ГФ=137 м3/т (рост с 2001 года на 28%, во многом за счет ВС и ДВ); около 30% ПНГ сжигается (ЗС, Ванкор)), метана угольных пластов – 2,8 млн. м3 (Кузбасс).

В составе добываемой жидкости извлекается более 3 млрд. тонн попутной воды.

Годовая закачка воды также значительно превышает 3 млрд. кубометров.

Системы водоснабжения должны видоизменяться и приспосабливаться к конкретным условиям разработки месторождения. Проектируемая система водоснабжения должна предусматривать рост обводненности продукции скважин и необходимость утилизации всех так называемых промысловых сточных вод, включая ливневые, попутные, воды установок по подготовке нефти и др.

Для соблюдения мер по охране окружающей среды (ООС) система водоснабжения в любом случае должна предусматривать 100%-ную утилизацию сточных/подтоварных вод и работу всей системы ППД по замкнутому технологическому циклу.

Поглощающие скважины – высокие затраты – утилизация сточных/подтоварных вод; ЗОН.

Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления - добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт, распределить ее между нагнетательными скважинами и закачать в пласт.

4составляющих закачки воды до ППД:

- добыть

- распределить

- закачать

- обеспечить нужное качество

Источники водоснабжения системы ППД:

- открытые водоемы (реки, озера, моря);

- грунтовые, к которым относятся подрусловые воды;

- водоносные горизонты данного месторождения;

- сточные воды, состоящие из смеси добытой вместе с нефтью пластовой воды, вод после установок по подготовке нефти, ливневых вод промысловых объектов.

Сточные (подтоварные) воды загрязнены нефтепродуктами и химикатами и требуют специальной очистки.

Существенный технологический недостаток открытых водозаборов - непостоянство качества воды. Проблемы в зимний (и не только) период. Пиковые нагрузки в паводок.

В продуктивных коллекторах, в составе которых присутствует много глинистого материала, разбухающего при его смачивании пресной водой, закачка этой воды для ППД, как правило, неэффективна. Нагнетательные скважины обладают очень низкой поглотительной способностью с большим затуханием приемистости, требует специальной обработки воды и высоких давлений нагнетания.

Состав и температура пластовых и подтоварных вод. Совместимость вод.

Требования к подготовленности месторождения к разработке

ПНГ(его сжигают)≠растворен газ

ГФ≠Газосодержанию в нефти

Растворенный газ – в нефти

4составляющих закачки воды до ППД:

- добыть

- распределить

- закачать

- обеспечить нужное качество

Методы воздействия на пласт:

- метод теплового воздействия на пласт

- техника закачки теплокочателя в пласт

- внутрипластовое горение(окисление)-теряется до 30% нефти и образование СО2 и кародируют всё. Окисление происходит на контакте воздуха с нефтью. У воды теплоемкость>, чем у нефти.

Принципиальная схема водоснабжения системы ППД. Схема подруслового водозабора.

Принципиальная схема водоснабжения систем ППД:

1- водозаборные устройства; 2 – насосная станция I подъема; 3 - буферные емкости для грязной воды; 4 - станция водоподготовки; 5 - буферные емкости для чистой воды; 6 - насосная станция II подъема; 7 - кустовые насосные станции (КНС); 8 - нагнетательные скважины; 9 - разводящий водовод; 10 - водовод высокого давления (10 - 20 МПа)

Водоводы – в траншеях ниже глубины сезонного промерзания.

Технические решения (теплоизоляция, подогрев, заглубление и т.п.) – в проектах с учетом климатических условий.

В зонах развития ММП(многолетнемерзлые породы) – обратная задача.

КНС – кустовые насосные пробки

C:\Users\дом\Pictures\IMAG0635.jpg

Подрусловый водозабор:

Дешевле механизированного (УЭЦН) при малых объемах.

Схема сифонного водозабора (динамический уровень - высокий): 1 - фильтр; 2 - колонна; 3 - водоподъемная труба; 4 - вакуум-котел;5 - вакуумный насос; 6 - вакуумметр; 7 - насос I подъема; 8 - резервуар для чистой воды; 9 - насосная станция.

Показатели качества воды для ППД.

Качество воды оценивают в первую очередь количеством:

- механических примесей (КВЧ - количество взвешенных частиц (ТВЧ)) Сахалин, ЮХ

- нефтепродуктов железа и его соединений, дающих при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры пласта (и даже перфорационные каналы)

- сероводорода (H2S), способствующего коррозии водоводов и оборудования

- микроорганизмов (сульфатредукция),

- солевым составом воды и ее плотностью.

Воды глубоких пластов, как правило, очень чистые, без взвеси, с малым содержанием окислов железа, минерализованные, являются хорошим вытесняющим агентом. На месторождениях с водоносными горизонтами, использование воды которых допустимо с точки зрения ООС и санитарно-гигиенических норм, эти горизонты могут быть идеальными источниками водоснабжения системы ППД (апт-альб-сеноман в ЗС, юрско-триасовый водоносный комплекс в ТПП).

Повышенная по сравнению с поверхностными источниками температура.

Схема установки предварительного сброса воды (УПСВ). Трубные установки предварительного сброса воды и отбора газа.

УПСВ - схема установки предварительного сброса и очистки подтоварной воды

1)Флотация – метод доочистки сточной воды до содержания примесей 4-30 мг/л

2)Коагуляция – более крупные и тяжелые, чем нефть, капли влаги под действием гравитации оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды

3)Обработка хлором

Трубная установка предварительного сброса воды:

Система промыслового сбора:

- самотечная двухтрубная

- высоконапорная однотрубная

- напорная

Точка росы-Р, при котором из газа выделяется жидкие УВ(вода)

Схема БКНС- блочная кустовая насосная станция. Основные характеристики насосов для закачки воды.

Общий вид и характеристики насосов:

ЦНС-180х1422 Q == 180 м3/ч, P = 14,0 МПа

ЦНС-180х1900 Q == 180 м3/ч, P = 19,0 МПа

ЦНС-500……. Q == 500 м3/ч …….

Размеры насосов, м:

длина . .........................……… 2,5 - 3,3

ширина .............................….. 1,5

высота .....................…………. 1,5

Масса насоса, т....................... до 5,5

Масса электродвигателя, т.... 6,5-9,0

(подъездные дороги с твердым покрытием, свайные основания или фундаменты; насос и двигатель монтируются на выкатной раме).

Насосы допускают подпор 0,8 - 3 МПа и при некотором снижении подачи развивают повышенное давление.

В состав БКНС входят:

1. Машинный зал - насосные блоки, блок маслосистемы, блок коллекторов, блок дренажных (вспомогательных) насосов.

2. Блок управления.

3. Энергозал - блок тиристорных возбудителей, блок трансформаторов, блок распределительного устройства,  блок плавного пуска.

4. Блок операторный.

5. Станция очистки воды.

6. Емкость подземная дренажная.

7. Емкость для отработанного масла.

8. Площадки обслуживания.

9. Межблочные кабельные связи.

10. Система автоматики.

Схема «подземной насосной станции».

1 - нагнетательные скважины; 2 - водоводы высокого давления; 3 - погружной электронасос водозаборной скважины; 4 - станция управления; 5 - трансформатор; 6 - водораспределительный и замерный узел Схема «подземной насосной станции» для закачки пластовой воды в нагнетательные скважины:

Аналогичная схема (шурф) – от низконапорного водовода без КНС (малые расходы) или «подпор» на удаленных кустах.

Широкое распространение подземных водоносных комплексов позволило размещать водозаборные скважины непосредственно у нагнетательных и оборудовать их насосами (напр., УЭЦН-16-3000-1000) с большой подачей и напором. Поскольку динамические уровни в водозаборных скважинах близки к поверхности, то давление, развиваемое этими насосами, достаточно для обеспечения требуемой приемистости нагнетательных скважин.

Схема «подземной насосной станции, питающая дополнительно две нагнетательные скважины, в которой водозаборная скважина совмещена с нагнетательной:

Некоторые другие методы воздействия:

1)Методы теплового воздействия на пласт

Эти методы являются перспективными для добычи высоковязких нефтей и нефтей с неньютоновскими свойствами. Однако существуют месторождения с такими условиями залегания и свойствами нефти, при которых тепловые методы воздействия могут оказаться единственными, допускающими промышленную разработку.

2)Техника закачки теплоносителя в пласт

Приготовление горячих теплоносителей для закачки их в пласт может осуществляться как на поверхности, так и на забое нагнетательной скважины. В первом случае (паровые или водогрейные котлы или различного рода нагреватели) неизбежны большие потери теплоты, а следовательно, и температуры теплоносителя при его движении до устья скважины и от устья скважины до забоя.

3)Внутрипластовое горение

Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение (окисление) при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах. Потери нефти и образование СО2.

Система сбора и подготовки добываемой продукции.

После того как нефть одним из способов подняли из скважины на поверхность, она попадает в систему сбора и подготовки продукции. Вся эта система представляет собой довольно сложный комплекс нефтепромыслового оборудования, состоящий из трубопроводов, запорно-регулирующей аппаратуры, замерных установок, сепараторов, печей, резервуаров. Формируется система сбора и подготовки нефти в соответствии с проектом обустройства месторождения, который разрабатывается специализированной проектной организацией (проектным институтом).

Продукция нефтяных скважин практически никогда не состоит из чистой нефти. Как правило, она представляет собой смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ. Поэтому важнейшей задачей системы сбора и подготовки нефти является сепарация, то есть разделение нефти, газа и воды.

Система сбора и подготовки нефти - комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами.

Системы промыслового сбора:

- самотечная двухтрубная

- высоконапорная однотрубная

- напорная.

Самотечная двухтрубная система сбора (неприменима в равнинной местности)

Продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП/ЦПС).

ЦПС:

«Пункт сбора» - понятие довольно приблизительное.

Это может быть что угодно: от очень простой станции сбора до сложного центра комплексной подготовки, где добытые флюиды проходят подготовку и разделяются на газ, газоконденсатные жидкости, воду и стабилизированную нефть.

Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС.

Но иногда целесообразно один ЦПС использовать для нескольких месторождений с размещением его на более крупном из них. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где жидкость, добытая из скважин, проходит частичную сепарацию и обработку (Самотлор, Республика Коми, …….).

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), являющейся составной частью понятия ЦПС/ЦППН.

Высокая металлоемкость.

Высоконапорная однотрубная система (применима при малых размерах месторождений)

Позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦПС. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации (использования) попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений.

Напорная система сбора

Предусматривает однотрубный транспорт нефти/жидкости и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦПС на расстояние 100 км и более. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов.

Мультифазные насосы

Виды трубопроводных систем сбора продукции.

Трубопроводы, резервуары

Трубопроводы, применяемые на нефтепромыслах, подразделяются на:

нефтепроводы;

газопроводы;

нефтегазопроводы;

водопроводы (водоводы).

Трубопроводы, ведущие от устья скважин до групповых замерных установок, называют выкидными линиями, от групповых установок к сборным пунктам – коллекторами/нефтесборными коллекторами.

Низко- и высоконапорные трубопроводы.

Резервуары:

сырьевые

технологические

товарные

Резервуарные парки

Товарные парки

Принципиальная схема сбора и подготовки нефти.

Схема сбора и транспорта продукции. Виды трубопроводов.

Назначение ДНС. Принципиальная схема ДНС.

ДНС – дожимная насосная станция.

Шлейф=выкидная линия – труба – провод от устья скв до групповых замерных установок.

АГЗУ - учет количества нефти/жидкости и газа с каждой скважины.

ДНС/УПСВ – одна или две ступени сепарации. Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на центральный пункт сбора (ЦПС) или УПН/ЦППН.

УПН/ЦППН:

- сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

- обезвоживание продукции;

- обессоливание;

- стабилизация нефти.

Узел сепарации - печи для подогрева эмульсии с реагентом (до 500С) – отстойники (разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС) - технологические резервуары (дальнейшее отделение нефти от воды).

Нефть с содержанием воды более 10% с УПСВ подается на УПН в печи-нагреватели (ПТБ-10). В поток нефти, на прием насосов, подается реагент – деэмульгатор (концентрация – от единиц до десятков г/т). Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти (часто к обезвоженной нефти добавляют пресную воду; далее – отстойники, электродегидраторы) . Нефть (с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС) поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары. Теплообменники.

Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов на узле учета нефти (УУН/КУУН) в присутствии представителя Транснефти.

Качество товарной нефти и газа – разное для разных потребителей.

Качество продукции регламентируется межгосударственными и национальными стандартами (ГОСТ Р) и договорами.

Принципиальная схема ДНС:

Основное назначение дожимной насосной станции - обеспечить дополнительный напор для перекачки нефти на ЦПС с отдаленных месторождений.

Часто ДНС объединяют с установкой предварительного сброса воды (УПСВ), на которой производится частичная сепарация нефти, газа, воды и дальнейшая перекачка их по раздельным трубопроводам.

Принципиальная схема ДНС-9 Ватьеганского месторождения

Принципиальная схема ДНС-1УПСВ Ватьеганского месторождения

Генеральный план площадки ДНС

1.Насосная 2.Печи подогрева 3.Площадка сепараторов 4.Блок подачи реагентов 5.Административное здание 6.Силовая подстанция 7.КСУ 8.Технологические резервуары 9.Насосная внутренней перекачки 10.Резервуарный парк 11.Дренажные емкости 12.БИР 13.Факельное хозяйство

Процесс окончательной подготовки нефти УПН. Сдача товарной продукции.

Окончательная подготовка нефти проводится на установке комплексной подготовки нефти (УКПН), являющейся составной частью понятия ЦПС/ЦППН.

УПН:

Процесс окончательной подготовки нефти включает:

Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)

Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважин и транспорте ее до УКПН)

Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)

Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке) - на КУУН - ДНП.

Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1 000 м³ до 50 000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод. Замер объема сдаваемой на транспортировку нефти производится на узле учета нефти, оборудованном в соответствии с техническими условиями (ТУ) АК «Транснефть».

Клапаны РВС: в результате закачки и опорожнения или температурных расширений жидкости возникают силы, способные разрушить резервуар; необходимо поддерживать в нём атмосферное давление. Однако использование открытых резервуаров приведёт к высокой потере лёгких нефтяных фракций и воздействию внешней среды на внутреннее пространство резервуара. Для этого были разработаны и используются дыхательные клапаны. На случай выхода из строя клапана на резервуаре устанавливается предохранительный клапан.

РВС с плавающей крышей

Нефть с содержанием воды более 10% с УПСВ подается на УПН в печи-нагреватели (ПТБ-10). В поток нефти, на прием насосов, подается реагент – деэмульгатор (концентрация – от единиц до десятков г/т). Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти (часто к обезвоженной нефти добавляют пресную воду; далее – отстойники, электродегидраторы) . Нефть (с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС) поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары. Теплообменники.

Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов на узле учета нефти (УУН/КУУН) в присутствии представителя Транснефти.

Качество товарной нефти и газа – разное для разных потребителей.

Качество продукции регламентируется межгосударственными и национальными стандартами (ГОСТ Р) и договорами.

Извлечение попутных компонентов:

Из нефти - ПНГ

Из газа – сера и гелий

Из ПНГ – ШФЛУ и конденсат (если ПНГ – не только растворенный газ)

Из газа – конденсат


Русский язык и культура речи

перейти к оглавлению

1. ЭЛЕМЕНТЫ И УРОВНИ ЯЗЫКА

Характеризуя язык как систему, необходимо определить, из каких элементов он состоит. В большинстве языков мира выделяются следующие единицы: фонема (звук), морфема, слово, словосочетание и предложение. Единицы языка неоднородны по своему строению: простые (фонемы) и сложные (словосочетания, предложения). При этом более сложные единицы всегда состоят из более простых.

Самая простая единица языка – это фонема, неделимая и сама по себе...

Политология. Универсальная шпаргалка

перейти к оглавлению

1. Место политологии среди гуманитарных наук

Политология развивается в тесном взаимодействии с другими гуманитарными науками. Их всех объединяет общий объект исследования — жизнь общества во всем многообразии ее конкретных проявлений.

Сегодня невозможно изучать сложные политические процессы, не учитывая взаимодействие общественных (гуманитарных) наук.

1) Политология тесно связана с экономикой. Экономика дает соответствующее обоснование реализации экономических...

Идеология

1.Идеология как социальный феномен, её сущность. Содержание идеологииСоциально-исторической системой представлений о мире стала идеология как система рационально- логического обоснования поведения людей, их ценностей, норм взаимоотношений, целей и т.д. Идеология как явление во многом сходна с религией и с наукой. От науки она восприняла доказательность и логичность своих постулатов, но, в отличие от науки, идеология призвана давать оценку явлениям действительности (что хорошо, что...

Математические формулы. Шпаргалка для ЕГЭ с математики

Формулы сокращенного умножения

(а+b)2 = a2 + 2ab + b2

(а-b)2 = a2 – 2ab + b2

a2 – b2 = (a-b)(a+b)

a3 – b3 = (a-b)( a2 + ab + b2)

a3 + b3 = (a+b)( a2 – ab + b2)

(a + b)3 = a3 + 3a2b+ 3ab2+ b3

(a – b)3 = a3 – 3a2b+ 3ab2- b3

Свойства степеней

a0 = 1 (a≠0)

am/n = (a≥0, n ε N, m ε N)

a- r = 1/ a r (a>0, r ε Q)

m...