Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
1. Жидкости и материалы для проведения ГРП.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.
Основые жидкости для ГРП: нефть, ДТ, вода, раствор соляной кислоты, эмульсии.
Требования к жидкостям:
Доступность, дешевизна, хорошая пескоудерживающая способность, низкие потери на трение при закачке с высокими расходами (до 6 м3/мин), имеет свойства, исключающие набухание глинистых минералов нефтяного пласта, вызывает минимальное повреждение пласта веществами, входящими в состав геля, имеет хорошую стойкость (сохраняемость свойств) при высокой температуре заданное время, легко разлагается и теряет вязкость после остановки закачки, максимально полно выносится из пласта.
Нефть, ДТ, вода – применяются с добавками, повышающими вязкость. Для примера рассмотрим наиболее часто применяемый водный гель. Вода иметь рН 5,5-7,0, т.е. быть нейтральной. Минимальная минерализация, отсутствие ионов натрия.
Для водных гелей в качестве загустителя применяется гуаровый полимер. После добавки его в воду образуется так называемый линейный гель. Жидкость, вязкость которой составляет 10-50 сПз. Для увеличения вязкости в линейный гель добавляют боратовый сшиватель (крослинкер), при этом линейные молекулы полимера связываются поперечными связями, приобретая пространственную структуру. Кажущаяся вязкость такой жидкости достигает до 500-600 сПз. Кроме полимера и сшивателя в водный гель обязательно добавляется бактерицид для подавления сульфатовостанавливающих бактерий, а также ингибитор набухания глин. Для снижения трения при прокачки вязкой жидкости добоавляется сурфоктант. Для саморазрушения геля после ГРП, в раствор добавляется деструктор, который под действием температуры разрушает связи в молекулах полимера, снижает вязкость до 5-10 сП, при этом жидкость ГРП легко выносится из трещины при освоении скважины.
В качестве расклинивающего материала применяются искусственные проппанты или отсортированный кварцевый песок. Проппант в основном состоит из двух веществ - оксид алюминия и оксид кремния. Чем больше SiO2, тем легче проппант. Прочность определяется содержанием оксида алюминия. Типичные размеры гранул от 0,4 до 1,6 мм
Требования к проппантам:
Прочность, стойкость к раздавливанию, округлость, сферичность, отсортированность (чем однороднее фракция, тем выше проводимость), дешевизна, доступность, стойкость к воздействию кислотами.
С целью уменьшения выноса проппанта применяется армирующий материал – рубленные волокна стекловолокна или химическая обработка проппанта, склеивающая зерна проппанта между собой, без значительного снижения проводимости. Наиболее часто применяется проппант с полимерным покрытием. В пластовых условиях под действием температуры и сжимающих напряжений в точках контакта гранул полимер склеивается, образуя монолит, устойчивый к значительным депрессиям.
2. Этапы проведения ГРП:
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
Этапы проведения:
При проведении ГРП выделяется 5 этапов:
1. Опрессовка линии высокого давления на 70 МПа, калибровка предохранительного клапана
2. Мини-разрыв пласта с помощью закачки в пласт небольшого кол-ва жидкости разрыва 10-12 м3 под давлением порядка 65МПа, после чего скважина закрывается на устье и отслеживается изменение давления. На основании полученных определяется эффективность жидкости разрыва, механические с-ва породы и корректируются технологические параметры основного ГРП (давления расходы, концентрации).
3. Создание трещины. Расход жидкости поддерживается порядка 5-6 м3/мин
4. Закрепление трещины, путем подачи пропанта в жидкость разрыва
5. Подача продавочной жидкости
Непосредственно операция ГРП начиная с расстановки оборудования и заканчивая мобилизацией оборудования для ГРП объемом 25 т пропанта и при отсутсвии осложнений в работе занимает порядка 6 часов. Весь процесс ГРП начиная с подготовки скважины для ГРП и заканчивая выводом скважины на режим занимает около полумесяца при отсутствии осложнений. Проведению ГРП предшествует составлению проекта на ГРП, в котором исходя из поставленных целей, геологии пласта в районе скважины и технического состояния скважины обосновывается технология воздействия.
4. Мероприятия по борьбе и предупреждению АСПО в подъемных трубах.
Отложения парафинов возникают при снижении температуры ниже температуры плавления (Тпл=35-650С). Скорость нарастания парафиноотложений зависит от дебита скважины, шероховатости труб, механических примесей в нефти.
Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. Микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насоснокомпрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа.
Методы предупреждения: применение труб с внутризащитными покрытиями(превентивные методы), химические – ПАВ,ингибиторы парафиновых отложений,модификаторы в жидком и твердом состоянии,депрессаторы, тепловые - (периодическая закачка в затрубное пространство скважин горячей нефти, газоконденсата, перегретого пара или паровоздушной смеси), физические – создание постоянных магнитных полей,электроискровых воздействий. Установка электронагревательных кабелей.
Удаление АСПО может быть осуществлено самыми различными методами, среди которых выделяются:
1. Тепловые — промывка скважинного оборудования горячей нефтью, создание локального теплового потока с помощью глубинных электронагревателей или высокочастотного электрического поля;2. Химические — удаление растворителями и растворами ПАВ;3. Физические — разрушение ультразвуковым воздействием;4. Биологические — ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бактерий.
Тартание – это извлечение жидкости из скважины желонкой, спускаемой на тонком канате с помощью лебедки. Малопроизводительный, трудоемкий способ с очень ограниченными возможностями применения.
Поршневание. При поршневании (свабировании) поршень (сваб) спускается в НКТ. В 10-15 раз производительнее тартания.
Замена скважинной жидкости на более легкую.
Компрессорный метод.
Прокачка газо-жидкостной смеси. Заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (вода или нефть).
Освоение скважинными насосами.
Газлифтную скв. осваивают методом продавки. Насосные скв. обычно перед освоением промывают водой или нефтью и осваивают насосом, применяемым при эксплуатации.
Законтурные нагнетательные скв. осваивают сразу на нагнетание, а внутриконтурные- обычно сначало на приток, затем (после снижения пластового давления в районе скв.) под закачку. Если имеется ряд нагн. скв. их осваивают под закачку через 1 , затем после обводнения осваивают пропущенную скважины.
6 Виды и условия фонтанирования
Подъём жидкости с забоя на поверхность за счёт пластовой энергии называют – фонтанирование скважины, а способ эксплуатации – фонтанным. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от структуры потока, режима движения газожидкостной смеси, плотности скважинной продукции, пластового давления.
Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления: Рпласт>rж g Н,
Где Рпласт –пластовое давление, rж- плотность скважинной продукции, g- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c2, Н -длина столба жидкости( глубина скважины по вертикали).
Фонтанирование нефтяных скважин может происходить при пластовых давлениях ниже гидростатического давления столба жидкости. Это обусловлено большим количеством растворенного газа в нефти. Со снижением давления ниже давления насыщения нефти газами во время подъема продукции скважины в колонне НКТ выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью rсм (при чем rсм<rж).
Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:
Рзаб = Рст.ф + Ртр + Руст,
где Рзаб - забойное давление (принимается на уровне середины интервала продуктивного пласта), Руст - давление на устье (выкиде) скважины (устьевое давление), Рст.ф - гидростатическое давление флюидов (нефти, воды, газа) в скважине, Ртр - потери давления на гидравлическое сопротивление (трение). рсм- средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Рнас движется однородная жидкость, поэтому давление в НКТ изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже Рнас из продукции скважины начинает выделяться газ и образуется газожидкостная смесь. В этом случае давление по НКТ изменяется по нелинейному закону. Если Рзаб< Рнас то нелинейность будет наблюдаться по всей длине скважины.
Выделяют 3 вида фонтанирования:
I – артезианское фонтанирование: Рзаб > Рнас, Руст ³ Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора, где Рнас – давление насыщения нефти газом.
II – газлифтное фонтанирование: Рзаб ³ Рнас, Руст < Рнас, фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъёма.
III - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас,
Руст < Рнас.
Оборудование фонтанных скважин подразделяется на наземное (устьевое) и подземное (скважинной).
К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (трубная головка и фонтанная ёлка с запорными и регулирующими устройствами), манифольд, предназначенный для обвязки Ф.А. с выкидными линиями, колонная головка – герметизация между кондуктором и э/колонной.
К подземному оборудованию относят НКТ, которые применяют при всех способах эксплуатации скважин, пусковые муфты (необходимые при освоении скважины), башмачная воронка, в редких случаях забойные штуцера и пакер.
7. Системы газлифтных подъемников. Условие газлифтной экспл-ии.
Газлифт исп-ся в высокодебитных скважинах с большими забойными давлениями, скважинах с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочных скважинах, а также скважинах, эксплуатируемых в труднодоступных условиях (затопляемость, паводки, болота).
Системы газлифтных подъемников классифицируются на
компрессорные и безкомпрессорные (использует газ высокого давления из газовых скважин, т.е. природную пластовую энергию)
непрерывный (для высокодебитных) и периодический газлифт (для малодебитных)
с центральной (по НКТ) и кольцевой закачкой
однорядные двухрядные и полуторорядные
по используемому глубинному оборудованию (пакера, перепускные клапана, пусковые и рабочие клапана, накопительные камеры)
Существует 3 основных схемы газлифтных подъемников:
1. Однорядный - наименее металлоемкий подъемник. Газ подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по колонне труб. Недостатком однорядного подъемника является низкая скорость восходящего потока между забоем и башмаком, недостаточные условия для выноса песка с забоя. Применяют в основном для безводных скв. без выноса песка. Другим недостатком является то, что газ, который может обладать коррозионной активностью контактирует с обсадной колонной.
2. Двухрядный - спуск в скважину 2-х колонн труб. Первый ряд труб обычно спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень. Достоинство – изоляция газа от контакта с обсадной колонной.Однако двухрядный подъемник - сооружение металлоемкое. Ограничивается выбор диаметра подъемника.
3. Полуторорядный - является разновидностью двухрядного подъемника, в котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это существенно уменьшает металлоемкость конструкции, позволяет увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по увеличению погружения.
Пусковые и рабочие клапана используются для снижения пускового давления и исключения пульсирующего режима работы подъемника
Пакера и накопительные камеры используются при периодическом газлифте, чтобы изолировать забой от давления нагнетаемого газа, и тем самым увеличить возможную депрессию.
Перепускные клапана используются в компоновках совместно с пакерами для обеспечения работы периодического газлифта.
а—однорядный подъемник; б—двухрядный подъемник; в—полуторарядный подъемник; 1—обсадная колонна; 2—подъемник; 3—воздушные трубы; 4—хвостовик;
Условие фонтанирования: эффективный газовый фактор в сумме с удельным расходом газа должны быть больше расхода газа, необходимого для подъема жидкости на поверхность.
RГ+GЭФ>=R0 – условие эксплуатации газлифтной скважины
8,75,76. Достоинства и недостатки газлифтного способа эксплуатации.
Достоинства газлифтного метода:
простота и надежность конструкции (минимальное количество подвижных и подверженных износу частей);
возможность эксплуатации скважин, осложненных пескопроявлениями и высокими газовыми факторами:
обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ÷1900 т/сут);
возможность эксплуатации в глубоких скважинах, глубина которых превышает напоры, достижимые для глубинных насосов;
возможность эксплуатации скважин с высокими пластовыми температурами (>150 град.целс)
простота регулирования режимов работы
расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт),
возможность спуска приборов на забой скважины без прекращения работы, не осложняет проведение гидродинамических исследований
Недостатки газлифтного метода:
1) большие капитальные затраты при использовании компрессорного метода;
2) низкий КПД;
3) повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
4) быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.
9. Пусковое давление газлифтной скважины. Методы снижения пускового давления.
Пусковым давлением называется максимальное давление закачиваемого газа при запуске скважины, которое имеет место в момент достижения уровнем жидкости башмака подъемника.
Величина пускового давления для двухрядного подъемника при прямой закачке может быть оценена по формуле:
Где ρ- плотность жидкости в скважине, h – глубина погружения башмака под статический уровень жидкости, fз – площадь сечения пространства через которое закачивается газ (затруба – при кольцевой системе),fв площадь сечения пространства через которое поднимается жидкость (НКТ – при кольцевой системе). Vжп – объем жидкости поглощенной пластом, Vжв – объем вытесняемой жидкости.
Как правило для глубоких скважин пусковое давление может достигать о.больших величии, что осложняет пуск скважины. Кроме того возможности компрессорного оборудования ограничены. В связи с этим в большинстве случаев необходимо применение методов снижения пуского давления. Исходя из анализа формулы их можно разделить на следующие группы:
1. методы использующие уменьшение глубины погружения h - Последовательный допуск труб, задавка жидкости в пласт
2. уменьшение объема вытесняемой жидкости – предварительное поршневание
3. снижение плотности вытесняемой жидкости – использование пусковых клапанов
4. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
5. Нагнетание газированной жидкости
6. Применение специальных пусковых компрессоров
7. Последовательный допуск труб
11. Режимы откачки (работы) для ШСНУ
Режим откачки – режим работы насосного оборудования, определяемый сочетанием диаметра насоса, длины хода плунжера и числом качаний, т.е. параметрами, которые можно изменять.
В зависимости от некоторых технологических характеристик работы СШНУ различают статический и динамический режим ее работы.
Для статических режимов работы установки динамические составляющие в общей нагрузке, действующей на колонну штанг, являются небольшими и не оказывают значительного влияния на работу всей системы.
Критерием оценки режима работы установки является параметр динамического подобия, называемый параметром Коши
Где w — угловая скорость вращения кривошипа, 1/с;
Н — длина колонны штанг (глубина спуска насоса), м;
а — скорость звука в колонне штанг, м/с.
Скорость звука зависит от конструкции штанговой колонны и может быть принята:
для одноразмерной колонны а = 4600 м/с;
для двухразмерной колонны а = 4900 м/с;
а для трехразмерной — 5300 м/с.
Параметр Коши можно использовать для разделения режимов работы установки на статические и динамические.
Выражая угловую скорость вращения кривошипа w через число качаний
где п — число качаний, 1/мин, параметр Коши запишем в виде:
Если φф < φгр , где φгр — граничная величина параметра Коши, то режим работы установки статический; если же φф > φгр , то режим работы установки динамический (φ ф— фактический параметр Коши для рассматриваемого режима работы установки).
Как показывают расчеты, для наиболее распространенных условий работы штанговых установок при эксплуатации скважин граничная величина параметра Коши может быть ориентировочно принята равной φ = 0,4.
В качестве основы для подбора скважинных штанговых насосных установок часто используется универсальная методика подбора скважинных насосных установок.
Классификация режимов откачки:
1. Нормальные режимы, хар-ые наибольшей длиной хода (для данного станка-качалки) и наименьшим диаметром насоса (дл хода 1,8-3 м число качаний 2-4 к/мин)
2. Режим длинноходный: наибольшая длина хода и диаметр насоса больше, а число качаний меньше, чем при нормальном режиме. (3,5 м дл хода и 6-8 к/мин)
3. режим короткоходный (длина хода 0,9-1,2 м число качаний 6-10 к/мин)
4. Быстроходные режимы: частота качаний больше, а длина хода меньше, чем при нормальном режиме (дл хода 1,2-2 м, число качаний 10,15 к/мин)
5. Тихоходный режим (дл хода 1,8-3 м, число качаний 2-4 к/мин)
Согласно Мищенко режимы работы ШСНУ можно разделить на статические и динамические. При статических режимах динамические нагрузки (инерционные, вибрационные) на насосную установку не оказывают существенного влияния. При динамических режимах оказывают – и чем интенсивнее тем выше износ оборудования и риск аварии, поэтому данный режим нежелателен. Критерием для разделения статических и динамических режимов является фактор динамичности: отношение инерционного ускорения (определяется из расчетов) к g. Если меньше 0,5, то статический, если больше то динамический, равен 1 – критический. Число качаний соответствующих критическому режиму определяется через формулу (S – длинна хода полированного штока, r – радиус кривошипа, l – длинна шатуна)
Динамические режимы соответствуют быстроходным режимам.
12. Влияние газа на работу ШСНУ, снижение отрицательного влияния газа на работу ШСНУ.
Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vсм, состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг :
h1¢=Vж /Vсм=Vж /_Vг+Vж=_1/1+(Vг/Vж)=1/1+R,
где R-газовый фактор при температуре Tпр, и давлении pпр на приеме насоса.
Формула не учитывает наличия в ШСНУ вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула дает завышанный h1¢. Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. 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 находиться 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.
Методы для предотвращения попадания свободного газа в насос основаны на применении гравитационных газосепараторов (газовых якорей). Большинство якорей сконструировано, таким образом, чтобы направить поток жидкости на прием насоса сверху вниз, и при этом максимально снизить скорость потока. В результате, определенная доля газа будет всплывать вверх и уходить в затрубное пространство.
Методы, направленные на снижение вредного влияния газа включают в себя:
- увеличение погружения насоса под динамический уровень (повышает давление на приеме насоса)
- использование конструкций насосов с малым мертвым пространством
- увеличение длинны хода плунжера (уменьшает относительный объем мертвого пространства)
13,18. Показатели использования фонда скважин.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФ
Под коэффициентом использования фонда скважин понимается отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте:
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.
Необходимо понимать отличие двух терминов: бездействующий и неработающий фонд. К бездействующему фонду относятся скважины, которые временно остановлены для проведения каких-либо ГТМ на срок, больше месяца. В него не входят: скважины в освоении после бурения, находящиеся в консервации, в ожидании консервации, контрольные и пьезометрические, ожидающие ликвидации и ликвидированные. Но они, наряду с бездействующими, учитываются в неработающем фонде скважин.
Под дебитом нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) понимается отношение суммарно добытой всеми добывающими скважинами нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) за определенный период, к продолжительности данного периода в скважино-сутках:
где q – дебит, т/сут. (м3/сут); Q – суммарная добыча нефти, т (м3); Т – среднее время работы одной добывающей скважины, сут.
Nскв – количество добывающих скважин, шт.
Соответственно, добыча нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) определяется произведением среднего дебита нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) добывающей скважины и суммарного отработанного времени всех добывающих скважин в скважино-сутках:
Q = q × T × Nскв.
Обводненность продукции – отношение объема добываемой воды к общему объему добытой жидкости. Различают массовую (весовую) и объемную обводненность продукции. Массовая (весовая) обводненность определяет долю воды в общем количестве добытой жидкости в тоннах, весовая – в кубических метрах. Обводненность определяется по формуле:
где fв, fн – соответственно доля воды (обводненность) и нефти в потоке жидкости; Qн, Qв – добыча нефти и воды (т или м3);
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда. Кисп.=Тэкспл./Ткал.ЭФ
Календарное время работы действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.
Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.
Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения.
МРП (межремонтный период) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.
Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:
Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366 ) ;
Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года ;
k экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год ;
N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата, для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.; для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.
14 Факторы, снижающие подачу ШСН.
1) Влияние газа. в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж , поступившей в насос, ко всему объему смеси Vсм , состоящему из объема жидкости Vж и объема свободного газа Vг : h1¢=Vж /Vсм=Vж /_Vг+Vж=_1/Vг+Vж=1/1+R,
где R-газовый фактор при температуре Tпр, и давлении pпр на приеме насоса.
Формула не учитывает наличия в ШСНУ вредного пространства и его влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. Поэтому формула дает завышанный h1¢. Вредным пространством ШСН называют объем, заключенный между всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. 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 находиться 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.
2) Влияние потери хода плунжера.Поскольку теоретическая подача насоса определяется длиной хода точки подвеса штанг S, то всякое уменьшение действительного хода плунжера по сравнению с S непосредственно влияет на фактическую подачу насоса. Т.о.,
h= Sп\ S Sп = S - l, где Sп- действительный ход плунжера относительно цилиндра насоса,
l - потеря хода плунжера за счет упругих деформаций штанг и труб.
Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения плунжера на разность давлений над и под плунжером, т. к. нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт.
3) Влияние утечек.Рассмотрим утечки через зазор м/у плунжером и цилиндром насоса. Утечки в клапанах возникают, как правило, в изношенном насосе и отсутствуют в нормально работающем насосе. Они приводят к перетеканию жидкости под плунжер, при его ходе вверх. Поэтому количество жидкости, поступающей через всасывающий клапан насоса, будет меньше, т. к. часть цилиндра уже заполнена жидкостью за счет утечки.Утечки учитываются коэффициентом h3. h3= Qф / Qтh1h2h4. Утечки происходят под воздействием перепада давлений над и под плунжером.Т.к. этот перепад существует только при ходе плунжера вверх, то утечки происходят в течение половины времени работы насоса.
4)Влияние усадки жидкости.
Через ШСН проходит некоторый объем нефти и воды при Р-ии и t- ре на приеме насоса.Когда продукция попадает в товарный парк, она дегазируется и охлаждается. Это учитывается объемными коэф-ми для нефти bн и воды bв. Объемные коэф-ты- величины непостоянные, они изменяются от изменения t и Р-ия и количества растворенного газа.Величины bн и bв – определяются экспериментально. Коэффициент h4 , характеризующий потерю подачи ШСН в результате изменения объема продукции при переходе от условий приема к стандартным условиям, определяется так :
h4 = Qн+Qв / Qнbн+Qвbв
Где Qн и Qв- дебиты нефти и воды при стандартных условиях в объемных единицах. За счет усадки нефти и водя подача ШСН уменьшится на 10%. Для обводненной продукции- на 13%.
Диаграмму нагрузки на устьевой шток в зависимости от его хода называют динамограммой, а ее снятие – динамометрированием ШСНУ.
А - начало хода устьевого штока вверх;
АБ – восприятие нагрузки от веса жидкости после закрытия нагнетательного клапана; бБ - потеря хода плунжера в результате удлинения штанг и сокращения труб;
БВ - ход плунжера вверх.
ВГ - разгрузка штанг от веса жидкости (трубы растянулись, а штанги сократились на длину отрезка П).
ГА (ход плунжера вниз) - нагрузка Рвн равна весу штанг в жидкости, а при ходе вверх Рвв - весу штанг и весу жидкости над плунжером.
Фактическая динамограмма отличается от теоретической и ее изучение позволяет определить максимальную и минимальную нагрузки, длины хода штока и плунжера, уяснить динамические процессы в колонне штанг, выявить ряд дефектов и неполадок в работе ШСВУ и насоса
16. Оптимальное, допустимое и предельное давления на приеме УЭЦН.
Погружной ЭЦН достаточно чувствителен к наличию в откачиваемой жидкости свободного газа. В зависимости от свободного газа фактические характеристики ЭЦН деформируются. При определенном газосодержании происходит срыв подачи. Выделяют 3 обл работы насоса, откачивающего газожидкостную смесь.
В 1-ой области – характеризуется небольшим содержанием свободного газа фактические характеристики насоса не отличаются от стендовых, а КПД насоса максимален. Давление на приеме насоса, откачивающего газожидкостную смесь с небольшим содержанием газа называют оптимальным.
2-ая область УЭЦН- характеризуется увеличением количества газа на приеме насоса. В следствии чего фактические характеристики отклоняются от стендовых, но насос сохраняет устойчивую работу при допустимом КПД. Это давление называется допустимым.
3-я область - характеризуется значительным содержанием газа на приеме, вследствии чего нарушается устойчивая работа насоса, вплоть до срыва подачи. Давление соответствующее этой области называют придельным.
Значения данных давлений могут быть рассчитаны по эмпирическим зависимостям от обводненности продукции скважины, давления насыщенмя, вязкости дегазированной нефти при пластовой температуре и вязкости нефти в пластовых условиях.
b<0,6 то Ропт=Рнас (0,325-0,316b)· mнд/mпл,
где b- обводненность, mнд-вязкость дегазированной нефти, mпл-вязкость в пластовых условиях,
b>0,6, то Ропт= Рнас (6,97b-4,5b2-2,43) ·mнд/mпл ,
b<0,6, то Рдоп=Рнас (0,128-0,18b)· mнд/mпл,
b>0,6, то Рдоп=Рнас (2,62b-1,75b2-0,85) · mнд/mпл,
0<b<1 , то Рдоп=Рнас (0,125-0,115b)· mнд/mпл,
т. к. вязкость дегазированной нефти mнд дается при t=20ºC, а при её вычислении она должна быть при пластовой t.
17. Факторы, учитываемые при подборе исполнения, типоразмера и определения глубины спуска УЭЦН.
Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)
Методика подбора основывается на следующих показателях:
коэффициент продуктивности данной скважины (по результатам гидродинамических исследований скважины);
данные инклинометрии;
газовый фактор;
давления – пластовое, давление насыщения;
обводненности добываемой продукции;
концентрации выносимых частиц.
При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25% для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 0С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м.
Методика подбора основывается на законах фильтрации пластового флюида в пласте и ПЗП, движения водо-газо-нефтяной смеси по обсадной колонне и НКТ, на зависимостях гидродинамики ЭЦН, точечные значения температуры перекачиваемой жидкости и элементов ЭЦН. Общая методика подбора выглядит след.образом:
По ГИС, ГДИ и термодинамике пласта и ПЗП, по планируемому дебиту скв. Определяют забойные величины – давление, температуру, обводненность и газосодержание пластового флюида.
По законам разгазирования (тек.давления и давления насыщения, температуры, коэффициентов сжимаемости газа, нефти, воды) потока пластовой жид-ти и по законам относительного движения отдельных составляющих этого потока по обсадной колонне на участке «забой - прием насоса» определ-ся необходимая глубина спуска насоса и давление на приеме ЭЦН, обеспечивающие нормальную работу УЭЦН. При подборе глубины спуска учитываются предельно допустимые отклонения оси скважины от вертикали и темп набора кривизны (инклинометрия).
По глубине подвески, типоразмеру обсадных колонн, НКТ и по планируемому дебиту, обводненности, газовому фактору, вязкости и плотности пласт.жид-ти и устьевым условиям определяют необходимый напор ЭЦН.
По план.дебиту и напору делается подбор ЭЦН, рабочие харак-ки которых близки к расчетным, с учетом перевода «водяных» напорных хар-к на реальные данные пластовой жид-ти.
По характеристикам ЭЦН подбирается соответствующий ПЭД, кабель, наземное оборудование (СУ и трансформатор).
13,18. Показатели использования фонда скважин.
Коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин – показатель, характеризующий уровень использования действующих скважин во времени, определяется как отношение времени эксплуатации к календарному времени работы действующего фонда.Кэкспл.=Тэкспл./Ткал.ДФ
Под коэффициентом использования фонда скважин понимается отношение скважин, составляющих действующий фонд, к общему числу эксплуатационных скважин, числящемуся на объекте:
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.
Необходимо понимать отличие двух терминов: бездействующий и неработающий фонд. К бездействующему фонду относятся скважины, которые временно остановлены для проведения каких-либо ГТМ на срок, больше месяца. В него не входят: скважины в освоении после бурения, находящиеся в консервации, в ожидании консервации, контрольные и пьезометрические, ожидающие ликвидации и ликвидированные. Но они, наряду с бездействующими, учитываются в неработающем фонде скважин.
Под дебитом нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) понимается отношение суммарно добытой всеми добывающими скважинами нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) за определенный период, к продолжительности данного периода в скважино-сутках:
где q – дебит, т/сут. (м3/сут); Q – суммарная добыча нефти, т (м3); Т – среднее время работы одной добывающей скважины, сут.
Nскв – количество добывающих скважин, шт.
Соответственно, добыча нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) определяется произведением среднего дебита нефти (жидкости, газа, конденсата, воды) добывающей скважины и суммарного отработанного времени всех добывающих скважин в скважино-сутках:
Q = q × T × Nскв.
Обводненность продукции – отношение объема добываемой воды к общему объему добытой жидкости. Различают массовую (весовую) и объемную обводненность продукции. Массовая (весовая) обводненность определяет долю воды в общем количестве добытой жидкости в тоннах, весовая – в кубических метрах. Обводненность определяется по формуле:
где fв, fн – соответственно доля воды (обводненность) и нефти в потоке жидкости; Qн, Qв – добыча нефти и воды (т или м3);
Коэффициент использования эксплуатационного фонда скважин – показатель, характеризующий степень производственного использования всего эксплуатационного фонда скважин, определяется как отношение времени эксплуатации (наработки) к календарному времени работы эксплуатационного фонда. Кисп.=Тэкспл./Ткал.ЭФ
Календарное время работы действующего фонда скважин – характеризует общее время эксплуатации и простоев всех скважин, пребывавших в течение отчетного периода в действующем фонде. Состоит из времени эксплуатации, времени ремонтных работ, времени ликвидации аварий, времени простоя скважин.
Календарное время эксплуатационного фонда – показатель, характеризующий время пребывания скважин в эксплуатационном фонде.
Баланс календарного времени эксплуатационного фонда скважин складывается из календарного времени действующего фонда скважин, бездействующего фонда скважин, нахождения скважин в освоении и ожидания освоения.
МРП (межремонтный период) – средняя продолжительность работы скважины в сутках между двумя последовательными ремонтами.
Расчет МРП производится ежемесячно за скользящий год по эксплуатационному фонду скважин, как по способам эксплуатации, так и по всему фонду. Расчет МРП производится по формуле:
Т – календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366 ) ;
Ф – среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года ;
k экспл – коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год ;
N – число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата, для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.; для нагнетательных скважин показатель N включает в себя текущие ремонты, связанные с подземным оборудованием, и капитальные ремонты, выполняемые в стволе скважины.
20. Регулирование производительности и напора ЭЦН.
Производительность УЭЦН регулируется:
Методом штуцирования (на устье скважины) – создание устьевого противодавления с целью уменьшения подачи за счет напорных характеристик насоса.
При помощи преобразователя частоты:
позволяет в широком диапазоне регулировать производительность и напор УЭЦН за счет изменения частоты вращения ПЭД,
осуществлять плавный контролируемый пуск ПЭД, что позволит продлить срок службы УЭЦН за счет снижения электрических нагрузок на кабель и обмотки двигателя,
при выводе УЭЦН на режим на частотах менее 50 Гц значительно уменьшить потребляемую мощность двигателя, что снижает вероятность его перегрева при отсутствии или недостаточном притоке из пласта.
Производительность (Q) УЭЦН находится в прямой зависимости от частоты переменного тока, подаваемого на обмотки двигателя
Q2 = Q1 (f2/f1), где f1-стандартная частота 50Гц, f2 – изменяемая частота, Q1- производительность при стандартной частоте.
Напор (Н) УЭЦН находится в квадратичной зависимости от частоты переменного тока
Н2 = Н1 (f2/f1)2, где Н1 – напор при стандартной частоте.
21. Влияние газа и вязкости жидкости на рабочие характеристики ЭЦН
Присутствие эмульгированного газа увеличивает объем смеси, проходящей ч/з первые рабочие ступени насоса, и забирает часть энергии, подводимой к валу насоса, на сжатие газовых пузырьков и их полное растворение в нефти. При откачке однородной несжимаемой жидкости напор h=H/zо (рис, кривая 1), развиваемый каждым рабочим колесом, одинаковый, а давление в насосе равномерно нарастает от p1 до p2. Напор h=H/zо остается для каждой ступени одинаковый. В результате напоры суммируются, и давление равномерно возрастает от давления на приеме p1 до давления на выкиде p2 (линия 2).
Если на приеме насоса существует газонасыщенность b, плотность газонасыщенной смеси при переходе ее от одной ступени к другой в результате сжатия будет увеличиваться. Минимальная плотность будет на входе в первую ступень, максимальная- при давлении насыщения, когда весь газ растворится в нефти ( рис, кривая 3). Тогда a соответствует той ступени насоса Zнас, в которой давление равно давлению насыщения pнас.
Если дисперсность газовых пузырьков велика и газожидкостную смесь можно рассматривать как однородную с пониженной плотностью, то кавитационные явления могут не возникать.В этом случае напор, развиваемый каждой ступенью, может оставаться постоянным, равным h=H/zо, и соответствующим характеристике насоса при работе его на данном режиме ( Q ).
Однако давление, развиваемое каждой ступенью, равное Δp=hrсмg даже при постоянстве напора h будет различным, возрастая по мере увеличения rсм.( кривая 4)
Многочисленные исследования работы насоса на газожидкостных смесях показали ухудшение их рабочих характеристик. Установлено, что при 0<β(газонасыщенность)<5—7 % Н(Q) характеристика практически не изменяется. При увеличении β, Н(Q) и η(Q) характеристики смещаются влево, при этом к.п.д. сильно уменьша ется. Установлено также, что не все насосы одинаково «чувст вительны» к газосодсржанию на приеме насоса.
Для улучшения работы ПЦЭН при откачке газированной жидкости используют газосе параторы, устанавливаемые на валу насоса перед первой его сту пенью. Другим способом улучшения рабочих характеристик ПЦЭН при работе их на газированной жидкости является установка рабочих колес повышенной производительности вместо несколь ких первых рабочих ступеней насоса.
Работа ПЦЭН при откачке вязкой жидкости также сопро вождается ухудшением его рабочих характеристик. В теории гидромашин и компрессоров разработаны методы пересчета ра бочих характеристик центробежных насосов для перекачки вяз ких жидкостей. Эти методы основаны на обобщении результатов практиче ских испытаний насосов на жидкостях различной вязкости и определения поправочных коэффициентов к величинам Н, Q и η в зависимости от числа Rе.
Для проведения ГРП предпочтение отдается скважинам, удовлетворяющим установленным нижеперечисленным критериям:
низкопродуктивные скважины с высокой нефтенасыщенностью по ГИС;
скважины с высоким пластовым давлением, но с низкой проницаемостью коллектора;
скважины, имеющие заниженный дебит против окружающих;
скважины с загрязненной ПЗ;
нагнетательные скважины с низкой приемистостью;
нагнетательные скважины с неравномерной приемистостью по продуктивному разрезу.
ГРП не рекомендуется проводить:
в нефтяных скважинах вблизи контура нефтеносности;
в технически неисправных скважинах.
В добывающих скважинах расположенных вблизи нагнетательных
В пластах малой толщины < 5м
В пластах с неконтактной подошвенной водой, отделенной от продуктивной части тонкой глинистой перемычкой;
Высоко обводненные скважины (наилучшие результаты достигаются при обводненности менее 30%);
23,24. Геолого-физические критерии применения методов воздействия на ПЗП. (доб,нагн)
Критериями выбора методов воздействия на ПЗП являются поставленные перед воздействием цели, достигаемые за счет существующих технологий воздействия эффект, состояние ПЗП, геолого-физические особенности пласта в т.ч. литологические и минералогические, физико-химический состав и с-ва пластовых флюидов, техническое состояние и особенности конструкции скважины, динамика технологических показателей скважины.
Главной целью воздействия на ПЗП является повышение продуктивности по нефти для добывающей и приемистости по воде для нагнетательной скважины, что может достигаться за счет очистки ПЗП, улучшения её фильтрационной характеристики по отношению к естественному состоянию пласта, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных, изоляция обводненных интервалов в добывающих, а также вовлечение неработающих интервалов.
В зависимости от принципиальных технологий и направленности эффекта методы воздействия делятся на следующие группы:
Химические методы – направлены на растворение компонентов, снижающих проницаемость ПЗП и увеличения проницаемости существующих каналов фильтрации. Для терригенных коллекторов используются ГКО. СКО используются для воздействия на карбонатные коллектора. СКО и ГКО могут применяться при освоении скважин после бурения и для очистки ПЗП нагнетательных скважин от кольматирующих материалов (окислов железа, КВЧ) Обработки растворителями применяются для удаления отложений АСПО в ПЗП.
Механические методы - направлены на формирование новых каналов фильтрации (ГРП, гидропескоструйная перфорация) и очистки имеющихся (гидровиброобработка). ГРП является одним из наиболее эффективных механических методов воздействия. ГРП применяется в низкопродуктивных малообводненных скважинах. Недопускается проведение ГРП в технически неисправных скважинах, при высокой вероятности прорыва нагнетаемой или законтурной воды. С высокими рисками связано проведение ГРП в зоне с неконтактной подошвенной водой. ГРП может использоваться для повышения приемистости нагнетательных скважин – негативным последствием при этом могут быть более быстрые темпы обводнения добывающих при прорыве воды по высокопроницаемым каналам.
Виброобработка-производят в скважинах с загрязненной ПЗП; в коллекторах, сложенных низкопроницаемыми породами, содержащими глинистые минералы; в литологически неоднородных коллекторах с воздействием на низкопроницаемые пропластки; перед химической обработкой; перед ГРП или другими методами воздействия на ПЗП.. При заглинизированности породы коллектора более, чем на 9% высока вероятность получения отрицательного эффекта.
Тепловое воздействие - проводят в коллекторах с тяжелыми высоковязкими парафинистыми смолистыми нефтями при пластовых температурах, близких к температуре кристаллизации парафина или ниже нее. В карбонатных коллекторах с высоковязкой нефтью для повышения дебитов скважин проводят циклическую закачку пара в добывающие скважины. Использование тепловых методов в нагнетательных скважинах – нагнетание горячей воды, перегретого пара, внутрипластовое горение в залежах высоковязких нефти приводит к существенному увеличению нефтеотдачи и увеличению темпов отбора.
Физические методы в варианте акустического воздействия проводятся в добывающих скважинах с целью уменьшения вязкости нефти и срыва пленок смолистых веществ в результате кавитационных эффектов.
Физико-химические методы воздействия как правило направлены на изоляцию водопритоков в добывающи скважинах, выравнивание профиля притока, выравнивание профиля приемистости в нагнетательных скважинах. Для добывающих скважин может применяться обработка ПЗП гидрофобизаторами, закачка пен, закачка гелеобразующих составов, вязкоупругих систем, суспенцзий закупуривающего материала и т.д. Для нагнетательных закачка суспензий гашеной извести, полимерных суспензий, ВУС, ГОС, силиката натрия. Выбор конкретного метода определяется характером неоднородности разреза, проницаемостями пропластков, термобарическими условиями скважин и др.факторами.
25. Баланс энергий работающей скважины по различным способам эксплуатации.
Приток жидкости и газа к скважинам обусловлен разностью пластового и забойного давлений. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wвп поступающих к забою жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину с дневной поверхности энергии Wиз. Чтобы обеспечить движение смеси в промысловых трубопроводах, на устье скважины поддерживают то или иное противодавление.
W1+W2+W3= Wвп +Wиз, где
W1 - Энергия затраченная на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины, W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование, W3 – энергия, уносимая струей жидкости за пределы устья скважины.
Если подъем смеси от забоя на дневную поверхность осуществляется только за счет природной энергии (Wиз=0), то эксплуатация называется фонтанной. При Wиз¹0 – механизированная добыча нефти.
Потенциальная энергия 1т. жидкости (WЖ), необходимая для совершения работы по подъему этой жидкости на высоту h от забоя скважины WЖ =9,81*103h
Энергия свободного газа WГ при изотермическом процессе его расширения
G0- Объем газа, поступающего к забою скважины в свободном виде с 1 т. жидкости, p0, pзаб- атмосферное и забойное давления соответственно.
Выражение для энергии газожидкостной смеси W1, расходуемой на подъем 1 т. жидкости при изменении давления от pзаб до pу
где А – энергия газа, выделившегося из нефти при изменении давления от pзаб до pу.
Очень часто при эксплуатации фонтанных скважин давление на забое бывает выше давления насыщения. При этом G0=0, следовательно, подъем жидкости происходит только за счет энергии жидкости и энергии выделяющегося из раствора газа.
26. Глушение скважин
Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта.
При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры. Жидкость глушения должна обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт, не допускающее появление нефтегазоводопроявлений и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Основными компонентами жидкости глушения являются:
- соли – для снижения интенсивности набухания глин;
- полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости;
- твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов.
- ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.
Плотностью жидкости подбирается таким образом, чтобы забойное давление на 5-10% превышало пластовое.
Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.
Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с
Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.
27. Технология эксплуатации скважин высокодебитного фонда
При форсированном отборе применяют погружные центробежные электронасосы (ЭЦН).
Погружные центробежные электронасосы (ПЭЦН) – это многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции (ПЭД). ЭЦН применяют на завершающей 4 стадии разработки и устанавливают как можно ниже.
31.Виды гидродинамических исследований на скважинах, оборудованных УЭЦН
Исследование можно осуществить при установившихся и неустановившихся режимах.
Для построения ИЛ необходимо иметь дебит Q, пластовое Рпл и забойное Рзаб давления.
Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы. Режим работы измеряют дросселированием потока на устье.
Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита – ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при понижении динамического уровня, то образовалась забойная пробка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита явился газ, поступающий в значительном количестве в насос. При этом обычно повышается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.
Кривую восстановления забойного давления можно снять при пуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере.
32. Назначение и сущность метода исследований на установившихся режимах.
Исследование на приток (приемистость) и проводится методом установившихся отборов.
Установившийся отбор характеризуется стационарным режимом работы скважины, т.е. постоянством во времени забойного Рзаб и устьевого Ру давлений и дебита скважины Q. Сущность метода заключается в установлении режима работы скважины и ожидании его стационарности. После стабилизации во времени режима работы скважины инструментально измеряют РЗАБ, РУ , дебит нефти Qн, дебит воды Qв , дебит газаr, количество мех примесей и т.д. Все измеренные величины регистрируются. Затем режим работы скважины изменяется и ожидают нового стационарного режима работы системы.
Изменение режима работы зависит от способа эксплуатации: на фонтанной скважине изменяют диаметр штуцера на выкидном манифольде; на газлифтной скважине изменяют режим закачки рабочего агента — давление и (или) расход; на скважине, оборудованной установкой скважинного штангового насоса, изменяют длину хода и (или) число качаний, т.е. для каждого способа эксплуатации имеется собственная возможность изменения режима.
Время перехода одного стационарного режима работы скважины на другой называется временем переходного процесса tпер
Время перераспределения давления изменяется от нескольких часов до нескольких суток и зависит от 1.размеров пласта, 2. расстояния до контура питания, 3.коэффициента пьезопроводности, 4.степени изменения давления и др. Время перераспределения давления тем больше, чем больше размеры залежи, чем дальше находится область питания.
Технология исследования заключается в измерении забойного давления в скважине и соответствующего этому давлению дебита Q, а также величин устьевого и затрубного давлений. При каждом режиме работы скважины в процессе исследования отбирается проба продукции с целью определения обводненности, содержания механических примесей и других характеристик. Как правило, исследование проводится на 3-5 режимах, для повышения точности один из режимов должен быть с минимально возможным или нулевым дебитом. Точность исследования зависит не только от точности измерения давлений и дебита, но и от того, насколько стабилизировался режим работы скважины.
Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е.
Форма индикаторной линии зависит от:1. режима дренирования пласта, 2. режима фильтрации, 3.от природы фильтрующихся флюидов, 4.от переходных неустановившихся процессов в пласте, 5.от фильтрационных сопротивлений, 6. от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт) и др.
Индикаторные диаграммы:2 - характерны для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными. 3 — могут быть получены в следующих случаях: -увеличение притока при повышении ∆Р за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.; - самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин; -некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование. Прямолинейная индикаторная диаграмма - при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:
33. Виды индикаторных диаграмм
Основной целью исследования на установившихся отборах является построение индикаторной диаграммы (индикаторной линии) скважины. Индикаторной диаграммой скважины называется графическая зависимость установившегося дебита от депрессии (забойного давления), т.е.
Форма индикаторной линии зависит от:1. режима дренирования пласта, 2. режима фильтрации, 3.от природы фильтрующихся флюидов, 4.от переходных неустановившихся процессов в пласте, 5.от фильтрационных сопротивлений, 6. от строения области дренирования (однородный, неоднородный, слоисто-неоднородный пласт), изменение напряженно-деформированного состояния пласта и др.
Индикаторные диаграммы:2 - характерны для режимов истощения, а причины именно такой формы могут быть различными. 3 — могут быть получены в следующих случаях: -увеличение притока при повышении ∆Р за счет подключения ранее неработавших пропластков, трещин и т.п.; - самоочистка призабойной зоны при увеличении депрессии и снижение фильтрационных сопротивлений, либо формирование новых трещин; -некачественные результаты исследования (метод установившихся отборов при фактически неустановившемся режиме фильтрации). В этом случае необходимо повторить исследование. Прямолинейная индикаторная диаграмма - при фильтрации однофазной жидкости по закону Дарси, т.е. в этом случае справедливо уравнение Дюпюи:
Данные индикаторные линии могут быть описаны уравнением следующего вида:
где к—коэффициент пропорциональности, имеющий размерность м3/(сут *МПа), если дебит измеряется в м/сут, а давление — в МПа, п — показатель степени, характеризующий тип и режим фильтрации.
Уравнение называется обобщенным уравнением притока флюида в скважину. Для индикаторных диаграмм линейной 1 — показатель степени п = 1; выпуклой к оси дебитов2 - показатель степени п < 1; вогнутой к оси дебитов 3 — показатель степени п > 1.
При п =1:
где Кпр - коэффициент продуктивности скважины, м3/(сут МПа), м3/(с Пa), т/(сут МПа).
Кроме описанных видов индикаторных диаграмм могут наблюдаться более сложные: S – образная, S – образная перевернутая, серповидная. Появление сложных диаграмм связано со сложными многофакторными процессами, протекающими в системе пласт-скважина, которые не учитываются многими аналитическими зависимостями.
Для прямолинейной индикаторной линии коэффициент продуктивности является важным технологическим параметром скважины. Коэффициент продуктивности постоянен в определенный промежуток времени, пока соблюдается закон Дарси. Обозначим в уравнении Дюпюи через Кт.пр:
Сравнение фильтрационных характеристик призабойных зон различных скважин проводят с использованием так называемого удельного коэффициента продуктивности Куд , вычисляемого как коэффициент продуктивности, отнесенный к толщине пласта h:
Таким образом, коэффициент продуктивности является интегральной характеристикой, учитывающей не только свойства флюидов и пористой среды, но и самой скважины и области питания.
34. Понятие несовершенной скважины. Виды несовершенства скважин. Коэффициент несовершенства.
Гидродинамическое несовершенство скважины проявляется в том, что в призабойной зоне пласта с конечной мощностью отсутствует радиальность потока по причине, обусловленной конструкцией забоя или фильтра.
Различают два вида несовершенства скважин - несовершенство по степени вскрытия и несовершенство по характеру вскрытия.
Несовершенная скважина по степени вскрытия - это скважина с открытым забоем, вскрывшая пласт не на всю мощность, а частично (рис. б).
Скважина, хотя и доведённая до подошвы пласта, но сообщающаяся с пластом только через отверстия в колонне труб, в цементном кольце или в специальном фильтре, называется несовершенной по характеру вскрытия пласта (рис. в).
На практике чаще всего встречаются скважины несовершенны как по степени, так и по характеру вскрытия пласта (рис. г)
При расчете дебита скв их гидродинамическое несовершенство учитывается введением в ф-лу Дюпюи коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений С: Величина коэф-та дополнительных фильтрационных сопротивлений зависит от степени вскрытия пласта, плотности перфорации, длины и диаметра перфорационных каналов. Обычно ее определяют, используя графики И. В. Щурова. Ф-лу можно представить с использованием понятия приведенного радиуса скважины rс.пр.: Qнс=2πkh(Pк-Рс)/μ(lnRк/rc+С1+С2), k – коэф. проницаемости, μ - вязкость, h - толщина пласта, C1-доб.филтр.сопр. за счет несов.скв. по степени вскрытия. C2- по хар-ру вскрытия. С1 и С2 определяются по графикам Щурова.
С1=f(hD; d/D; l1/D), где D – диаметр скважины по долоту, h – число перфорационных отверстий на 1 м, d – диаметр перф. отверстий, l1 – глубина проникновения пуль в породу.
C2=f(относительного вскрытия пласта; отношения эффективной мощности пласта к диаметру по долоту)
Если гидродинамическое несовершенство скв хар-ризовать отношением ее дебита к дебиту гидродинамически совершенной скв в равных условиях, то η=Qнс/Qc=ln(Rк/rc)/ln(Rк/rc.пр.), где η- коэф-т гидродинамического несовершенства скв.
40,72.Консервация скважин
Консервация скважин может производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации.
При консервации до 1 года: глушат скважину, Р ст.ж.=1,1-1,15Р пл. Ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. При консервации скважины более чем на год устанавливает цементный мост с подъемом цемента на 5 м выше кровли прод.пласта.
Консервация скважин в процессе строительства производится в случаях:
а) консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства;
б) разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для их восстановления;
в) несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин;
г) при строительстве скважин кустовым способом
Консервация скважины в процессе эксплуатации. Подлежат:
а) эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, — на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию.
б) добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям - на срок до выравнивания газонефтяного контакта;
в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом (технической схемой), а также нагнетательные скважины при снижении приемистости - на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта
г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции
д) скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научно-исследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения;
е) эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п.
Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.
Под освоением нагнетательной скважины подразумевается комплекс мероприятий нацеленных на очистку забоя скважины и ПЗП и получение коэффициента приемистости, соответствующего естественной проницаемости пласта.
Процесс освоения под нагнетание для скважин, пробуренных в НЗ и ВЗ различен. Скважины, пробуренные в НЗ, сначала интенсивно отрабатываются на нефть 1-2 года и только после этого переводятся под нагнетание. При этом проводится интенсивная промывка скважины горячей водой или нефтью для удаления АСПО. Перевод скважин в нагнетательном ряду осуществляется через одну. Пропущенные скважины осваиваются под нагнетание после их обводнения.
Освоение скважин в ВЗ начинается только после тщательной промывки до достижения КВЧ в выходящем потоке 3-5 мг/л. По трудности освоения можно выделить 3 группы скважин. В зависимости от этого различаются и методы освоения.
45,79. Регулирование работы скважин с ШСНУ
Рассмотрим схему плунжерного насоса. Перемещение плунжера осуществляется между нижней мертвой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характеризуется величиной, называемой длиной хода плунжера Sпл. Наружный диаметр плунжера Dпл принимается равным внутреннему диаметру цилиндра (хотя фактически между этими величинами имеется определенная разница 2δ; δ — зазор между плунжером и цилиндром). При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 4 закрывается под действием веса столба продукции скважины, находящейся в колонне НКТ 5. В цилиндре насоса 1 давление снижается и в определенный момент всасывающий клапан 3 открывается; продукция скважины поступает в цилиндр насоса (в подплунжерное пространство, которое увеличивается до тех пор, пока плунжер не придет в ВМТ). Ход плунжера из НМТ до ВМТ называется тактом всасывания.
Объем продукции скважины, поступившей в цилиндр насоса при такте всасывания, равен объему, описанному плунжером от НМТ до ВМТ V:
V = SплF,[м3], где F — площадь поперечного сечения цилиндра (м2), равная: F=πD2пл/4, Dпл – диаметр плунжера, равный внутреннему диаметру цилиндра, м.
При ходе плунжера вниз (от ВМТ до НМТ) давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан 3 закрывается, и в определенный момент времени открывается нагнетательный клапан 4. Продукция из цилиндра насоса 1 перетекает через плунжер 2 в надплунжерное пространство. Ход плунжера из ВМТ до НМТ называется тактом нагнетания. Таким образом, за один насосный цикл «ход вверх–ход вниз» объем продукции, откачиваемый из скважины, составляет:
V = Sпл πD2пл/4, [м3]
Обозначим число двойных ходов плунжера в мин через n. Тогда теоретическая минутная подача насоса составит Q'т:
Q'т= Sпл πD2пл/4n [м3/мин].
Переходя к суточной подаче установки, умножим последнюю формулу на 1440 (число минут в сутках) и получим суточную теоретическую подачу установки Qт
Qт =1440 Sпл πD2пл/4n = 1440• F• Sпл • n,[м3/сут],
где n — число двойных ходов плунжера в мин (число качаний балансира в мин). Обозначая длину хода полированного штока (на поверхности) через S, введем понятие условно теоретической подачи Qт.усл.:
Qт.усл = 1440• F• S • n,[м3/сут]
Введение условно теоретической подачи связано с тем, что длина хода плунжера Sпл в каждом конкретном случае является неизвестной величиной и может существенно отличаться от известной длины хода полированного штока S. Разница в указанных параметрах связана не только с упругими деформациями штанг и труб под действием статических нагрузок, но также и с влиянием на упругие деформации инерционных нагрузок, возникающих в насосной установке при определенных режимах ее работы. Таким образом, условно теоретическая подача установки может быть легко рассчитана в любой момент времени, для чего достаточно измерить (знать) длину хода полированного штока S. Фактическая суточная подача установки, измеряемая на поверхности по жидкости (после процесса сепарации) Qф может не совпадать с Qт.усл по целому ряду причин. Отношение фактической подачи установки Qф к условно теоретической подаче ее Qт.усл назовем коэффициентом подачи установки и обозначим его через η:
η= Qф / Qт.усл
Обобщая вышесказанное получим, что регулирование работы скважины, оборудованной ШСНУ сводится к изменению числа двойных ходов плунжера и длины хода плунжера.
46. Регулирование работы скважин с УЭЦН.
Производительность УЭЦН регулируется:
Методом штуцирования (на устье скважины) – создание устьевого противодавления с целью уменьшения подачи за счет напорных характеристик насоса. Наиболее широкое распространение получили штуцера ШДР-9М (штуцер дискретный регулируемый), который допускает смену штуцера без остановки УЭЦН. Изготавливается из высокопрочных износостойких металлов. Используемые штуцера диаметром от 2мм до 18мм. Для контроля устьевого давления устанавливаются манометры перед штуцером и за ним. Но такой метод энергетически неэффективен и создает дополнительные нагрузки на глубинную установку, поэтому его применение нежелательно.
При помощи преобразователя частоты:
Производительность (Q) УЭЦН находится в прямой зависимости от частоты переменного тока, подаваемого на обмотки двигателя
Q2 = Q1 (f2/f1), где f1-стандартная частота 50Гц, f2 – изменяемая частота,
Q1- производительность при стандартной частоте.
Напор (Н) УЭЦН находится в квадратичной зависимости от частоты переменного тока
Н2 = Н1 (f2/f1)2, где Н1 – напор при стандартной частоте.
При помощи изменения глубины подвески ЭЦН
Уменьшение глубины подвески ЭЦН приводит к уменьшению газосодержания на приеме насоса и улучшению его рабочих характеристик.
Замена насосной установки В случае если характеристики используемой насосной установки не позволяют реализовать желаемый режим работы скважины (например потенциальный достижимый приток из пласта существенно выше подачи насоса), наиболее целесообразно заменить насосную установку на установку с необходимыми характеристиками.
50. Приобщение пластов.
Различают следующие виды приобщения пластов:
1) Совместная эксплуатация продуктивных пластов.
Если пласты имеют ~ одинаковые Рпласт ~ одинаковые фильтрационные характеристики и ~ одинаковые свойства нефти. Эксплуатация ведется одним подъемником, при этом флюиды разрабатываемых пластов смешиваются. При нарушении названных условий наблюдается неравномерность выработки запасов различных пластов.
2) Совместно-раздельная эксплуатация продуктивных пластов.
Используется в случае, когда пластовые давления или проницаемость различаются значительно, что окажет существенное негативное влияние на выработку запасов. Установ ки для ОРЭ бывают 4 типов: фонтан-фонтан, фонтан-насос, насос-фонтан, насос-насос (первое слово обозначает способ эксплуатации нижнего пласта, второе – верхнего). Разобщение пластов осуществляется с помощью специального пакера, который может быть как с перепускным клапаном (для удаления накопившегося под пакером газа в затрубном пространстве) так и без него. Использование установок ОРЭ как правило затрудняет исследование скважин и управление режимом работы скважины, что в свою очередь осложняет контроль за разработкой месторождения. При ОРЭ затруднена очистка скважины от АСПО. Флюиды разных пластов смешиваются, что осложняет учет жидкости поступившей из каждого пласта в отдельности (как правило, для этого используется фотоколометрический анализ).
3) Раздельная эксплуатация продуктивных пластов.
Когда существенно отличается и Рпласт и ФЕС и качество нефти (напр. сернистая и слабо сенрнистая). При раздельной эксплуатации подъем нефти на поверхность осуществляется по двум различным подъемникам, в результате флюиды различных пластов не смешиваются. Возможны различные сочетания фонтан-фонтан, насос-насос и т.д. Использование данного способа ограничивается размерами обсадной колонны (>= 168 мм). Данный метод может использоваться для раздельной закачки воды при необходимости дифференцирования давления нагнетания для различных пластов. При этом существуют 2 принципиальные схемы: 1ая в один пласт жидкость нагнетается по НКТ в другой по затрубу (нежелателен в связи с негативным воздействием на обсадную колону); 2ая система с параллельной подвеской 2х колонн НКТ.
52. Ликвидация парафино-гидратных пробок в скважинах
Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина. Микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насоснокомпрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа.
Методы удаления отлагающегося парафина:
1. Механические — использование различных по конструкции и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавливаемых на устье скважины. Срезанные отложения парафина выносятся потоком за пределы устья скважины. В случае глухих протяженных по глубине отложений целесообразно их разбуривание с помощью специальных фрезеров.
2. Тепловые — прогрев колонны НКТ перегретым паром, закачиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. (пропариванием НКТ). Часто используют и прокачку горячей нефти. Эффективность воздействия возрастает, если в нефть добавлять растворители (толуол, гексан, нестабильный безнзин). Промывки неэффективны в случае полного перекрытия сечения труб. Растепление глухих пробок возможно с помощью специальных электронагревателей или с использованием энергии химических реакций, например, метода, разработанного в СИБНИИНП, при котором в интервале отложений в специальном устройстве сжигаются пороховые заряды со временем горения порядка 30 минут. Эффект при этом достигается как за счет теплового воздействия так и за счет механического воздействия струи перегретых газов высокого давления.
3. Химические — использование различных растворителей парафиновых отложений, закачиваемых в скважину. Применяемые растворители (напр. СОНПАР, ФЛЭК-Р, Нефрас), как правило, являются смесями ароматических углеводородов, полярных неэлектролитов и поверхностно активных веществ. Состав и оптимальные дозировки реагентов подбираются в ходе лабораторных и опытно-промышленных испытаний. 4.Биологические — ликвидация с помощью аэробных и анаэробных бактерий.
Ликвидация гидратов.
Нередко отложения парафинов сопровождаются отложениями гидроатов. В целом, при их ликвидации эффективны те же тепловые и механические методы что и при АСПО. В случае, когда гидратные отложения перекрывают сечение НКТ не полностью и не имеют большой протяженности по глубине, разрушение гидратов можно осуществить применением ингибиторов. В подъёмные трубы ,по аналогии с газовыми скважинами, подается порция ингибитора (метанол или этиленгликоль) , скважина останавливается и выдерживается в течение 0,5 - 2 ч, после чего пускается в работу.
53. Ликвидация песчаных пробок в скважинах
Эти проблемы связаны либо 1. с фильтрацией в рыхлых слабосцементированных коллекторах, либо 2. с недопустимым снижением забойного давления и разрушением даже хорошо сцементированных терригенных коллекторов. В обоих случаях (при отсутствии соответствующего оборудования забоев скважин) в процессе эксплуатации на забое скважины может образовываться песчаная пробка.
Песчинки, поступающие из призабойной зоны, в данном случае осаждаются, формируя на забое песчаную пробку. С течением времени размеры и плотность пробки возрастают, что приводит к резкому снижению дебита скважины вплоть до ее остановки.
В случае же образования песчаной пробки средством их разрушения и выноса является промывка с использованием гидромониторных насадок. Эффективными являются и сконструированные для этих целей струйные насосы. Эксплуатация пескообразующих скважин, как правило, требует периодических чисток.
1. При прямой промывке рабочую жидкость нагнетают в НКТ, спущенную до пробки, при этом размытая порода выносится по кольцевому пространству между эксплуатационной колон ной и промывочными трубами. По мере размывания пробки НКТ наращивают. Существенным недостатком прямой промывки является низкая скорость восходящей струи. При больших диаметрах эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных зерен песка. Прямая промывка требует большого количества промывоч ной жидкости, что связано со значительным повышением дав ления на выкиде насоса.
2. При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство скважины, а водопесчаная смесь выносится по насосно-компрессорным трубам.
Промывка песчаных пробок является одним из самых про стых способов их ликвидации. Однако иногда (состояние об садной колонны, большая приемистость пласта и др.) нет воз можности использовать этот способ.
3. В таких случаях применя ют струйные аппараты, позволяющие производить промывку без давления на пласт со скоростью, почти равной скорости при обычной промывке.Установка для очистки скважин указанным способом со стоит из струйного аппарата, промывочных труб, поверхност ного оборудования.
4. Гидробур в скважину спускается на канате; после упора в пробку долотом он приподнимается на 2—3 м и ударя ется о поверхность. При очередном подъеме плунжер засасы вает жидкость с песком из-под долота.
55,64. Методы снижения пускового давления газлифтных скважин.
Все методы основаны на удалении части жидкости из подъемной колонны.
1.Метод продавливания жидкости в пласт заключается в том, что в кольцевое пространство нагнетают рабочий агент до максимального давления компрессора. Затем закрывают задвижку на подводящей линии и останавливают скв на некоторое время под давлением. Т.к. давление поднявшегося столба жидкости будет больше пластового, жидкость будет поступать в пласт. Уровень жидкости в скв упадёт, что даст при повторном пуске возможность выдавить оставшийся столб жидкости и пустить скв в эксплуатацию. Метод может успешно применяться только для скв , имеющих высокий коэффициент продуктивности.(отношение дебита к единице измения давления)
2.Метод поршневания состоит в том, что сначало поршень снижают уровень жидкости до положения, при котором возможно выдавить оставшийся столб жидкости в некоторых случаях сначало пускают сжатый газ, когда же его давление дойдет до предельного, закрывают задвижку на газоподводящей трубе и приступают к поршневанию.
3.Метод постепенного допуска подъемных труб. Подъемные трубы первоначально спускают на такую глубину, при котором давление столба жидкости не превышает максимального давления компрессора. После продавки, когда уровень жидкости в скв понизится, глубину погружения труб увеличивают (путем их наращивания) и производят следующую продавку. Обычно каждое наращивание происходит в пределах 30-50 мин.(рекомендуется с низким коэфф. прод-ти).
4.Метод продавливания по центральной системе с последовательным переключением для работы по кольцевой системе. Метод применяется для подъемников небольшой глубины до 1000м.Указанные выше способы имеют 1 большой недостаток-при продавке создается резкая депрессия на забое величина которая достигает 30-40 атм.
Если пласт сложен песками, то возможно образование песчаной пробки. Для увеличения допустимой глубины погружения труб и более плавного пуска компрессора скв в эксплуатацию, лучше одновременно нагнетать нефть и рабочий агент. Для обеспечения плавного запуска и с целью снижения Рпуск методом аэрациии жидкости применяют так же муфты с отверстиями, которые уст. на колонне подъемных труб на определенном расстоянии под уровень жидкости. Установкой муфт с отверстиями удается значительно снизить Рпуск и обеспечить плавный пуск скв. В процессе работы скв. отверстия становятся не нужными и вызывают больший распад агента больше 10%. Для предотвращения этого недостатка применяют пусковые клапана.
На основании формулы пускового давления для однорядного подъемника кольцевой системы расстояние от устья до места уровня продувки (отверст)
hотв=hст+Рнd2/gD2p, где
Рп- максимальное располагаемое давление компрессора.
Если уровень скв очень высок, то в процессе продавки жидкости будет переливаться из скв , то при располагаемом давлении компрессора уровень жидкости можно отпустить до hст.
hст= Рп /gp
56.Область применения СКО
СКО - один из методов увеличения продуктивности доб.скважин, увеличения приемистости нагн.скважин.
Область применения СКО – обработка ПЗП, содержащих в породе карбонатов кальция, магния и других минералов, активно реагирующих с
кислотой.
58.Состав жидкостей разрыва
Жидкости разрыва бывают на нефтяной основе и на водной основе, наиболее распространенные из которых - гуаровая смола и гидроксипропилгуар.. Гели на нефтяной основе используются в 5 % случаев, пены со сжатым газом применяют в 25 % всех ГРП. Для повышения эффективности гидроразрыва в жидкости разрыва добавляют различные присадки, в основном это антифильтрационные агенты и агенты снижения трения.
Неудачи при проведении гидроразрыва в низкопроницаемых газовых пластах часто обусловлены медленным выносом жидкости разрыва и блокированием ею трещины. В результате начальный дебит газа после ГРП может оказаться на 80 % ниже установившегося по прошествии времени, так как увеличение дебита скважины происходит крайне медленно по мере очистки трещины - в течение недель и месяцев. В таких пластах особенно актуально использование смеси углеводородной жидкости разрыва и сжиженной углекислоты либо сжиженного СО; с добавкой азота. Двуокись углерода вводится в пласт в сжиженном состоянии, а выносится в виде газа. Это позволяет ускорить вынос жидкости разрыва из пласта и предотвратить такие негативные эффекты, наиболее выраженные в низкопроницаемых газовых коллекторах, как блокирование трещины жидкостью разрыва, ухудшение фазовой проницаемости для газа вблизи трещины, изменение капиллярного давления и смачиваемости породы и т.п. Низкая вязкость таких жидкостей разрыва компенсируется при проведении операций ГРП более высоким темпом нагнетания.
71.Методы борьбы с вредным влиянием газа на работу УЭЦН
1.Для улучшения работы ПЦЭН при откачке газированной жидкости П. Д. Ляпковым был предложен специальный газовый центробежный се паратор, устанавливаемый на валу насоса перед первой его сту пенью. Газ, как более легкий компонент, концентрируется в цен тральной части сепаратора, откуда отводится по специальным каналам в межтрубное пространство. Жидкость, как более тя желый компонент, концентрируется на периферии сепаратора и по каналам направляется к первой рабочей ступени насоса.
2.Другим способом улучшения рабочих характеристик ПЦЭН при работе их на газированной жидкости является установка рабочих колес повышенной производительности вместо нескольких первых рабочих ступеней насоса. Для сохранения высоких рабочих характеристик насоса в соответствии с изменением объемного расхода газожидкостной смеси необходимо иметь рабочие ступени, имеющие объемную производительность, уменьшающуюся по тому же закону. Только после полного растворения газа объемные производи тельности рабочих колес, а следовательно, их конструкция и размеры должны оставаться одинаковыми. Однако конструкция ПЦЭН с набором ступеней переменной производительности была бы слишком сложной для массового производства, кроме того, для каждого газосодержания на приеме насоса надо было бы иметь различный набор ступеней переменной производи тельности. Поэтому на практике в качестве первых 10—15 ра бочих ступеней устанавливают рабочие колеса и направляющие аппараты от насоса тех же габаритов, но с большей подачей.
73.Газлифтные клапана, их назначение
Современная технология зксплуатации газлифтных скважин неразрывно связана с широким использованием глубинных клапанов специальной конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных клапанов разнообразных конструкций.
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 и 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.
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. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны (А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку.
81.Исследование скважин с УЭЦН.
Исследование можно осуществить при установившихся и неустановившихся режимах.
Для построения ИЛ необходимо иметь дебит Q, пластовое Рпл и забойное Рзаб давления.
Наиболее простой и наименее точный метод определения коэффициента продуктивности основан на измерениях давления на устье при двух режимах работы. Режим работы измеряют дросселированием потока на устье.
Этот метод может применяться для качественного выявления причин снижения дебита – ухудшения свойств призабойной зоны, износа насоса. Если дебит снизился при понижении динамического уровня, то образовалась забойная пробка или ухудшились свойства призабойной зоны. При отсутствии понижения динамического уровня причиной снижения дебита явился газ, поступающий в значительном количестве в насос. При этом обычно повышается давление в затрубном пространстве или возрастает подача после остановки.
Кривую восстановления забойного давления можно снять при пуске манометра в суфлер. При этом необходимо быть уверенным в герметичности обратного клапана и посадки манометра в суфлере.
82. Вывод скважин на режим, оборудованных УЭЦН
Подбор оптимального режима работы ЭЦН.
Задача расчеши заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья ЭЦН и 1 глубину спуска насоса. Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти воды и газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока потока на входе Для этою строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока для известного дебита (соответственно кривые 1 и 3 на рис V ] 11.18). По кривой 3 оценивают предварительную глубину спуска насоса ( по допустимым значениям объемного газосодержания на приеме насоса
Ввх=0,05 - 0.25 ) и давление Рвх ( по кривой I). Упомянутые пределы расходного газосодержания на входе в насос установлены по данным испытаний ЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если Ввх=0 - 0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если Ввх=0,25 - 0.3 то происходит срыв подачи насоса. По кривым 1 и-2 на глубине спуска насоса определяют перепад давлений 1рсбуемый для получения заданного дебита
Рс=Рвык - Рвх Свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса. Поэтому далее оцениваем подачу qb и напора Нвс, которые должен иметь подбираемый насос при откачке жидкости ( с учетом влияния на рабочую характеристику насоса свободно! о газа в ГЖС, проходящей через насос, и ее вязкости), чтобы обеспечить подъем заданного количества нефти Q жсу с выбранной глубины lh. Поданным qb и Нвс и паспортным характеристикам подбирают тип насоса, удовлетворяющий условиям 0,65£Qв/Qв опт£1,25, ( где qb.опт - паспортная подача насоса
при оптимальном режиме) Нвс£Нпн -DН (где Нпв-напор насоса но паспортной характеристике, соответствующей производительности qbm, DН- поправка , для пересчета Нпв в вероятный напор при работе на воде) DН = 0,92Нв.опт/3,9+0,023Qв.опт ( где Нв.опт - оптимальный напор Qв.опт-оптимальный расход по паспортной характеристике. Выбранный насосный агрегат должен работать в условиях превышения необходимого пускового напора Ноcв над рабочим при откачке ГЖС.
Может оказаться что необходимая характеристика насоса по напору Н не соответствуют (ниже) паспортной характеристике насоса, ближайшею но параметрам. В этом случае напор выбранного насоса регулируют путем повышения противодавления на устье с помощью штуцера или уменьшением ( частичным изъятием) некоторого числа ступеней насоса с заменой их вкладышами. Если используют штуцер, то снижается к.п.д. установки, но при этом регулирование осуществляется проще (без разборки насоса). Также регулировать характеристики ЭЦН можно путем частотного регулирования электродвигателя насоса (частота вращения вала ПЭД пропорциональна частоте тока), в результате чего одновременно изменяются в широком диапазоне и напор и подача насоса. Частотное регулирование позволяет сократить необходимое число типоразмеров ЭЦН.
В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работы. В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварийного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу можно только вручную. В автоматическом же режиме предусмотрен самозапуск установки через некоторое время после возобновления подачи электроэнергии. Это удобно тем, что для запуска установок не надо ехать по всем скважинам. Однако в зимних условиях на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири, когда существует опасность замерзания устьевой арматуры и выкидной линии скважины при остановке насоса, автоматический самозапуск нежелателен. Более предпочтительным здесь является ручной запуск установки. При этом оператор приезжает на скважину и включает насос в работу только после пропаривания устьевой арматуры и выкидной линии.