Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.04.2024
Просмотров: 124
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
Первичное и вторичное вскрытие продуктивного пласта
Методы вскрытия продуктивных пластов
Разновидности оборудования для перфорирования
Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин
Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса
Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом
Общие сведения о поршневых насосах
. Очевидно, что максимальная нагрузка на штанги будет при движении плунжера вверх, а минимальная – при ходе вниз.
К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колонны насосных штанг в жидкости, гидростатическую нагрузку, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб.
К переменным нагрузкам относятся: - инерционная нагрузка, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения системы “штанги-плунжер”; - вибрационная нагрузка, обусловленная колебательными процессами, возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер; - нагрузка от трения штанг в жидкости; - сила гидростатического сопротивления, вызванная перепадом давления в нагнетательном клапане при движении жидкости.
Упругие деформации штанг и труб. Насосно-компрессорные трубы и штанги, находясь в скважине, испытывают нагрузку от своей массы и находятся в растянутом состоянии. В процессе работы штанговой насосной установки на трубы и штанги действуют силы тяжести столба жидкости. При ходе плунжера вверх с момента начала движения точки подвеса штанг они начинают воспринимать нагрузку от жидкости, которая до этого действовала на трубы. По мере перевода нагрузки от труб на штанги они растягиваются, а трубы в это же время сокращаются. В начальный период движения штанг вверх плунжер остается неподвижным до тех пор, пока штанги не воспримут на себя всю нагрузку от жидкости. В этот период времени сумма упругих деформаций штанг и труб будет равна величине перемещения точки подвеса штанг. Эта величина представляет собой потери хода плунжера при его движении вверх, так как плунжер не начал еще движение относительно втулок цилиндра насоса. После завершения хода плунжера вверх точка подвеса штанг начнет перемещаться вниз и упругие деформации будут происходить в обратном порядке. При ходе штанг вниз штанги разгружаются и нагрузка от штанг будет передаваться трубам. После полного восприятия нагрузки от жидкости начнется движение плунжера относительно втулок цилиндра насоса. Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы.
Записанная диаграмма называется динамограммой.
Подземный ремонт скважин- комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скв и воздействием на ПЗП.
Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации пластов. К капитальному ремонту также относятся зарезка и бурение второго ствола, ликвидация аварий с подземным оборудованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.
Основные виды капитального ремонта:
Ремонтно-изоляционные работы, в т.ч. отключение отдельных обводненных интервалов пласта, отключение отдельных пластов,. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны. Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны. Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин. Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Перевод скважин из категории в категорию. Зарезка и бурение второго ствола. Ремонт нагнетательных скважин. Уточнение геологического разреза в скважинах, оценка насыщенности и выработки продуктивных
пластов. Увеличение и восстановление производительности скважин, в т.ч. проведение кислотных обработок скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, виброобработки, термообработки, обработки химреагентами и ПАВ призабойной зоны пласта. Дополнительная перфорация и другие геолого-технические мероприятия.
Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.
Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта.
От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.
Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (трубы, штанги, их узлы и т.д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущем ремонте относят работы по СПО (спускоподъемным операциям), монтажу и разборке устьевого оборудования.
Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками.
Восстановительный - текущий ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшение установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам.
Виды текущего ремонта скважин: Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами, в т.ч. смена насоса, устранение обрыва и отвинчивания штанг. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, в т.ч. смена насоса. Ремонт скважин по очистке забоя и подъемной колонны от парафина, гидратов,солей и песчаныхпробок. Консервация и расконсервация скважин. Ремонт газлифтных скважин. Ремонт фонтанных скважин. Ремонт газовых скважин. Ремонт скважин, связанный с негерметичностью НКТ. Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, насосов, ЭЦН и т.д.
Межремонтным периодом работы скважины называют продолжительность эксплуатации скважины в сутках от предыдущего ремонта до следующего. МРП средняя продолжительность работы скважины в сутках 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: где: Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366); Ф. - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;
Кэкспл - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год; N- число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.
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.
Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:• повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);• ремонтов, связанных со спуском оборудования новые скважины,• геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;• ремонтов по внедрению новой техники;• ревизий устьев арматур.
Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН.
Об эффективности работы скважины и используемого в ней оборудования судят по межремонтному периоду (МРП), который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скважины в сутках от ремонта до ремонта. Продолжительность ремонта в МРП не включается. МРП рассчитывают по отдельным скважинам, нефтепромыслу или НГДУ в целом за полугодие или год. Исчисления МРП выполняются отдельно по способу эксплуатации скважин. Другим важным параметром, по которому судят об успешности эксплуатации скважин, является коэффициент эксплуатации. Коэффициентом эксплуатации называют отношение отработанных скважино-дней к календарному времени. Отработанные скважино-дни определяются временем, в течение которого скважина подавала нефть, т. е. для определения отработанных скважино-дней из календарного времени следует вычесть продолжительности ремонта, простоя в ожидании ремонта и других простоев. В условиях хорошо организованной работы цехов по добыче нефти коэффициент эксплуатации скважин может достигать 0,95 — 0,98, а в условиях фонтанной добычи — С, 99 —1. В зависимости от сложности ремонтных работ их разделяют на работы по текущему и капитальному ремонтам скважин.
Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.
Отличительной конструктивной особенностью диафрагменного насоса является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.
По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом – рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости
Установка типа УЭДН5 (рис. 1) включает: погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 с электродвигателем; сливной клапан для слива жидкости из колонки насоснокомпрессорной трубы при подъеме электронасоса из скважины; насоснокомпрессорную трубу ; токопроводящий кабель ; пояса для крепления кабеля ; электроконтактный манометр ; обратный клапан ; комплектное устройство ШДН01-93У1 8 для контроля, управления и защиты электронасоса. Электронасос ЭДН5 выполнен в виде вертикального моноблока, состоит из четырехполюсного асинхронного электродвигателя, конического редуктора, плунжерного насоса с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной.
Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами – передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости, подаваемым с поверхности. Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединенные в один агрегат (гидропоршневой погружной насосный агрегат). Блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок находятся на поверхности. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока в скважину и приводит в действие гидродвигатель. По принципу действия скважинные гидропоршневые насосы можно разделить на насосы одинарного, двойного и дифференциального действия.
Гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) предназначены для эксплуатации высокодебитных глубоких скважин, продукция которых не содержит механических примесей.
Скважинный насосный агрегат включает в себя плунжерный или поршневой насос, плунжерный или поршневой гидравлический двигатель. При этом плунжер насоса соединен штоком с плунжером гидравлического двигателя. К гидравлическому двигателю с поверхности подается силовыми насосами под давлением рабочая жидкость (это может быть подготовленная добытая нефть, отделенная от воды и газа и очищенная от механических примесей). Золотник-распределитель или переключатель гидравлического двигателя направляет рабочую жидкость попеременно в штоковую или рабочую полости цилиндра двигателя, расположенные под и над его поршнем. Поршень двигателя приводится в возвратно-поступательное движение и через шток передает это движение плунжеру насоса. Работа золотника регулируется штоком, соединяющим поршни глубинного агрегата, или специальной системой управления.
К постоянным или статическим нагрузкам принято относить вес колонны насосных штанг в жидкости, гидростатическую нагрузку, обусловленную разницей давлений жидкости над и под плунжером при ходе его вверх, а также нагрузки от трения штанг о стенки подъемных труб.
К переменным нагрузкам относятся: - инерционная нагрузка, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения системы “штанги-плунжер”; - вибрационная нагрузка, обусловленная колебательными процессами, возникающими в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки на плунжер; - нагрузка от трения штанг в жидкости; - сила гидростатического сопротивления, вызванная перепадом давления в нагнетательном клапане при движении жидкости.
Упругие деформации штанг и труб. Насосно-компрессорные трубы и штанги, находясь в скважине, испытывают нагрузку от своей массы и находятся в растянутом состоянии. В процессе работы штанговой насосной установки на трубы и штанги действуют силы тяжести столба жидкости. При ходе плунжера вверх с момента начала движения точки подвеса штанг они начинают воспринимать нагрузку от жидкости, которая до этого действовала на трубы. По мере перевода нагрузки от труб на штанги они растягиваются, а трубы в это же время сокращаются. В начальный период движения штанг вверх плунжер остается неподвижным до тех пор, пока штанги не воспримут на себя всю нагрузку от жидкости. В этот период времени сумма упругих деформаций штанг и труб будет равна величине перемещения точки подвеса штанг. Эта величина представляет собой потери хода плунжера при его движении вверх, так как плунжер не начал еще движение относительно втулок цилиндра насоса. После завершения хода плунжера вверх точка подвеса штанг начнет перемещаться вниз и упругие деформации будут происходить в обратном порядке. При ходе штанг вниз штанги разгружаются и нагрузка от штанг будет передаваться трубам. После полного восприятия нагрузки от жидкости начнется движение плунжера относительно втулок цилиндра насоса. Для измерения нагрузок на штанги и определения качественных показателей работы глубинного насоса применяют приборы, называемые динамографами. Эти приборы записывают на бумаге значения нагрузок на сальниковый шток за одно двойное качание (вверх и вниз) в виде диаграммы.
Записанная диаграмма называется динамограммой.
-
Ремонт скважин. Виды ремонтов (текущий и капитальный). Коэффициент эксплуатации. Межремонтный период и наработка на отказ.
Подземный ремонт скважин- комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скв и воздействием на ПЗП.
Капитальный ремонт скважин - комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны, ликвидацией аварий, спуском и подъемом оборудования для раздельной эксплуатации пластов. К капитальному ремонту также относятся зарезка и бурение второго ствола, ликвидация аварий с подземным оборудованием, установка и извлечение пакеров и многие другие работы, проведение которых требует квалифицированных исполнителей, знания ими оборудования и технологических процессов.
Основные виды капитального ремонта:
Ремонтно-изоляционные работы, в т.ч. отключение отдельных обводненных интервалов пласта, отключение отдельных пластов,. Устранение негерметичности эксплуатационной колонны. Крепление слабосцементированных пород призабойной зоны. Устранение аварий допущенных в процессе эксплуатации и ремонта скважин. Переход на другие горизонты и приобщение пластов. Перевод скважин из категории в категорию. Зарезка и бурение второго ствола. Ремонт нагнетательных скважин. Уточнение геологического разреза в скважинах, оценка насыщенности и выработки продуктивных
пластов. Увеличение и восстановление производительности скважин, в т.ч. проведение кислотных обработок скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, гидропескоструйной перфорации, виброобработки, термообработки, обработки химреагентами и ПАВ призабойной зоны пласта. Дополнительная перфорация и другие геолого-технические мероприятия.
Текущий ремонт скважин - комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке его, стенок скважины и забоя от различных отложений, а также по осуществлению в скважинах геолого-технических мероприятий по восстановлению и повышению их добывных возможностей.
Цель текущего ремонта — устранение различных неполадок и нарушений в режиме эксплуатации скважин и подземного оборудования, а также проведение работ по подготовке к опробованию и освоению новых скважин, полученных после бурения и капитального ремонта.
От качества и своевременного проведения текущего ремонта во многом зависит продолжительность работы скважины на заданном технологическом режиме.
Все работы по текущему ремонту скважин независимо от способа добычи нефти связаны со спуском и подъемом подземного оборудования (трубы, штанги, их узлы и т.д.), а также инструментов и приспособлений. Поэтому к основным при текущем ремонте относят работы по СПО (спускоподъемным операциям), монтажу и разборке устьевого оборудования.
Планово-предупредительный - текущий ремонт скважин, запланированный заранее, предусмотренный месячными и декадными графиками.
Восстановительный - текущий ремонт, вызванный непредвиденным резким ухудшение установленного режима работы скважины или внезапной остановки по различным причинам.
Виды текущего ремонта скважин: Ремонт скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосами, в т.ч. смена насоса, устранение обрыва и отвинчивания штанг. Ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, в т.ч. смена насоса. Ремонт скважин по очистке забоя и подъемной колонны от парафина, гидратов,солей и песчаныхпробок. Консервация и расконсервация скважин. Ремонт газлифтных скважин. Ремонт фонтанных скважин. Ремонт газовых скважин. Ремонт скважин, связанный с негерметичностью НКТ. Опытные работы по испытанию новых видов НКТ, штанг, насосов, ЭЦН и т.д.
Межремонтным периодом работы скважины называют продолжительность эксплуатации скважины в сутках от предыдущего ремонта до следующего. МРП средняя продолжительность работы скважины в сутках 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: где: Т - календарное число суток за расчетный скользящий год (365 или 366); Ф. - среднеарифметический фонд эксплуатационных скважин на начало и конец расчетного скользящего года;
Кэкспл - коэффициент эксплуатации за расчетный скользящий год; N- число ремонтов скважин с использованием подъемного агрегата.
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.
Для добывающих скважин показатель N включает в себя текущие ремонты скважин, связанные с ревизией или заменой подземного оборудования (насос, НКТ и др.), за исключением:• повторных (скважина не проработала с момента запуска 48 часов);• ремонтов, связанных со спуском оборудования новые скважины,• геолого-технических мероприятий, выполняемых на рабочих скважинах, не связанных с выходом из строя подземного оборудования;• ремонтов по внедрению новой техники;• ревизий устьев арматур.
Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН.
Об эффективности работы скважины и используемого в ней оборудования судят по межремонтному периоду (МРП), который определяется продолжительностью нормальной эксплуатации скважины в сутках от ремонта до ремонта. Продолжительность ремонта в МРП не включается. МРП рассчитывают по отдельным скважинам, нефтепромыслу или НГДУ в целом за полугодие или год. Исчисления МРП выполняются отдельно по способу эксплуатации скважин. Другим важным параметром, по которому судят об успешности эксплуатации скважин, является коэффициент эксплуатации. Коэффициентом эксплуатации называют отношение отработанных скважино-дней к календарному времени. Отработанные скважино-дни определяются временем, в течение которого скважина подавала нефть, т. е. для определения отработанных скважино-дней из календарного времени следует вычесть продолжительности ремонта, простоя в ожидании ремонта и других простоев. В условиях хорошо организованной работы цехов по добыче нефти коэффициент эксплуатации скважин может достигать 0,95 — 0,98, а в условиях фонтанной добычи — С, 99 —1. В зависимости от сложности ремонтных работ их разделяют на работы по текущему и капитальному ремонтам скважин.
-
Установки электродиафрагменных насосов (УЭДН) и гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) для эксплуатации скважин, принцип действия и область применения.
Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН предназначены для эксплуатации малодебитных нефтяных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7 мм.
Отличительной конструктивной особенностью диафрагменного насоса является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью.
По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом – рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости
Установка типа УЭДН5 (рис. 1) включает: погружной диафрагменный электронасос типа ЭДН5 с электродвигателем; сливной клапан для слива жидкости из колонки насоснокомпрессорной трубы при подъеме электронасоса из скважины; насоснокомпрессорную трубу ; токопроводящий кабель ; пояса для крепления кабеля ; электроконтактный манометр ; обратный клапан ; комплектное устройство ШДН01-93У1 8 для контроля, управления и защиты электронасоса. Электронасос ЭДН5 выполнен в виде вертикального моноблока, состоит из четырехполюсного асинхронного электродвигателя, конического редуктора, плунжерного насоса с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной.
Отличительная особенность эксплуатации скважин гидропоршневыми насосами – передача энергии к погружному поршневому насосу потоком жидкости, подаваемым с поверхности. Гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) включает скважинный насос и гидродвигатель с золотниковым распределителем, объединенные в один агрегат (гидропоршневой погружной насосный агрегат). Блок подготовки рабочей жидкости и силовой насосный блок находятся на поверхности. Рабочая жидкость непрерывно нагнетается с поверхности силовым насосом насосного блока в скважину и приводит в действие гидродвигатель. По принципу действия скважинные гидропоршневые насосы можно разделить на насосы одинарного, двойного и дифференциального действия.
Гидравлические поршневые насосные установки (ГПНУ) предназначены для эксплуатации высокодебитных глубоких скважин, продукция которых не содержит механических примесей.
Скважинный насосный агрегат включает в себя плунжерный или поршневой насос, плунжерный или поршневой гидравлический двигатель. При этом плунжер насоса соединен штоком с плунжером гидравлического двигателя. К гидравлическому двигателю с поверхности подается силовыми насосами под давлением рабочая жидкость (это может быть подготовленная добытая нефть, отделенная от воды и газа и очищенная от механических примесей). Золотник-распределитель или переключатель гидравлического двигателя направляет рабочую жидкость попеременно в штоковую или рабочую полости цилиндра двигателя, расположенные под и над его поршнем. Поршень двигателя приводится в возвратно-поступательное движение и через шток передает это движение плунжеру насоса. Работа золотника регулируется штоком, соединяющим поршни глубинного агрегата, или специальной системой управления.