Файл: Понятие о системе разработки залежей нефти. Рациональная система разработки. Параметры системы разработки.docx

Станок-качалка типа СКД 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска.

При выборе редуктора производится расчет следующих параметров:

1. Передаточное число U= n_вх/n_вых , Наиболее экономичной является эксплуатация редуктора при частоте вращения на входе менее 1500 об/мин, а с целью более длительной безотказной работы редуктора рекомендуется применять частоту вращения входного вала менее 900 об/мин.

2. Расчетный крутящий момент на выходном валу редуктора Т_расч =Т_треб х К_реж ,   где Т_треб - требуемый крутящий момент на выходном валу, К_реж – коэффициент режима работы

При известной мощности двигательной установки:Т_треб= (Р_треб х U х 9550 х КПД)/ n_вх ,      где

Р_треб - мощность двигательной установки, кВтn_вх - частота вращения входного вала редуктора (при условии что вал двигательной установки напрямую без дополнительной передачи передает вращение на входной вал редуктора), об/мин

U – передаточное число редуктора, КПД - коэффициент полезного действия редуктора

Максимальный крутящий момент (Н*м) вычисляется по формуле Рамазанова:



Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается на выполнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность и на покрытие потерь мощности в оборудовании.

Для ее определения можно пользоваться формулой Д.В. Ефремова:

N = 0,0409 π D2пл S n ρg H k(1- ηн ηск)/( ηн ηск + ηо )

Где Dпл - диаметр плунжера S - длина хода полированного штока n - число двойных качаний в минуту ρ - плотность откачиваемой жидкости H - высота подъема жидкости ηн - КПД насоса ηск - КПД станка- качалки ηо - коэффициент подачи k - коэффициент, учитывающий степень уравновешенности станка-качалки (k =1,2 для уравновешенного и k=3,4 для неуравновешенного станка-качалки)

Мощность, используемая на совершение полезной работы ШСНУ, определяется по формуле:



Потери в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек в насосе, потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о трубы и жидкость, а в наземной части ШСНУ потери мощности вызваны отклонениями от норм работы СК и электродвигателя.

Выбор СК ведется путем сравнения расчетных величин максимальной нагрузки, крутящего момента на валу редуктора и скорости откачки рассматриваемого варианта компоновки оборудования с паспортными данными СК.

В процессе работы штанговой скважинной насосной установки в точке подвеса штанг действуют нагрузки:

I. Постоянные (или статические) нагрузки:

-  вес колонны штанг в жидкости Р'_ш ;

- гидростатическая нагрузка Р_ж, обусловленная разницей давлений жидкости над и под плунжером скважинного насоса;

II. Переменные нагрузки:

-  инерционная нагрузка Р_и, обусловленная переменной по величине и направлению скоростью движения колонны штанг;

- вибрационная нагрузка Р_виб, обусловленная колебательными процессами в колонне штанг под действием ударного приложения и снятия гидростатической нагрузки Р_ж на плунжер;

- силы трения, возникающие в результате взаимодействия колонны штанг и насосно-компрессорных труб, обтекания пластовой жидкостью колонны штанг, взаимодействия плунжера и цилиндра скважинного насоса, перепада давления в клапанах насоса, обусловленного их гидравлическим сопротивлением.

В зависимости от глубины подвески насоса, диаметров его плунжера, колонны штанг и труб, длины хода штанг, числа качаний, вязкости пластовой жидкости и т. п. доля указанных составляющих в общем балансе изменяется. Все эти силы изменяются в течение одного цикла работы установки.

Основное назначение уравновешивающего устройства – накопление потенциальной энергии при ходе штанг вниз и отдаче её при ходе вверх. Потенциальная энергия превращается в работу, которая вместе с работой, совершаемой приводным двигателем, расходуется на перемещение точки подвеса штанги вверх. Задача уравновешивания привода скважинного насоса сводиться к определению таких параметров уравновешивающего устройства, которые в зависимости от условий работы установки позволили бы создать оптимальный режим работы двигателя и обеспечили бы приемлемые энергетические показатели установки.

Балансированный станок-качалку уравновешивают грузами, устанавливаемыми на балансире или кривошипе.

Выбор УШГН:

Первый этап - определение (выбор) насоса. Выбирают производительность, диаметр плунжера.

Второй этап – подбор колонны штанг. Задавшись диаметром насоса, длиной хода плунжера и числом качаний, определяют (подбирают) конструкцию колонны штанг, после чего определяют деформацию колонны.

Третий этап – выбор колонны труб. Трубы подбираются из конструктивных соображений, исходя из типа насоса – вставного или трубного. После чего они проверяются на прочность. Предпочтительно применять равнопрочные трубы с высаженными концами, обеспечивающие максимальную глубину спуска насоса. Подобрав колонну труб, определяют её деформацию при работе насоса.

Четвертый этап – выбор типа станка-качалки. По результатам первых трех этапов определяют необходимую длину хода точки подвеса штанг с учетом деформации штанг и труб, а также максимальную нагрузку на полированный шток. На основании этих данных подбирают станок качалку, удовлетворяющий требуемым параметрам. Если такого станка нет среди применяемых моделей (например, длина хода получается завышенной), повторяются первые два этапа, задаваясь маркой насоса, обеспечивающего необходимую производительность.

После выбора модели станка-качалки рассчитывают уравновешивание и проверяют соответствие необходимого максимального крутящего момента паспортному значению станка-качалки.

Пятый этап – выбор приводного ЭД. Для этого, зная тангенциальное усилие на пальце кривошипа, определяют мощность приводного ЭД, частота вращения вала которого назначается исходя из передаточного отношения редуктора и клиноременной передачи.

Обоснование выбора оборудования и режимов работы производится и по другим методикам. Для этого существует диаграмма А.Н. Адонина которая дает возможность быстро подбирать оборудование по заданным значениям дебита и высоты подъема жидкости. Диаграммы построены на основе следующих исходных данных: плотность окачиваемой жидкости – 900кг/м3, динамический уровень находится у приема насоса, коэффициент наполнения насоса = 0,85.

Диаграмма А.Н. Адонина применяется в основном для приближенных оценочных расчетов, а полученные с её помощью результаты должны проверяться по таблицам и диаграммам областей применения станков-качалок после расчета величин максимальной нагрузки в точке подвеса штанг и крутящего момента на валу редуктора. Диаграммы и таблицы областей применения приводятся в паспорте станков-качалок.

10. 
    Скважинные штанговые насосы. Адаптация СШНУ для добычи высоковязких нефтей.
    

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости: обводненностью до 99%, абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием твердых механических примесей до 0,5%, свободного газа на приеме до 25%, объемным содержанием сероводорода до 0,1%, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130°С.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы

Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глубиной подвески до 2500 м. Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. Насосы выпускаются по длине хода плунжера – до 4 метров;

У не вставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра. При использовании вставных насосов в 2 - 2,5 раза  ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи не вставного.

Насосы скважинные вставные 1 – впускной клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – штанга; 6 –замок. Не вставные скважинные насосы: 1 – всасывающий клапан; 2 – цилиндр; 3 – нагнетательный клапан; 4 – плунжер; 5 – захватный шток; 6 – ловитель

В зависимости от величины зазора между плунжером и цилиндром изготавливают насосы следующих групп посадок

Группа	Зазор, мм
0	До 0,045
1	0,02 - 0,07
2	0,07 – 0,12
3	0,12 – 0,17

Чем больше вязкость жидкости, тем выше группа посадки.

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Не вставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Условный размер насосов (по диаметру плунжера) и длина хода плунжера соответственно приняты в пределах:для НСВ 29 – 57 мм и 1,2 ÷ 6 м;    НСН 32 – 95 мм и 0,6 ¸ 4,5 м.

Обозначение НСН2-32-30-12-0: 0 – группа посадки;12х100 – наибольшая глубина спуска насоса, м;30х100 – длина хода плунжера, мм;32 – диаметр плунжера, мм.

При эксплуатации месторождений с ВВН особенно важно недопущение снижения коллекторских свойств пластов в призабойной зоне скважин. Для этого необходимо разработать и осуществить технологические мероприятия уже при заканчивании скважины строительством. 1. Не допускать значительного перепада давления между скважиной и пластом (чтобы не было кольматации пластов). 2. Применение специальных химреагентов, которые снижают объем проникновения бурового раствора в пласт. 3. Применение полимерных растворов с небольшим временем деструкции (не > 10 дней). 4. Поинтервальное освоение пластов, иногда со снижением скин-фактора до минусовых значений. 5. Создание максимально возможных глубоких депрессий при вызове притока.

Адаптация скважинного оборудования СШНУ для добычи ВВН. В условиях добычи ВВН с помощью СШНУ на практике применяют следующие мероприятия по адаптации существующего насосного оборудования к конкретным условиям:

1) увеличение погружения насоса под динамический уровень;

2) применение клапанов с увеличенным проходным сечением;

3) подбор насосов по классу посадки (зазор между плунжером и цилиндром не менее 0,12-0,17 мм);

4) предварительный расчет и подбор допустимых параметров (n x S) работы насоса от зависания штанг;

5) применение увеличенного диаметра НКТ, например, вместо 73 мм применять 89 мм;

6) применение дифференциальных насосов и утяжеленных штанг;

7) добыча нефти по затрубному пространству;

8) применение забойных электронагревателей; 9

) применение нагревательных кабелей;

10) применение цепных приводов.

Позиции 6 и 7 из-за ряда недостатков применяются очень редко. Как пример, можно привести эксплуатацию Гремихинского месторождения с вязкостью нефти в пластовых условиях до 150 мПас. В начальный период все скважины эксплуатировались с помощью СШНУ. По мере обводнения продукции скважин, особенно в интервале обводнения 45÷70%, из-за образования в подъемных трубах аномально вязких эмульсий (АВЭ), вязкость добываемой жидкости на устье достигала до 1500÷2000 мПас. В этих условиях из-за особенностей гидродинамического трения на колонну насосных штанг при движении их вниз на многих скважинах наблюдалось отставание колонны штанг от хода головки балансира станка-качалки. Это сопровождалось обрывом штанг, канатной подвески или аварией станка-качалки. Для адаптации СШНУ для добычи АВЭ в первую очередь применялась инженерная оценка величины допустимой скорости откачки n х S (произведение числа качаний на длину хода) по формуле Пирвердяна А.М. – Силкина В.Ф.: где n х S доп – произведение числа качаний на длину хода, мин-1·м;

При необходимости увеличения скорости откачки применяются следующие способы: увеличение диаметра НКТ с 73 мм на 89 мм полностью; ступенчатая колонна НКТ с 73 мм на 89 мм; утяжеленная колонна штанг в нижней части подвески; периодическая или постоянная дозировка деэмульгатора. В последнее время значительное внимание уделяется одновременно раздельной эксплуатации скважин, где насосы подбираются для каждого пласта отдельно. Надо заметить также, что КПД СШНУ при добыче ВВН на 25% ниже, чем при добыче маловязких нефтей.

Дисциплина 4 Управление продуктивностью скважин и интенсификация добычи нефти

1. 
   Классификация методов искусственного воздействия на призабойную зону пласта. Назначение методов и их общая характеристика.
   

Призабойная зона — это участок пласта, примыкающий к стволу скважины, в пределах которого изменяются фильтрационные характеристики продуктивного пласта в период строительства скважин, их эксплуатации или ремонта.

Механические методы: влияют на радиус контура, радиус скважины, скинфактор

Гидравлический разрыв пласта ГРП производится путем закачки в него (пласт) под давлением до 60 МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов (мазут, керосин, дизельное топливо) и других жидкостей. В результате этого в породах образуются новые или расширяются уже существующие трещины. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 1-4 мм. Чтобы предотвратить их последующее закрытие, в жидкость добавляют песок, стеклянные и пластмассовые шарики, скорлупу грецкого ореха – проппант (раскрепляющий агент, не позволяющий трещине сомкнуться после снятия давления).

Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости с проппантом; закачки жидкости для продавливания проппанта в трещины. Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в 2…3 раза.

Гидропескоструйная перфорация ГПП – это процесс создания отверстий в стенках эксплуатационной колонны, цементном камне и горной породе для сообщения продуктивного пласта со стволом скважины за счет энергии песчано-жидкостной струи(с большой скоростью 200-260м/с), истекающей из насадок специального устройства (перфоратора). Жидкость с песком направляется в насадкам перфоратора по колонне НКТ с помощью насосов, установленных у скважины.

Зарезка(бурение боковых стволов)

Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом. Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества (тротил, гексоген, нитроглицерин, динамиты) и подрывают его. При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок экспл колонны, наносит сильный удар и вызывает растрескивание отложений (солей, парафина и др.). В дальнейшем пульсация газового пузыря, образовавшегося из продуктов взрыва, обеспечивает вынос разрушенного осадка из каналов.

Физико-Химические методы: влияют на проницаемост, вязкость радиус СКВ привед (увел прон и пористость)

Кислотные обработки осуществляются соляной (НСl), плавиковой (HF), уксусной (CH₃COOH), серной (H₂SO₄) и угольной кислотами.Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования.(25-28%)

Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40 С и 2-3 ч при забойных температурах 100-150 С.

Также применяют термокислотную обработку скважин на нефтяных месторождениях с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Обработка призабойной зоны пластов ПАВ преследует цель удаления воды и загрязняющего материала. Отрицательная роль воды проявляется в том, что, попадая на забой скважины, она «закупоривает» часть пор, препятствуя притоку нефти и газа. Кроме того, вступая в контакт с глинистыми частицами пород, вода вызывает их набухание и разрушение. Это приводит к закупорке тонких поровых каналов и уменьшает дебит скважины.Механизм действия ПАВ заключается в снижении поверхностного натяжения на границе воды с нефтью, газом и породой. Благодаря этому размер капель воды в поровом пространстве уменьшается в несколько раз и облегчается их вынос. Некоторые ПАВ, кроме того, делают поверхность поровых каналов в породе несмачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.

С помощью химреагентов и органических растворителей (газовый конденсат, газовый бензин, толуол и др.) удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.

 Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ. Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели,внутрипластовое горение термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку. Влияет на вязкость, пл давл проницаемость

Газовые методы( закачка УВ газов , закачка пен) вязкость

Волновые методы: вибрационное и сейсмическое воздействие, имплозионное воздействие, взрывное (проницаемость, вязкость) При вибровоздействии призабойная зона пласта подвергается обработке пульсирующим давлением. Благодаря наличию жидкости в порах породы обрабатываемого пласта, по нему распространяются как искусственно создаваемые колебания, так и отраженные волны. Путем подбора частоты колебания давления можно добиться резонанса обоих видов волн, в результате чего возникнут нарушения в пористой среде, т.е. увеличится проницаемость пласта.

Биологические : продукты жизнедеятельности- биополимеры, газы (влияет на проницаемость, вязкость, давление)

Комплексное термокислотная обработка, термогазохим

2. 
   Коэффициент продуктивности и факторы, его определяющие. Условия притока жидкости к скважинам. Виды гидродинамического несовершенства скважин.
   

Коэффициент продуктивности добывающей скважины – отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением,– показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу. К=Q/∆P

Из формулы Дюпюи коэффициент продуктивности может быть определен как

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент - коэффициент приемистости нагнетательной скважины:  ; Q_в – расход воды, закачиваемой в данную скважину.

Продуктивность зависит от мощности и проницаемости пласта, вязкости, а также компонентного состава пластового флюида, диаметра скважины, степени и совершенства вскрытия пласта, способа вскрытия, физико-химических свойств и загрязнённости призабойной зоны. Продуктивность может со временем меняться в зависимости от изменения нефтегазонасыщенности пласта и свойств призабойной зоны скважины. (коэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче)

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Реальные индикаторные диаграммы не всегда получаются прямолинейными. Искривление индикаторной диаграммы характеризует характер фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта.

Индикаторные кривые при фильтрации по пласту однофазной жидкости:

1-установившаяся фильтрация по линейному закону Дарси; 2- неустановившаяся фильтрация или фильтрация с нарушением линейного закона Дарси при больших Q; 3 - нелинейный закон фильтрации.

Искривление индикаторной линии в сторону оси DP ( кривая 2) означает увеличение фильтрационных сопротивлений по сравнению со случаем фильтрации по закону Дарси. Это объясняется тремя причинами: 1. Превышение скорости фильтрации в ПЗП критических скоростей при котрых линейный закон Дарси нарушается (V>V_кр) 2. Образованием вокруг скважины области двухфазной (нефть+газ) фильтрации при Р_заб<Р_нас. Чем меньше Р_заб, тем больше радиус этой области. 3. Изменения проницаемости и раскрытости микротрещин в породе при изменении внутрипластового давления вследствие изменения Рзаб.

Искривление ИД в сторону оси Q объясняется двумя причинами: 1) некачественные измерения при проведении исследований; 2)неодновременным вступлением в работу отдельных прослоев или пропластков.

Целесообразно выделить следующие три вида гидродинамического несовершенства скважин:

1 по степени вскрытия пласта, когда скважина вскрывает продуктивный пласт не на всю толщину;

2 по характеру вскрытия пласта, когда связь пласта со скважиной осуществляется не через открытую боковую поверхность скважины, а только через перфорационные отверстия в обсадной колонне;

3 по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной зоне снижена по отношению к естественной проницаемости пласта.

3. 
   Основные причины снижения проницаемости в процессе эксплуатации скважин. Выбор скважин для обработки призабойной зоны пласта.
   

К основным причинам снижения проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин относятся:

для добывающих скважин

· проникновение жид-ти глушения в процессе подземного ремонта или жид-ти промывки,

· проникновение пластовой воды в обводненных скважинах при их остановках,

· набухание частиц глинистого цемента терригенных коллекторов при насыщении их пр.водой,

· образование водонефтяной эмульсии,

· выпадение и отложение АСПО или солей из попутно добываемой воды при изменении термобарических условий,

· проникновение в призабойную зону мех примесей и продуктов коррозии металлов при глушении скважин;

для нагнетательных скважин

· набухание глинистых пород при контакте с закачиваемой пресной водой, а также с растворами определенных химических реагентов,

· смена при закачке минерализованной воды на пресную,

· кольматация призабойной зоны твердой фазой промывочной жид-ти

· повышенная остаточная нефтенасыщенность в призабойных зонах скважин, которые до перевода в нагнетательные работали как добывающие.