Главная страница
Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
qrcode

Учебно-методический комплекс дисциплины студента по дисциплине Эксплуатация скважин в осложненных условиях для специальности


НазваниеУчебно-методический комплекс дисциплины студента по дисциплине Эксплуатация скважин в осложненных условиях для специальности
Анкорyskak umk eks sk v osloj usl 050708 2008.pdf
Дата25.02.2017
Размер1.64 Mb.
Формат файлаpdf
Имя файлаyskak_umk_eks_sk_v_osloj_usl_050708_2008.pdf
оригинальный pdf просмотр
ТипУчебно-методический комплекс
#10417
страница6 из 11
КаталогОбразовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11
Технология водоизоляционных работ.
Обвязывают скважину с необходимым технологическим оборудованием,
опрессовывают нагнетательные линии на полуторократое ожидаемое давление.
Готовят водоизолирующий состав. Приготовленный состав закачивают через НКТ в скважину и продавливают в пласт расчетным количеством продавочной жидкости.
При невозможности осуществить продавку состава в пласт, делают обратную промывку с противодавлением на пласт, равным давлению в конце продавки.В процессе выполнения работы контролируют расход изоляционного состава, продавочной жидкости,
давление закачки и продавки.
Закрывают скважину и оставляют на время реагирования состава в течение 24 – часов под давлением, равным давлению в конце продавки.
Технология селективной изоляции пласта в обводненных скважинах с
применением сшитых вязкоупругих полимерных систем (ВУС).
Технология ВУС применяется для ограничения и изоляции водопритока в неоднородных по проницаемости пластах с непроницаемыми или слабопроницаемыми пропластками
(литологическими перемычками) между продуктивными интервалами с целью ликвидации прорывов и изоляции притока пластовых и закачиваемых вода также применяется для ликвидации заколонных перетоков.
Технология применяется в терригенных и карбонатных коллекторах нефтегазовых месторождений с проницаемостью свыше 0,05 мкм. Пластовая температура до 100 0
С.
Технология реализуется путем установки в призабойной зоне пласта (ПЗП)
обводненной добывающей скважины гидроэкрана с объемом ВУС от 25 дом в зависимости от мощности и проницаемости обводненного пласта, наличия открытых трещин и др.
Технология направленной изоляции водопритока и ликвидации заколонных
перетоков в обводненных нефтегазодобывающих скважинах с применением
вязкоупругих систем (ВУС).
Закачка тампонирующего состава в зависимости от геологических особенностей и коллекторских свойств, наличия цемента за эксплуатационной колонной, может быть
произведена как через существующий интервал перфорации, таки через специальные отверстия, прострелянные напротив интервала заколонных перетоков. При этом между интервалом перфорации и прострелянным отверстием устанавливается пакер. Работы по ликвидации заколонных перетоков предпочтительнее проводить через специальные отверстия, соответственно на объектах, где технически возможно выполнение данных операций (возможность работы совместно с бригадой КРС, наличие специальных пакеров,
герметичность эксплуатационной колонны, прохождение пакера в эксплуатационной колонне).
Работы по изоляции заколонных перетоков выполняются как в добывающих, таки в нагнетательных скважинах и проведение их принципиальных различий не имеет.
Объем закачиваемого тампонирующего состава через существующий интервал перфорации рассчитывается по формуле 2
1 2
2 4
)
(
p p
(где, D
C
- диаметр скважины, м - наружный диаметр колонным- расстояние между пластами, м h
2
- мощность пропластка, изливающего воду, м m - пористость пласта, доли ед - радиус обработки для создания водоизолирующего экрана, рекомендуется принимать не менее 1 метра для повышения качества работ. Радиус выбран на основании начального градиента давления, которое выдерживает вязкоупругую систему и характер распределения давления в призабойной зоне пласта.
Технология направленной изоляции водопритока применяется в пластах с отсутствием выраженной фильтрационной неоднородности по толщине и поинтервальным обводнением скважин пластовой и закачиваемой водой, а также по заколонному пространству Область применения
Терригенные и карбонатные нефтегазоносные пласты с проницаемостью свыше мкм. Пластовая температура до 100 С Сущность технологии
Технология направленной изоляции реализуется по нескольким схемам:
-направленная закачка составов в обводненные интервалы пласта с отсечением пакером нефтенасыщенных зон;
-направленная закачка составов с пересыпкой нижних нефтенасыщенных интервалов зернистым материалом;
-направленная закачка составов с предварительной установкой в интервале перфорации временного цементного моста, последующего разбуривания и вторичного вскрытия обводненных интервалов.
Закачка производится как через существующие интервалы перфорации таки через спец.отверстия в эксплуатационной колонне.
В качестве тампонажных составов применяют сшитые вязкоупругие составы на основе полимеров, а также цементные растворы.
Технология реализуется путем установки в призабойной зоне пласта (ПЗП) обводненной добывающей скважины гидроэкрана в зависимости от мощности и проницаемости обводненного пласта, наличия открытых трещин, нарушения в эксплуатационной колонне и др

44
Таблица 2- Составы гелеобразующих композиций для РИР на основе ВУС.
Концентрация реагентов
Состав Состав 2
GS-1, DP9-
8177 и аналоги ацетат хрома
АК-642
ацетат хрома
Виды работ
%
кг/м
3
%
кг/м
3
%
кг/м
3
%
кг/м
3
Ограничение притока подошвенных вод,
фильтрации в
трещинах, устранение заколонных перетоков
0,8 -1,2 8 - 12 0,08 -0,1 0,8 -1,0 1,2-2,0 12 - 20 0,2 -0,5 2 - Таблица 3 - Технологические характеристики составов для ремонтно-изоляционных работ
(ВУС).
Наименование показателя
Единица измерения
Норма
Время гелеобразования час - Время упрочнения геля*
час
5 - Показатель прочности геля кг/м
30 - Допустимая температура композиции в период закачки о
С
10 - Остаточный фактор сопротивления безразмерная величина Предельный градиент давления
МПа/м
0,2 - при температуре 40 - 70
о
С время упрочнения геля составляет 1 - 5 часов
Технология обработки нагнетательных скважин сшитым полимерным составом
(СПС).
o Назначение
Технология увеличения нефтеотдачи пластов с применением сшитых полимерных систем направлена на повышение текущего и конечного коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением.
Технология применяется в терригенных и карбонатных нефтегазоносных пластах с проницаемостью свыше 0,05 мкм. Пластовая температура до 100 0
С.
Применение СПС предусматривает использование медленно сшивающихся составов,
способных проникать вглубь пласта на значительные расстояния и, эффективно регулировать распределение потоков в пластах даже при наличии гидродинамической связи между пропластками.
Состав СПС включает в себя полиакриламид (ПАА) и ацетат хрома.
Возможность регулирования времени гелеобразования концентрациями полимера и сшивателя позволяет создавать в пластовых условиях потокоотклоняющие экраны с заданными факторами начального и остаточного сопротивлений.
Результатом внедрения технологии является:
·перераспределение фильтрационных потоков по площади и разрезу обрабатываемого участка залежи;
·сдерживание прорывов воды из нагнетательных в добывающие скважины
подключение в разработку трудноизвлекаемых запасов из зон с пониженной проницаемостью. (рис. Перед закачкой СПС производится испытание скважины на приемистость, в случае если приемистость составит менее 200 м
3
/сут. при давлении до 10 МПа проводится обработка
КПАС (пом) до достижения заданной приемистости Рис 16- Последовательность операции технологий СПС.
После закачки заданного объема СПС производится продавка состава в пласт, после чего скважина выдерживается на гелеобразовании в течение 48 часов.
Выше названные технологии по уменьшению обводненности продукций скважин были проведены на многих месторождениях Казахстана и дали положительные результаты.
Осн.: 4[Doc\es01005.htm]
Доп.:6[199-209]
Контрольные вопросы. Как выбирают скважины для проведения в ней РИР?
2. Основная задача проведения РИР.
3. Какие вещества включает в себя сшитые полимерные составы?
ЛЕКЦИЯ
№ Гидратообразование в скважинах. Методы предотвращения их образования.
Нефтяные газы способны при определенных термодинамических условиях вступать во взаимодействие с водой и образовывать трердые воединения, получившие название
гидратов.
Гидратами
углеводородных газов называются кристаллические вещества,
образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды они имеют различную кристаллическую структуру.
Как указывалось, природный газ газовых месторождений в пластовых условиях насыщен парами воды. При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, пары воды конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах. Каждая молекула компонентов природного газа (метан, этан, пропан, бутаны)
способна связать 6—7 молекул воды, например, СН
4
·6Н
2
О; С
2
Н
6
·7Н
2
О.
Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой в определенных условиях давления и температуры, также могут образовывать кристаллогидраты.
Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег,
переходящий в лед. Они относятся к неустойчивым соединениями при некоторых условиях
(нагревание, понижение давления) быстро разлагаются на газ и воду.
Образование гидратов происходит при повышенных давлениях, низкой температуре и тесном контакте гидратообразующих компонентов газа с водой.
В условиях высокого давления гидраты не могут существовать при температуре выше критической:
Таблица 4- Значения критической температуры
Газ
СН
4
C
2
H
6
C
3
H
8
C
4
H
10
C
4
H
10
t крит
,
°C
21,5 14,5 5,5 2,5 Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы,
нарушить работу измерительных и регулирующих приборов. Часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.
Борьба с гидратами ведется в двух направлениях предупреждение образования гидратов ликвидация образовавшихся гидратов.
Для предотвращения образования гидратов в газовых скважинах применяют следующие методы устанавливают соответствующий технологический режим эксплуатации скважины непрерывно или периодически подают на забой скважины антигидратные ингибиторы применяют футерованные насосно-компрессорные (подъемные) трубы систематически удаляют с забоя скапливающуюся жидкость устраняют причины, вызывающие пульсацию газа в скважине.
Ствол скважины очищают от гидратных отложений:
üпродувкой в атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в
закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием тепла
окружающих пород;
üзакачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на
гидратную пробку с выдержкой для разложения гидратной пробки и с последующей
продувкой в атмосферу.
Предупреждают образование гидратов в фонтанной арматуре ив обвязке скважина также на различных участках, в узлах и звеньях системы сбора и транспортирования газа (в зависимости от конкретных условий) следующими методами, применяемыми как самостоятельно, таки комплексно обогревом отдельных узлов и участков вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола, раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др устранением резких перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и образованию гидрата систематическим удалением жидкости, скапливающейся в пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспортирования газа, при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т. п, в местах скопления которых образуются кристаллы гидратов.
В настоящее время разработаны химические и тепловые способы предупреждения
гидратообразования. Химические методы включают технологию подачи в скважину ингибиторов различного типа. Действие их направлено на изменение структурных параметров воды и равновесных условий гидратообразования. Ингибиторы уменьшают растворимость газа вводе. Именно эту задачу выполняют водные растворы спиртов,
электролитов и их смеси.
Рис 17- Схема оборудования скважины при разрушении гидратной пробки закачкой теплоносителя. 1- вертлюг 2-
ППУ; 3- превентор; 4- арматура фонтанная 5- колонная головка 6- промывочные трубы 7- промывочная головка 8- пробка гидратная; 9- НКТ; 10- обсадная колонна 11- пакер.
Выбор неорганического ингибитора основан на его способности хорошо растворятся вводе и сильно диссоциировать на ионы. Наиболее активные ингибиторы – соединения бора,
бериллия и алюминия. Рекомендуются в этом же качестве нитраты и хлориды, хорошо растворимые вводе и т.д. Широкое применение из-за доступности, низкой стоимости и высокой активности получил СаСL
2
. Он применяется в виде раствора концентрации плотностью 1286-1336 кг/м
3
, температурой замерзания минус 55-20 0
С,
температурой кипения 110-114 С. Недостатком СаСL
2
является его способность обогащаться кислородом воздуха и становиться коррозионно-активным.
Метанол – метиловый спирт (СН
3
ОН) – бесцветная жидкость с характерным запахом этилового спирта. Смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым спиртом, ацетоном, бензолом.
Тепловые методы основаны на повышении температуры в стволе скважины (вместе начала гидратообразования) или сборном трубопроводе выше критической и поддержании ее в течение длительного времени.
Все технологии можно разделить наследующие группы механические, тепловые и
химические.
Механические способы предполагают разрушение рыхлых или плавающих пробок,
образующихся в НКТ, специальными штангами. Воздействуя ударами штанги, пробку можно разрушить или протолкнуть на забой в зону повышенной температуры.
Тепловые методы включают воздействие на пробку различными теплоносителями водой, паром, горячей нефтью. В качестве теплогенераторов используют наземные агрегаты паропередвижные и депарафинизационные установки, а также скважинные источники тепла - электронагреватели различной конструкции. Для прогрева гидратной пробки теплоносителем необходимо образовать два канала один для подачи теплоносителя до гидратной пробки и второй для подъема раствора теплоносителя и компонентов пробки.
Операция проводится по схеме, приведенной на рис Рассмотрим некоторые способы предотвращения образования гидратов и льда.
Ввод метанола в газовый поток. Метанол применяют как профилактическое средство для предупреждения образования гидратов. Этот способ получил наибольшее распространение на газовых промыслах. В газовый поток вводят метанол, те. метиловый спирт (СН
3
ОН), являющийся понизителем точки замерзания.
Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ,
образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров,
содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно,
опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Однако следует учитывать, что метанол растворяется вводе. Если в газопроводе имеется вода,
метанол растворяется в ней целиком и становится уже менее эффективным.
Метанол вводится в
газовый поток по схеме,
представленной на рис. 6. Его периодически подают в бачок высокого давления из емкости ручным насосом 2. Из бачка метанол выпускается по трубке под собственным давлением малыми дозами (каплями) при помощи регулировочного вентиля 4. Для выравнивания давления в бачке к нему в верхней части подключена трубка Применение метанола для ликвидации и предупреждения образования гидратов имеет ряд существенных недостатков- метанол - сильный яд, вызывающий отравление не только при попадании внутрь организма, но и при вдыхании его паров- в рабочий бачок этот агент закачивается ручным насосом, на что оператор расходует много времени- применение метанола связано с удорожанием себестоимости газа.
Рис.18- Установка для ввода метанола в газопровод
Подогрев газа Этот способ применяют для предотвращения образования гидратов, а также для их ликвидации.
Подогревать газ можно огневым способом и путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами. Огневой подогрев нерационален, так как приводит к порче изоляции трубопроводов, арматуры и аппаратуры и опасен в пожарном отношении. Поэтому таким способом пользуются редко, а подогревают газ горячей водой или паром в теплообменниках различной конструкции Осушка газов. Для осушки газа применяют специальные реагенты-осушители, которые поглощают из газа часть влаги, вследствие чего уменьшается содержание влаги в нем и понижается его точка росы. На газовых скважинах этот способ не применяют его используют обычно для осушки значительных количеств газа на головных станциях магистральных газопроводов.
Резкое снижение давления Этот способ применяют в условиях, когда в системе сбора и транспорта газа и обвязки скважин гидратная пробка уже образовалась, а также с целью предупреждения образования гидратов. Резкое снижение давления в системе приводит к разложению гидратов, которые затем выносятся из газопроводов и аппаратуры продувкой их через отводы в атмосферу. Этот способ аварийный, так как связан с нарушением установленного режима эксплуатации скважины.
Осн.: Доп Контрольные вопросы. Что называют гидратами и как они образуются. Какими методами предупреждают образование гидратов. Как очищают ствол скважины от гидратных отложений. Какие недостатки имеет применение метанола.
ЛЕКЦИЯ №12. Выбор способа эксплуатации скважин.
Выбор способов эксплуатации скважин составляет одну из важнейших задач комплексного проектирования разработки нефтяных месторождений, тесно взаимосвязанную с другими элементами проекта и существенно влияющую на них и все показатели добычи нефти. Этот принцип заложен в основу всех современных методик составления технологических схем и проектов разработки, хотя он нередко выполняется не в полной мере.
Способ добычи нефти выбирался на ограниченный сроки, самое главное уже после установления и обчета всех гидродинамических параметров проекта, те. этому элементу отводилась второстепенная роль. В результате нередко выбор способа эксплуатации на практике приобретал случайный характер ив лучшем случае основывался на текущей характеристике скважин, которая, как известно, существенно меняется стечением времени.
Отсюда, как следствие, на старых месторождениях наблюдались частые смены способов эксплуатации, например ЭЦНУ на ШСНУ или, наоборот, ШСНУ на газлифт и т.д.,
производимые без согласования с параметрами применяемой системы разработки залежи.
На новой концепции способ эксплуатации скважин должен рассматриваться наравне с другими параметрами как один из факторов, определяющих варианты системы разработки месторождения. Кроме того, при применении некоторых способов добывные возможности скважин существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Таким образом,
способы эксплуатации скважин должны быть тесно увязаны с другими элементами проекта разработки. Отсутствие такой увязки приводит к весьма нежелательным последствиям
(излишним затратам средств на оптимальное первоначальное обустройство,
сопровождающееся ломкой ранее принятой системы) либо к задержке темпов освоения месторождения. Конечные рабочие характеристики скважины, такие как дебит, состав продукции, устьевое давление и температура, являются начальными условиями работы наземных инженерных сооружений. Здесь большое значение приобретают величины
устьевых давлений и обусловливающие их длины и диаметры выкидных линий и других трубопроводов. Дело в том, что высокие давления на устьях скважин как бы перекладывают работу по внутрипромысловому транспорту добываемой жидкости с наземных насосов на подземное оборудование. При насосных способах добычи нефти это приводит к снижению надежности работы оборудования, а при газлифтных – к резкому уменьшению КПД
подъемника. Необходимо, во первых, способы добычи нефти следует выбирать навесь период разработки, во-вторых, надо стремиться к тому, чтобы в послефонтанный период применять лишь один механизированный способ эксплуатации скважин. При необходимости смену послефонтанных механизированных способов добычи нефти надо согласовывать со средними сроками фактической амортизации основного эксплуатационного оборудования заменяемого способа.
Учет способа добычи нефти при составлении вариантов системы разработки усложняет процесс проектирования из-за существенного увеличения числа вариантов, подлежащих рассмотрению. Зато такой порядок составления проекта гарантирует от грубых ошибок ив конечном счете экономичен в народнохозяйственном отношении.
Особо нужно отметить тесную взаимосвязь между способом добычи нефти и интенсивностью воздействия на пласт. Регулированием закачки воды в продуктивный пласт можно поддержать желаемые динамические уровни в скважинах и следовательно регулировать высоту подъема жидкости и значение столба жидкости над забоем. В
некоторых работах подробно показано, что для насосных способов существует тесная зависимость производительности, надежности, КПД и экономичности от высоты подъема жидкости, а для газлифтных способов – от относительного погружения подъемных труб. В
связи с этим приобретает особое значение детальное технико-экономическое сопоставление ряда вариантов различной интенсивности заводнения в сочетании с применением разных способов эксплуатации скважин или же в пределах возможностей одного способа,
наилучшим образом отвечающего другим условиям работы скважин.
Таким образом, выбор добычи нефти из нефтяных и нефтегазовых скважин – основа последующей эффективной их эксплуатации. Он зависит от комплекса причинно результирующим фактором должна быть экономическая целесообразность.
Основные положения при выборе способа эксплуатации скважин сводятся к следующему. Каждый из способов подъема жидкости имеет свои преимущества и недостатки на всем протяжении эксплуатации скважин. Основой выбора являются запланированный дебит и относительно низкие эксплуатационные расходы в течение жизни скважин. Показатели эксплуатации скважин различными способами следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства и требуемую квалификацию обслуживающего персонала. Ограничения, существующие на момент выбора способа, касающиеся техники технологии, конъюнктуры рынка и т.д., со временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять.
Рассмотрим показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи) Штанговый глубинный насос (ШГН);
2) Штанговый винтовой насос (ШВН);
3) Электропогружной центробежный насос (ЭЦН);
4) Диафрагменный насос (ДФ);
5) Гидропогружной насос (ГПН);
6) Струйный насос (СН);
7) Непрерывный газлифт (НГЛ);
8) Периодический газлифт (ПРГЛ);
9) Плунжерный газлифт (ПГЛ).
Таблица 5- Оценка технологической и экономической эффективности способов эксплуатации.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

перейти в каталог файлов

Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей

Образовательный портал Как узнать результаты егэ Стихи про летний лагерь 3агадки для детей