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
страница7 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
Способ эксплуатации
Показатели
ШГН
ШВН
ЭЦН
ГПН
СН
НГЛ
ПРГЛ
Капитальные вложения
Низкие, увеличиваются с
глубиной и производительностью
Низкие,
увеличиваются с ростом мощности
Соизмеримы с
ШГНУ. Снижаются при групповой системе, но последняя осложняет технологию
Соизмеримы с
ЭЦН, увеличиваются с
ростом мощности
Снижаются за счет централизованной добычи,
растут за счет сооружения компрессорных станций.
Подземное оборудование
Характеризуется многообразием
Многообразно.
Трудности с
подбором эластомера для статора
Многообразие типоразмеров.
Усложнение конструкции за счет кабеля.
Многообразие типоразмеров.
Вторая колонна
НКТ. Подъем и спуск насоса без
СПО с НКТ.
Возможны механические примеси.
Отсутствие движущихся деталей,
долговечность,
простота ремонта.
Простота установки ГК,
применение канатной техники для
СПО со скважинным оборудованием
Применяют забойный клапан и
камеру замещения.
Коэффициент полезного действия
КПД=50-60%
при К
п
=0,8
¸1 50-70%
50% для высокопродуктивных скважин,
уменьшается при
Q
ж
£160 м
3
/сут
30-40% при
Г
>17 м
3

3
,
тенденция к
уменьшению
30% зависит от рабочего давления силовой жидкости и
погружения насоса
20%,
увеличивается приуменьшении дебита,
газового фактора и
обводненности жидкости
5-10%
увеличивается за счет применения плунжера
Возможность регулирования
Простая- изменением S,
d
H
, Ограничена изменением n ротора
Ограничена

требуется точный подбор
Хорошая–
изменением Р
р
,
Q
с.ж.
, выбором соответствующего насоса
Отличная –
изменением
Р
р
,
Q
с.ж.
,
подбор сопла
Отличная изменением V
г,
диаметр НКТ
Хорошая –
изменением
V
г,
Продолжение таблицы Способ эксплуатации
Показатели
ШГН
ШВН
ЭЦН
ГПН
СН
НГЛ
ПРГЛ
Проблемы
Утечки через сальники
Повреждение эластомера- заклинивание через сальник
Требуется большой диапазон мощности
Содержание механических примесей не более диаметром не более 15мкм;
смазка для воды утечка в силовом насосе
Механические примеси до 2 диаметром до 25 мкм
Надежный компрессор с
К
э
>0,35,
осушка газа
Замер и
регулирова ние V
г,
Эксплуатацио нные затраты
Низкие до
Н
н
=2250м и
Q
ж
<64 м
3
/сут
Низкие,
зависят от долговечности статора
Растут при снижении МРП,
относительно велики при большой N
эд
Растут при снижении
МПР, выше,
чем у ШГН
Высокие, с учетом потребляемой мощности, растут при снижении МРП
Низкие, зависят от стоимости компрессора и
V
г,
Надежность Отличная, при наличии осложнений снижается
Хорошая при надежном эластомере
Зависит от температуры и качественного подбора насоса к скважине
Хорошая при надежном контроле работы системы
Хорошая при правильном подборе сопла и диффузора и
Р
с.н.
<28 МПа
Отличная при правильно спроектированной системе:
оптимальное значение г и
Р
р
Условия эксплуатации
(ограничения
)
Диаметр обсадной колонны не менее 140мм,
Н
сп
<2300м при
Q
ж
<80 м
3
/сут и
Н
сп
£4560м при
Q
ж
£2,5 м
3
/сут
Диаметр обсадной колонны не менее мм и глубина подвески менее 1500м
Ограничение
N
дв
,
температуры,
D
о.к.
<300мм,
Н
сп
<3000м
D
о.к
>200мм при паралелном спуске, Р
с.н.
<35
МПа,
Н
сп
£5200м
Н
сп до 6100м,
остальное как для
ЭЦН
При Q
ж
>160
м
3
/сут,
D
о.к.
>178мм,
d н
>89мм,
Р
р
>10 МПа,
Н
сп
£3050м
Уровень жидкости в скважине большем
Продолжение таблицы Способ эксплуатации
Показатели
ШГН
ШВН
ЭЦН
ГПН
СН
НГЛ
ПРГЛ
Условия на приеме насоса
Р
пр
>0,35
¸0,7МПа
Р
пр
<0,7МПа
Р
пр
=1,75МПа,
b г
<5%
Р
пр
<0,7МПа
Р
пр
>2,3МПа при
Н
сп
=1500м

пр
=0,7МПа,
на м при
Н
сп
=3000м
Р
пр
>7МПа
Р
пр
>1,75МПа при
Н
сп
=3000м,
условия улучшаются при использовании камеры замещения
Глубина использования установки
Н
сп дом при
Q
ж
<80 м
3
/сут,
Н
сп
£4560м при
Q
ж
£2,5 м
3
/сут
Н
сп
£1500м
Н
сп
£3000м
Н
сп
£5200м при
Р
с.н.
<35 МПа
Н
сп
£6100м
Н
сп
£3050м при d н
=73мм,
Г
>170м
3

3
,
Р
у
=10МПа,
Q
ж
<160
м
3
/сут,
Н
сп
>3000м при
Н
ур
>3000м
Высокий дебит
Удовлетворител ьно- Q
max
=640
м
3
/сут при Н
сп
=300м и Qж=160
м
3
/сут при Н
сп
=1500м
Возможно при
Q
ж
=320м
3
/сут и
Н
сп
=610м при
Q
ж
=32м
3
/сут и
Н
сп
=1500м
Отлично при
Q
ж
=640м
3
/сут и
Н
сп
=1200м.
Требуется увеличение мощности системы
Хорошо при
Q
ж
=480м
3
/сут и
Н
сп
=1200м,
Q
ж
=160м
3
/сут и
Н
сп
=3050м при
Р
с.н.
=24,5МПа,
Отлично при требуемой мощности
Q
max
=240м
3
/су т
Отлично при
Q
ж
<800¸1600
м
3
/сут при
Р
пр
=10МПа,
Г=170м
3

3
Плохо
-
Q=32м
3
/сут
Малый дебит Отлично с ж м
3
/сут
Плохо-низкий КПД
при Q
ж
=64м
3
/сут
Удовлетворительн о при Q
ж
=16
¸48
м
3
/сут с глубины
1200-1300м.
Возможен Q
ж
=12
м
3
/сут при Н
сп
=3600м
Удовлетворит ельно при
Q
min
=32м
3
/сут при
Н
сп
=1200м
Удовлетворит ельно при
Q
min
=32м
3
/сут
Хорошо при
Q
min
=48м
3
/сут
Результирующие показатели приведены в таблице 5. Следует учесть, что они являются ориентировочными и получены на основе материалов анализа способов эксплуатации скважин в России и США. Однако методологические подходы к анализу и многие оценки могут быть использованы.
Оптимальное решение задачи о выборе способов добычи нефти возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации, а другая только для некоторых из них.
Осн.: Контрольные вопросы. К чему сводятся основные положения при выборе способа эксплуатации скважин. Счем взаимосвязан способ добычи нефти. Что зависит от правильного выбора способа эксплуатации скважин. При какой насосной установке КПД высокий. Каковы условия на приеме насоса при его работе?
ЛЕКЦИЯ № 13. Осложнения при фонтанном способе эксплуатации скважин.
Регулирование работы фонтанных скважин
Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.
Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.
Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству.
Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.
Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвесив продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра. После этого отмечают вообще характер работы скважины наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду,
вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, те. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера
(рис.19).
Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи изданной скважины и режима ее постоянной работы, например недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой
его доли Рс > 0,75·Рнас;

55
§ установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его
значению, не превышающему определенную величину установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения
количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за
фильтром скважины установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения
процентного содержания воды в продукции скважины недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти
смятие обсадной колонны недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном
пространстве достигнет опасных значений сточки зрения прочности и надежности
работы арматуры и поверхностного оборудования вообще недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать
ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;
§ недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать
пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования установление такого режима, при котором активным процессом дренирования
охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных
пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными
дебитомерами на разных режимах работы скважины.
Рис.19 - Регулировочные кривые фонтанной скважины d - диаметр штуцера - Р - забойное давление, МПа 2 - Г - газовый фактор, мм ; 3 - Q - дебит скважины,
м
3
/сут;
4 - Р - депрессия, Мпа; 5 - П - содержание песка в жидкости, кг/м
3
; 6 - n - содержание воды в продукции скважины, После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.
Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.
Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на
внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ.
Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены.
Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде ив выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.
Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение.
Условия эксплуатации различных месторождений и отдельных продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть разнообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и частые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на внутренних стенках
НКТ ив выкидных линиях пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины образование песчаных пробок на забое ив самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению;
§ отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.
Открытое фонтанирование
При добыче нефти и газа известно очень много случаев открытого фонтанирования и грандиозных продолжительных пожаров фонтанных скважин, приводящих к
преждевременному истощению месторождения и образованию вокруг устья скважины огромных воронок, в жидкую грязь которых проваливается все буровое оборудование.
Для тушения и прекращения таких фонтанов известны случаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них атомных зарядов. Степень тяжести таких открытых фонтанов различна, как и причины, вызывающие эти бедствия. Наряду с осложнением и непредвиденными нарушениями в процессе вскрытия пласта и освоения скважин немалую роль играют нарушения оборудования устья ив частности, фонтанной арматуры.
Неплотность соединений или их нарушения вследствие вибрации арматуры, разрывы и
«свищи», возникающие в результате разъедающего действия абразивной взвесив потоке
ГЖС, могут быть причиной тяжелых аварий. Для их предупреждения арматура всегда опрессовывается на двукратное испытательное давление (иногда на полуторакратное),
причем спрессовываются как отдельные элементы, таки арматура в сборе.
Для предупреждения открытых выбросов в последнее время были разработаны и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб. Имеются отсекатели, устанавливаемые на шлипсах в обсадной колонне, которые автоматически перекрывают сечение НКТ или обсадной колонны прирезком увеличении расхода жидкости, превышающем критические. За рубежом известны отсекатели, устанавливаемые на фонтанных трубах. Такие отсекатели также автоматически перекрывают поток при критических расходах ГЖС и предотвращают открытое фонтанирование. Известны отсекатели с принудительным переиеикрытием сечения фонтанных труб. Они выполнены в виде шарового крана, поворот которого осуществляется гидравлически с поверхности. Приводной механизм такого шарового крана с помощью трубки малого диаметра (12, 18 мм, прикрепленной к колонне фонтанных труби выходящей на поверхность, присоединяется к источнику давления, обычно к выкиду скважины. При наличии давления в трубке шаровой кран открыт. При падении давления в трубке шаровой кран пружинным механизмом поворачивается и перекрывает фонтанные трубы
Существуют простые поверхностные отсекатели механического действия,
устанавливаемые на манифольдных линиях, которые перекрывают фонтанную скважину при разрывах выкидных линий из-за коррозии или механических повреждений.
Известен случай тяжелого открытого фонтанирования на одной морской скважине фирмы «Экофиск» в Северном море в апреле 1977 г, когда в море было выброшено около 30 000 м нефти.
Несмотря на то, что колонна фонтанных труб на этой скважине была оборудована автоматическим отсекателем, он не сработал при нарушении герметичности фонтанной арматуры в результате (как потом удалось выяснить) неправильной его посадки и закреплении в посадочной спецмуфте.
С большими трудностями открытое фонтанирование было остановлено, и скважина была взята под контроль.
Серьезной аварией является возникновение грифона. Грифон образуется в случае потери герметичности между стенками скважины и цементным камнем (обсадной колонной. При этом пластовая продукция поступает на поверхность поданному каналу,
часто с возникновением пожара на поверхности, что может привести к потере самой скважины.
Предупреждение отложений парафина
Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы. Можно выделить следующие главные методы ликвидации отложений парафина. Механические методы, к которым относятся:
а) применение пружинных скребков, периодически спускаемых в НКТ на стальной проволоке;
б) периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;
в) применение автоматических так называемых летающих скребков. Тепловые методы:
а) прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;
б) прогрев труб путем закачки горячей нефти. Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол. Применение различных растворителей парафиновых отложений. Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб.
В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности,
состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.
Одно время широко применялся способ борьбы с парафином с помощью автоматической депарафинизационной установки (АДУ. Несколько скребков, а точнее круговых ножей периодически спускается на стальной проволоке в НКТ до глубины начала отложения парафина. Затем с помощью автоматически управляемой лебедки скребки поднимаются до устья скважины. Интервалы времени на спуски подъем устанавливаются автоматически реле времени, управляющим работой электромотора лебедки. Скребки спускаются в фонтанную скважину через обычный лубрикатор, также как опускается глубинный манометр.
Установки АДУ были заменены в результате широкого применения остеклованных или эмалированных фонтанных труб, производство которых было налажено на промыслах
Татарии. Использование остеклованных труб исключило необходимость устанавливать у скважины лебедку, затрачивать для ее работы электроэнергию и содержать дополнительный обслуживающий персонал. Однако при остеклованных трубах не удавалось полностью предотвратить отложение парафина. В муфтовых соединениях труб оставались неостеклованные стыки (несмотря на наличие специальных вкладышей, в которых
накапливались отложения. При транспортировке таких труби при их спуске в скважину наблюдались сколы и разрушения остеклованных поверхностей.
В настоящее время интенсивно ведутся исследования по применению химических методов борьбы с парафином, сущность которых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на которой парафин не откладывается. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности труби на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, препятствующая росту кристаллов и их отложению в трубах. В качестве химических реагентов применялись как водорастворимые, таки нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ улучшают смачивание поверхности труб водой, которая в томили ином количестве всегда имеется в нефти. Нефтерастворимые ПАВ
увеличивают число центров кристаллизации парафина, те. его дисперсность, что способствует его выносу потоком жидкости на поверхность. Некоторые ПАВ (ГИПХ-180,
катапин-А резко увеличивают гидрофильность поверхности. Это улучшает смачиваемость ее водой и снижает интенсивность отложения парафина. Однако отсутствие в достаточном количестве таких высокоэффективных химических реагентов, их высокая стоимость,
ненадежность дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое их применение в практике нефтедобычи.
Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ на автомобильном или гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре 310 С, состоящие из прямоточного парового котла, питающих устройств и имеющие запас пресной воды. Такими устройствами пользуются для удаления парафиновых отложений не только в фонтанных трубах, но ив манифольдах и выкидных линиях. Для этого используется насосный агрегат 1АДП-4-150,
которым прокачивается горячая нефть, нагретая до С при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм
3
/с.
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