Одновременно раздельная эксплуатация скважин


Одновременно раздельная эксплуатация скважин (ОРЭ)

Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) позволяет реализовать систему раздельной разработки объектов многопластового месторождения одной сеткой скважин, а также является одним из методов регулирования разработки месторождения при экономии ресурсов.  Схема ОРЭ пластов по назначению классифицируется на три группы:

1) ОРЭ пластов; 2) одновременно-раздельная закачка рабочей жидкости; 3) ОРЭ пласта и закачки рабочего агента.

Раздельно эксплуатируют пласты следующими способами: 1) оба пласта фонтанным (фонтан-фонтан); 2) один пласт фонтанными, а другой – механизированным (фонтан-насос, причем это означает, что нижний пласт эксплуатируется фонтаном); 3) оба пласта механизированным (насос-насос).

В зависимости от условий применения каждой метод ОРЭ может быть осуществлен в нескольких вариантах.

Оборудование для ОРЭ пластов состоит из наземных и внутрискважинных узлов. Наземные узлы оборудования, также как фонтанная арматура, насосные установки и др. предназначены для герметизации устья скважин, передачи движения и обеспечения регулирования режимных параметров.

Подземные узлы обеспечивают герметизацию пластов, отбор (или закачку) заданного объема жидкости и его подъем на поверхность.

Серийно выпускаемое оборудование, обязательный элемент которого – пакер, обеспечивает возможность эксплуатации пластов по одной колонне труб.

Для скважин с добычей нефти по схеме фонтан-фонтан известны установки двух типов: с двумя параллельно расположенными рядами насосно-компрессорных труб типа УФ2П (УФЭ, УФП, УФП2) и с концентрически расположенными рядами НКТ – установка УВЛГ, применяемая также для внутрискважинной газлифтной эксплуатации.

Установки типа УФ2П предназначены для эксплуатации колонн диаметрами 116 и 168 мм с допустимыми сочетаниями условных диаметров НКТ первого и второго рядов 48х48, 60х60, 73х48 мм.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме фонтан-насос и насос‑фонтан выпускаются установки с использованием штангового скважинного насоса и погружного центробежного насоса. В установках штангового типа одна из параллельно спущенных колонн НКТ берется большого диаметра, допускающего спуск вставного насоса. Для того чтобы во время спуска или подъема колонны НКТ не происходило зацепления муфт, над ними устанавливаются конические кольца. Схема с применением погружного центробежного насоса представляет более сложную конструкцию подземного оборудования.

Для раздельной эксплуатации двух пластов по схеме насос-насос используются штанговые установки типа УГР на месторождениях с низким газовым фактором нижнего пласта, УНР – с резко отличающимися давлениями пластов и УГРП – с раздельной транспортировкой продукции каждого пласта.

Установка УТР состоит из наземного и подземного оборудования. Наземное оборудование включает в себя оборудование устья и станок-качалку, применяемые при обычной добыче нефти скважинными штанговыми насосами из одного пласта. Подземное оборудование выпускается в невставном и вставном исполнениях и включает в себя разобщающий пакер, нижний насос обычного типа ПНСВ1 с замковой опорой или НСН2. Насос для эксплуатации верхнего пласта – специальный, имеющий неподвижный плунжер и подвижный цилиндр. Работа верхнего и нижнего насосов синхронна. Возвратно-поступательное движение от станка-качалки передается через колонну насосных штанг цилиндру верхнего насоса, а затем через специальную штангу – нижней колонне штанг и плунжеру нижнего насоса. Жидкость, подаваемая нижним насосом, проходит через продольный канал в посадочном конусе верхнего насоса и попадает в подъемные трубы над верхним насосом. Жидкость, откачиваемая верхним насосом, через полый шток, всасывающий и нагнетающий клапаны, поступает в колонну подъемных труб, где смешивается с жидкостью из нижнего пласта.

almetneftprom.blogspot.com

4.5 Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭ заключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием.

Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рисунке 4.17 (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). Приодновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером (Рисунок 4.17 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной трубе, нижнего — по межтрубному пространству. В случае одновременнойэксплуатации трех пластов с двумя пакерами (Рисунок 4.17 б) используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами (Рисунок 4.17 в) — три трубы.

Рисунок 4.17 — Принципиальные схемы ОРЭ

а) — эксплуатация двух пластов с одним пакером; б) — эксплуатация трех пластов с двумя пакерами; в) — эксплуатация трех пластов с тремя пакерами

Продукция разных пластов доставляется на поверхность отдельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, высокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно ложно добывать из одного пласта нефть, а из другого — газ. Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта.

Например, схема насос-фонтан означает, что нижний пластэксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным.

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин

4.6 Общие понятия о подземном и капитальном ремонте скважин

Все работы по вводу скважин в эксплуатацию связаны со спуском в них оборудования: НКТ, глубинных насосов, насосных штанг и т.п.

В процессе эксплуатации скважин фонтанным, компрессорным или насосным способом нарушается их работа, что выражается в постепенном или резком снижении дебита, иногда даже в полном прекращении подачи жидкости.

Работы по восстановлению заданного технологического режима эксплуатации скважины связаны с подъемом подземного оборудования для его замены или ремонта, очисткой скважины от песчаной пробки желонкой или промывкой, с ликвидацией обрыва или отвинчивания насосных штанг и другими операциями.

Изменение технологического режима работ скважин вызывает необходимость изменения длины колонны подъемных труб, замены НКТ, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, УЭЦН, УШСН, ликвидации обрыва штанг, замены скважинного устьевого оборудования и т.п. Все эти работы относятся к подземному (текущему) ремонту скважин и выполняются специальными бригадами по подземному ремонту.

Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварии с обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившейся в скважине воды, переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, относятся к категории капитального ремонта.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады. Задачей промысловых работников, в том числе и работников подземного ремонта скважин, является сокращение сроков подземного ремонта, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин.

Высококачественный подземный ремонт — главное условие увеличения добычи нефти и газа. Чем выше качество ремонта, тем больше межремонтный период и тем эффективнее эксплуатация скважины.

Под межремонтным периодом работы скважин понимается продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта, т.е. время между двумя последовательно проводимыми ремонтами.

Продолжительность межремонтного периода работы скважины обычно определяют один раз в квартал (или полугодие) путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение квартала (полугодия), на число подземных ремонтов за то же рабочее время в данной скважине.

Для удлинения межремонтного периода большое значение имеет комплексный ремонт — ремонт наземного оборудования и подземный ремонт скважины. Чтобы гарантийный срок работы скважины был выдержан, ремонт наземного оборудования должен быть совмещен с подземным ремонтом. Поэтому на промысле заранее должны быть составлены комплексные графики на подземный ремонт и на ремонт наземного оборудования.

Коэффициент эксплуатации скважин— отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше 1 и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0.94 – 0.98, т.е. от 2 до 6 % общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Текущий ремонт выполняет бригада по подземному ремонту. Организация вахтовая — 3 человека: оператор с помощником у устья и тракторист-шофер на лебедке.

Капитальный ремонт выполняют бригады капитального ремонта, входящие в состав сервисных предприятий нефтяных компаний.

studfiles.net

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ

Вопрос. Гидропоршневые насосные установки. Установки для эксплуатации нескольких горизонтов одной скважины

Конструктивно гидропоршневая насосная установка (ГПНУ) представляет собой: скважинный насос и гидродвигатель, объединенные в один агрегат – гидропоршневой погружной насосный агрегат (ГПНА), колонны насосно-компрессорных труб, блок подготовки рабочей жидкости и насосный блок.

Назначение этих элементов: насосный блок преобразует энергию приводного двигателя (электродвигатель или ДВС) в механическую энергию потока рабочей жидкости, гидропоршневой погружной насосный агрегат преобразует энергию рабочей жидкости в энергию откачиваемой пластовой жидкости, система колонн НКТ является каналами для рабочей и пластовой жидкостей, а блок подготовки рабочей жидкости служит для очистки пластовой жидкости от газа, песка и воды перед использованием ее в качестве рабочей в силовом насосе.

Гидропоршневые установки позволяют эксплуатировать скважины с динамическим уровнем до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м3/сут при высоком содержании в пластовой жидкости воды (до 98 %), песка (до 2 %) и агрессивных компонентов.

Гидропоршневая насосная установка (рисунок 8.1) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения.

Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость.

Рисунок 8.1 – Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки

а – подъем насоса; б – работа насоса; 1 – трубопровод; 2 – емкость для рабочей жидкости; 3 – всасывающий трубопровод; 4 – силовой насос; 5 – манометр; 6 – сепаратор; 7 – выкидная линия; 8 – напорный трубопровод; 9 – оборудование устья скважины; 10 – 63 мм трубы; 11 – 102 мм трубы; 12 – обсадная колонна; 13 – гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 – седло гидропоршневого насоса; 15 – конус посадочный; 16 – обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости.

ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИНЫ

ОРЭ применяется с целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов и осуществления при этом, посредством специального оборудования, контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту.

ОРЭ осуществляют путем оснащения скважин обычной конструкции оборудованием, разобщающим продуктивные пласты, или путем использования для этих целей скважин специальной конструкции.

Метод одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) предназначен для одновременно-раздельной эксплуатации двух и более пластов одной скважиной.

Применение однолифтовой установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной:

· скважины, имеющие значительные различия коллекторских свойств пластов и характеристик нефтей:

обводненные скважины при больших перепадах давлений;

· для присоединения к уже эксплуатируемому горизонту малопродуктивного, эксплуатация которого отдельной скважиной нерентабельна;

· скважины с большим расстоянием по глубине между объектами.

Эффективность внедрения:

· сокращение объемов бурения за счет использования ствола одной скважины;

· эксплуатация одновременно объектов с разными коллекторскими характеристиками и свойствами нефтей;

· повышение рентабельности отдельных скважин за счет подключения других объектов разработки или разных по свойствам пластов одного объекта разработки.

Их применение повышает рентабельность отдельных скважин за счет подключения к ним других объектов разработки или разных по продуктивности пластов одного объекта разработки.

За счет оптимизации работы объектов повышается производительность скважины.

Использование ствола одной скважины и организация одновременного (совместного) отбора запасов углеводородов разных объектов разработки одной сеткой скважин сокращает объемы бурения.

Таким образом, технология ОРЭ позволяет значительно оптимизировать затраты на добычу нефти.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

Оборудование фонтанной скважины подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанныенефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 3.1.

Фонтанная арматуравыпускается по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

Модификация арматуры или елки

Рис. 3.1. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры:

1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.2.

Рис. 3.2. Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые - схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубыменьшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 3.1б).

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 3.2) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).

Двухструнная(двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 3.3. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 3.3. Типовые схемы фонтанной арматуры:

1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

К запорным устройствам относятся задвижки и краны для перекрытия и открывания каналов арматуры и манифольда, к регламентирующим – сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

Широкий диапазон дебитов и давлений, химического состава жидкости или газа, температур наряду с массовым производством запорных устройств, сделали целесообразным их выпуск в специализируемом исполнении для различных давлений, температур, расходов. Эти параметры и исполнения регламентируются расходом.

Запорные устройства – задвижки и краны. Задвижки делятся на клиньевые и плоско-шиберные. Краны делятся на пробковые цилиндрические, пробковые конические, пробковые шаровые.

Дросселирующие устройства – вентили и штуцеры. Вентили делятся на игольчатые и тарельчатые.

Применяемость тех или иных устройств обуславливается конкретными условиями. Стандартизация позволяет расширить область применения каждого вида оборудования, обеспечить необходимую унификацию, что снижает стоимость и повышает их качество.

Исполнения для низких температур и агрессивных сред оговаривается стандартами и делится на несколько групп в зависимости от конкретных условий. Для этого применяются специальные материалы и легированные стали обеспечивающие характеристики оборудовани

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru

Одновременная эксплуатация двух и более пластов одной сеткой скважин. Виды ОРЭ, общие требования ко всем схемам и применяемому оборудованию, преимущества и недостатки

При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.

Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Одновременная раз­работка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объеди­няемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значе­ниях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважи­ной (ОРЭ).

При принятии решения об использовании метода ОРЭ учи­тывается степень выработанности запасов, близость контура неф­теносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их не­проницаемых пропластков, состояние эксплуатационной колон­ны скважин и т.д.

Развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.

Оборудование для ОРЭ пластов через одну скважину должно допускать:

- создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;

- измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;

- получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;

- исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;

- ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;

- регулировку отбора жидкости из каждого пласта;

- работы по вызову притока и освоению скважины.

- надежное разобщение пластов на протяжении всего периода эксплуатации

- простота конструкций и обслуживания;

- наимеьшая металлоемкость

- надежность в эксплуатации

Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами:

1. Оба пласта фонтанным способом;

2. Один пласт фонтанным, другой — механизированным способом;

3. Оба пласта механизированным способом.

Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос—фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фонтан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.

Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной сква­жиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и экс­плуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.

Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно.

Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания.

При эксплуатации многопластовых газовых месторождений нередко возникает необходимость раздельной эксплуатации пластов в связи с различием в них газа по качеству, пластовых давлений и т.д. В одном из пластов может содержаться бессернистый газ, а в другом – с высоким содержанием сероводорода. В газовых скважинах раздельная эксплуатация двух пластов проводится по схеме фонтан-фонтан.

Недостатки ОРЭ:

На сегодняшний день универсального оборудования, которое бы полностью отвечало всем этим требованиям пока нет. Проблема – отсутствие крупных конструкторских предприятий и постановка перед ними задачи по созданию этого оборудования. Однако, разработки конструкций по оборудованию ведутся и осуществляются предприятиями, такими, как «Барс», «ЗАО Элкам-Нефтемаш» совместно с «Сибгеотэк» и ООО НПО «Новые нефтяные технологии».

Преимущества ОРЭ:

· Повысить нефтеотдачу и дебит скважин за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев

· Увеличить степень охвата и интенсивное освоение многопластовых месторождений путем раздельного вовлечения в разработку отдельных низкопроницаемых пластов

· Сократить капитальные вложения на бурение скважины

· Интенсифицировать процесс регулирования отборов и закачки во времени и по разрезу скважины

· Сократить сроки разработки месторождения

· Снизить эксплуатационные затраты.

Таким образом, применение ОРЭ позволит сократить срок разработки месторождения, ввести в разработку более ранние сроки, снизить капитальные, эксплуатационные затраты, снизить количество скважин по объекту.

Если нельзя внедрить ОРЭ, то тогда многопластовое месторождение может быть разработано самостоятельной сеткой на каждый объект. Однако, при этом значительно больше капитальных и эксплуатационных затрат.

3. Физическая сущность явления смачиваемости нефтяных пластов; Виды смачиваемости, параметры характеризкющие смачиваемость пласта.

Смачиванием называется совокупность явлений на границе соприкосновения трёх фаз, одна из которых обычно является твёрдым телом и две другие - не смешиваемые жидкости или жидкость и газ.

Капля жидкости может растекаться по поверхности, если поверхность хорошо смачивается, а если поверхность плохо смачивается, то капля растекаться не будет.

Интенсивность смачивания характеризуется величиной краевого угла смачивания , образованного поверхностью твёрдого тела с касательной, проведённой к поверхности жидкости из точки её соприкосновения с поверхностью (рис. 4).

Рис. 4. Форма капли, обусловленная поверхностными натяжениями на различных границах соприкасающихся фаз.

Краевой угол измеряется в сторону более полярной фазы (в данном случае в сторону воды).

Существуют также переходные поверхности (т.н. амфотерные), которые хорошо смачиваются как полярными, так и неполярными системами.

К гидрофильным поверхностям относятся силикаты, карбонаты, окислы железа. К гидрофобным поверхностям - парафины, жиры, воск, чистые металлы.

Краевой угол смачивания зависит от строения поверхности, адсорбции жидкостей и газов, наличия ПАВ, температуры, давления, электрического заряда.

Поверхностные явления описываются также работой адгезии.

Адгезия- прилипание (сцепление поверхностей) разнородных тел. Когезия - явление сцепления поверхностей разнородных тел, обусловленной межмолекулярным или химическим взаимодействием.

Ещё одна характеристика, используемая для описания поверхностных явлений - теплота смачивания.

Установлено, что при смачивании твёрдого тела жидкостью наблюдается выделение тепла, так как разность полярностей на границе твёрдое тело-жидкость меньше, чем на границе с воздухом. Для пористых и порошкообразных тел теплота смачивания обычно изменяется от 1 до 125 кДж/кг и зависит от степени дисперсности твёрдого тела и полярности жидкости.

Теплота смачивания характеризует степень дисперсности твёрдого тела и природу его поверхности. Большее количество теплоты выделяется при смачивании той жидкостью, которая лучше смачивает твёрдую поверхность.

Если через q1 - обозначить удельную теплоту смачивания породы водой, а через q2 - обозначить удельную теплоту смачивания породы нефтью, то для гидрофильных поверхностей будет выполняться соотношение : (q1/ q2) > 1, а для гидрофобных: (q1/ q2) < 1.

Явления смачиваемости рассматривались для равновесного состояния системы. В пластовых условиях наблюдаются неустойчивые процессы, происходящие на поверхности раздела фаз. За счет вытеснения нефти водой образуется передвигающийся трехфазный периметр смачивания. Угол смачивания изменяется в зависимости от скорости и направления движения жидкости в каналах и трещинах. Кинетическим гистерезисом смачиванияпринято называть изменение угла смачивания при передвижении по твердой поверхности трехфазного периметра смачивания. Величина гистерезиса зависит от:

- направления движения периметра смачивания, то есть от того, происходит ли вытеснение с твердой поверхности воды нефтью или нефти водой;

- скорости перемещения трехфазной границы раздела фаз по твердой поверхности;

- шероховатости твердой поверхности;

- адсорбции на поверхности веществ.

Явления гистерезиса возникают, в основном, на шероховатых поверхностях и имеют молекулярную природу. На полированных поверхностях гистерезис проявляется слабо

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 2

1.

Физико-химические свойства продукции скважин на месторождениях Удмуртии. Требования к кондициям товарной нефти, утилизируемой сточной воде и нефтяному газу

Физико-химические свойства продукции скважин

Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1,8 до 339,5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 3,6 %, асфальтены 0,5-7,4 %, парафины от 1,7 до 7,7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель.

Распределение запасов нефти месторождений ОАО «Удмуртнефть» по вязкости

Классификация нефтей по вязкости (пластовые условия)   Запасы (извлекаемые категории), %  
А+В+С,   С2  
Маловязкие   9,37   7,77  
Средней вязкости   30,09   16,44  
Повышенной вязкости (от 10 до 30 мПас)   41,34   67,83  
Высокой вязкости (>30 мПа с)   19,20   7,96  
       

Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых

углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 1,7 до 5,05 %. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, здесь она превышает 75 мПа с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне - от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м3 (Шарканская площадь). Пластовые воды минерализованные, содержание солей в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Киенгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Перечисленные выше показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5-15,5 т/сут.

Требования к кондициям товарной нефти

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 3

Кто предложил применять глубинные насосы для добычи нефти?

В 1861году инженер Иваницкий предложил использовать глубинные насосы. Несмотря на большое сопротивление со стороны владельцев колодцев, глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., т. е. на 15 лет раньше, чем в США. Однако и после этого он не получил широкого распространения в России. До установления Советской власти на нефтяных промыслах страны добыча нефти со скважин велась тартанием желонкой. Владельцы промыслов, не желая тратить средства, время и силы на техническое оснащение работ, получали прибыли, жестоко эксплуатируя рабочих. Выступая против насосов в Баку, они ссылались на то, что насосы «стоят очень дорого, а починка их затруднительна вследствие отсутствия механических приспособлений». С 1923г в Бакинском районе тартали 55% добычи нефти получали тартанием, то к 1932г этот способ был полностью ликвидирован.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

Page 4

Отечественные насосы имеют следующие номинальные диаметры цилиндров (мм):

НГН-1 – 28; 32; 43; 55; 68.

НГН-2 – 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93.

НГВ-1 – 28; 32; 38; 43; 55; 68.

Цилиндры насосов собираются из коротких 0,3 м стальных или чугунных втулок, от 2 до 27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м.

Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три группы посадки:

I- 20-70 мкм II – 70-120 мкм III – 120-170 мкм

Насос НСН-1 применяется для эксплуатации «кважин с глубиной подвески насоса до 1500 м.

Вставные насосы типа НСВ-1 чаще применяются для эксплуатации скважин с глубиной подвески до 2500 м

НКТ : бывают с гладкими и высаженными концами. По длине НКТ делятся на 3 группы:

I –от 5,5 до 8 м II – 8-8,5 м III – 8,5-10 м

Изготавливаются из стали 5 групп прочности: Д, К, Е, Л, М.

Маркировка: условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа прочности, месяц и год выпуска.

НКТ несут большую нагрузку: растяжение от собственного веса, столба жидкости и т.д.

Насосные штанги :выпускаются 4-х номинальных размеров по диаметру тела штанги : 16, 19, 22 и 25 мм. Соединяются штанговыми муфтами, концы штанг имеют утолщенные головки с квадратным сечением для захвата ключами, Кроме штанг нормальной длины (8 м ) выпускаются укороченные длиной 1; 1,2 ; 1,5; 2; 3 м. Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое устройство

1 – насос; 2 – плунжер насоса; 3 – штанги; 4 – НКТ; 5 – тройник; 6 – сальник; 7 – СК; 8 – балансир; 9 – шатун; 10 – кривошип; 11 – эл.двигатель СК; 12 - редуктор

3. Метод жидкофазного окисления жидких, лёгких углеводородов (С3-С12) в призабойной зоне. Эффективность, осложнения.

Успешное промышленное проведение обработок карбонатных коллекторов продуктами жидкофазного окисления легких жидких углеводородов (С3-С12), полученных непосредственно в пласте, и достигаемая при этом высокая эффективность позволили провести теоретические и экспериментальные исследования, обосновать и создать новый метод повышения степени нефтеизвлечения на месторождениях с карбонатными коллекторами (патент № 1572089), суть которого заключается в следующем. В пласт последовательно закачивается расчетное количество оксидата, образующего оторочку, затем нефтерастворимые легкие углеводороды, вновь оксидат и в конце - воду. Известен способ, когда в нефтенасыщенный пласт в качестве вытесняющего агента закачивают легкие углеводороды. Недостатком данного метода является то, что из-за высокой подвижности легких углеводородов и больших вязкостных различий происходит быстрый прорыв вытесняющего агента к добывающим скважинам, вследствие чего достигается высокий охват пласта воздействием, что в конечном итоге не позволяет получать высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Кроме того, закаченные в пласт легкие углеводороды могут быть в последующем полностью извлечены существующими методами, что приводит к потере дорогостоящего продукта. В новой технологии с использованием оксидата перечисленные недостатки удается избежать. Основным преимуществом новой технологии является то, что закачиваемая оторочка оксидата оказывает комплексное воздействие на продуктивный пласт и насыщающую его нефть. Процесс вытеснения нефти осуществляется в следующей последовательности. Вначале в пласт закачивается расчетное количество первой порции оксидата, который разрушает пограничный слой пленочной нефти на поверхности пород и переводит его в подвижное состояние. Одновременно с этим карбоновые кислоты, входящие в состав оксидата, реагируют с карбонатным кол­лектором, освобожденным от блокирующей поверхности пород нефтяной пленки. В результате этого улучшаются условия прохождения реакции кислот с породой и, как следствие, улучшается гидродинамическая характеристика пласта. Важным фактором является снижение вязкости нефти и повышение ее подвижности за счет нагрева от выделенного тепла во время реакции оксидата с породой и растворения в ней при этом СО2. В то же время водный раствор оксидата с нейтрализованной кислотной группой представляет собой высоковязкую систему (10-15 мПа-с), обладающую поверхностно-активными свойствами. Таким образом, в процессе перемещения по пласту оторочка оксидата меняет свои физико-химические свойства в соответствии с заданными режимами вытеснения, что приводит к многократному комплексному воздействию на залежь нефти. Это не только улучшает вытеснение из пористой среды, по и существенно увеличивает охват пласта воздействием. Закачиваемая затем порция легких углеводородов (нефтерастворителя) растворяется нефтью и способствует вымыванию остаточной нефти. Следующая расчетная порция оксидата, воздействуя по описанной выше схеме, вытесняет из пористой среды смесь легких углеводородов и растворенной в них остаточной нефти, обладающей малой вязкостью и высокой подвижностью. Взаимодействие второй порции оксидата, обеспечивая многофакторное комплексное вытеснение, позволяет практически извлечь оставшиеся в пласте легкие углеводороды и нефть. Так как оксидат неограниченно растворим в воде, то последующая закачка воды приводит не только к продвижению оторочки, но и к почти полному вымыванию оставшегося в пласте оксидата. С целью увеличения коэффициента нефтеизвлечения до и после закачки оторочки в виде нерастворимых легких углеводородов осуществляется закачка порций водных растворов карбоновых кислот и кислородсодержащих органических растворителей в количестве от 0,3% до 50% от порового объема пласта. С учетом полного соблюдения режимов закачки агентов воздействия при осуществлении данной технологии можно достичь коэффициента нефтеизвлечения 0,65 и выше.

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском:

studopedia.ru


Смотрите также