Главная страница Случайная страница
Разделы сайта
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Понятие интерпретации результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, их цели и задачи.
|
|
59.Перечислить основные методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны и раскрыть их сущность. В процессе разработки нефтяных и газовых месторождений широко применяются методы повышения проницаемости пласта и призабойной зоны.Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.
Механические методы. К механическим методам относятся гидравлический разрыв пласта(ГРП), гидропескоструйная перфорация(ГПП)и торпедирование.
Гидроразрыв пласта производится путем закачки в него под давлением до60МПа нефти, пресной или минерализованной воды, нефтепродуктов(мазут, керосин, дизельное топливо)и других жидкостей в результате чего в пласте образуются трещины.В образовавшиеся трещины нагнетают песок, стеклянные и пластмассовые шарики, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась.Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта.Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их1÷ 4мм.Применение гидроразрыва дает наибольший эффект при низкой проницаемости пласта и призабойной зоны, и позволяет увеличить дебит нефтяных скважин в2... 3раза.Гидропескоструйная перфорация — 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, истекающей из насадок специального устройства(перфоратора).Рабочая жидкость с содержанием песка50... 200г/л закачивается в скважину с расходом3... 4л/с.На выходе же из насадок перфоратора ее скорость составляет200... 260м/с, а перепад давления— 18... 22МПа.При данных условиях скорость перфорации колонны и породы составляет в среднем от0.6до0.9мм/с.В результате гидропескоструйной перфорации сообщение продуктивного пласта со скважиной происходит через щели в колонне и цементном камне по всей его толщине.Торпедированием называется воздействие на призабойную зону пласта взрывом.Для этого в скважине напротив продуктивного пласта помещают соответствующий заряд взрывчатого вещества(тротил, гексоген, нитроглицерин, динамит)и подрывают его.При взрыве торпеды образуется мощная ударная волна, которая проходит через скважинную жидкость, достигает стенок эксплуатационной 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.
Химические методы. К химическим методам воздействия на призабойную зону относятся обработки кислотами, ПАВ, химреагентами и органическими растворителями.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.Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины.Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой(фтористоводородной)кислоты.Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной10¸ 15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования.Однако в связи с широким использованием
высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до25¸ 28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов—температуры на забое скважины, генезиса пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки.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 составляет12¸ 16ч на месторождениях с температурой на забое не более40°С и 2 ¸ 3 ч при забойных температурах 100 ¸ 150 °С.Кислотные обработки осуществляются соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислотами. Соляной кислотой НСl. 15 %-ной концентрации растворяют карбонатные породы(известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие частицы.При этом протекают следующие реакции: СаСО(+ 2НС1 =СаС12+Н2О+СО2
CaMg (CO: i)2 + 4НС1 = CaCl., + MgCl2 + 2H2O + 2CO2.
Полученные в результате реакции хлористый кальций СаС12и хлористый магнийMgCl2хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.Плавиковая кислота HFв смеси с соляной, предназначается для воздействия наглинистый и карбонатный цемент песчаников, с целью увеличения порового пространства прозабойной зоны пласта и для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.При закачке в скважину концентрированной серной кислоты H2SO4положительный эффект достигается двумя путями.Во-первых, за счет теплоты, выделяющейся в процессе ее смещения с водой, снижается вязкость нефти и, соответственно, увеличивается дебит скважины.Во-вторых, при смешении серной кислоты с нефтью образуется ПАВ, также улучшающие приток нефти из пласта в скважину.Концентрированная серная кислота предназначается для воздействия на продуктивные пласты, образованные песчаниками.Дело в том, что при ее взаимодействии с карбонатными породами образуется нерастворимый в воде сульфат кальцияCaSO, ухудшающий проницаемость призабойной зоны.Концентрированная(98 %)серная кислота не разрушает металла.Коррозия начинается только при ее разбавлении водой.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 не смачиваемой для воды, но смачиваемой для нефти, что облегчает фильтрацию последней.С помощью химреагентов и органических растворителей удаляют асфальто-смолистые и парафиновые отложения.
Физические методы. К физическим методам воздействия на призабойную зону относятся тепловые обработки и вибровоздействия.Целью тепловых обработок является удаление парафина и асфальто-смолистых веществ.Для этого применяют горячую нефть, пар, электронагреватели, термоакустическое воздействие, а также высокочастотную электромагнитоакустическую обработку.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.Методы повышения пластового давления и увеличения проницаемости пласта позволяют, главным образом, сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и газа.Однако необходимо добиваться и наиболее полного извлечения нефти и газа из недр.Это достигается применением методов повышения нефте-и газоотдачи пластов.
60.Назначение и состав фонтанной арматуры. Фонтанная арматура – это фланцевое соединение разнообразных соединительных устройств, запорных устройств, тройников, крестовин и других. Фланцевое соединение, при обустройстве арматуры, уплотняется путем прокладывания металлических прокладок из стали с низким содержанием углерода. Данное кольцо вкладывается в специальные выемки во фланцах, в свою же очередь фланцы стягиваются между собой болтами.
Из чего состоит арматура. Данный строительный материал в своем составе имеет целый ряд различных конструкционных узлов. Головка содержит в себе фланец колонного типа, крестовик, а также тройник и переводную катушку. Ёлка служит уже для контролирования и отвода от скважины продукции получаемой из последней.
Можно разобрать поэлементно конструкцию фонтанной арматуры, чтобы понять предназначение важнейших узлов.
Итак: Колонный фланец – служит для того, чтобы соединить арматуру с колонной и обеспечить герметичность пространства за трубой
Крестовина головки – для предоставления возможности сообщенности с пространством за трубой
Тройник — происходит подвес трубного ряда и связи с ним
Переводная катушка – подвес вторичного ряда труб
Крестовик фонтанной елке дает возможность отводить продукты в центральный трубопровод, получаемые из скважины
Буферная задвижка – некое окно, предназначенная для предоставления спуска разного рода глубинных измерительных аппаратов в скважину
Патрубок буферный – некая переходная зона перед спуском аппаратов в скважину, которая располагается перед буферной задвижкой
Главным условием ко всем компонентам фонтанной арматуры является их хорошая герметичность и прочность. В случае необходимости, все элементы должны быть быстро заменяемы, чтобы не создавать длительных простоев в работе скважины. В качестве запорных устройств допускается использование таких типов как, задвижки прямоточные, различного рода краны, и угловые вентили.Предусмотрено также использование двух типов устройства фонтанной арматуры. Арматуру, в базе которой лежит использование тройников, рекомендуют использовать при исполнении скважин с низким и средним давлением, а также при нахождении в скважине различного рода примесей механического типа. При наличии примесей необходимо использовать арматуру с двойной елкой. При отсутствии в скважине со средним и низким давлением возможно использование однострунной елки. Фонтанная арматура на базе крестовин применяется в скважинах высокого давления без наличия примесей механического типа. Недостатком арматуры выполненной с использованием крестовин есть то, что при выходе из строя одного из отводящих узлов, появляется необходимость полностью останавливать работу скважины на время устранения неисправности. При работе скважины на тройниках такая необходимость отсевает, достаточно перекрыть среднюю часть отводящего узла и переключить работу на нижнее отводящее устройство.
Назначение фонтанной арматуры Фонтанная арматура, прежде всего, предназначена для придания герметичности устью скважины, а так же для контроля работы последней.
Фонтанная арматура несет в себе выполнение следующих задач:
Удержание в подвешенном состоянии насосно-компрессорных труб, которые опущены в скважину.; Герметизация труб, затрубного пространства; Фонтанная арматура обеспечивает управление рабочими режимами скважины, работу скважины в непрерывном режиме; Контроль над состоянием, измерение параметров, скважины, как во внутренней части, так и внешней.
61.Назначение и устройство колонной головки и противовыбросового оборудования.. На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.
Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины. Колонные обвязки устанавливаются на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.
Конструкция колонных обвязок позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков. Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур ниже минус 60°С.
Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.
Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.Колонная головка для обвязки двух колонн состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг. Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 Мпа. Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.
Противовыбросовое оборудование. Герметизирующее устройство, устанавливаемое на устье скважины для предотвращения выбросов. Оно перекрывает и герметизирует устье скважины при наличии или отсутствии в ней бурильных труб. Противовыбросовое оборудование включает крестовину, плашечные (два-три) и один универсальный превенторы. Оборудование изготовляют для нормальных и сложных условий эксплуатации из легированной и коррозионно-стойкой сталей (последнюю для среды, содержащей сероводород и углекислый газ).
62.Оборудование для добычи нефти УЭЦН. У ЭЦН – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте - ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.В общем и целом УЭЦН - обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).
Основные узлы УЭЦН: ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров.
ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом.
Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.
Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты - плоский (КПБК).
Дополнительное оборудование:
Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.
ТМС – термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.
Обратный клапан (КОШ - клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.
Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами: Простота наземного оборудования;
Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут; Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров; Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН; Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;
Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.
|
|