Разработка нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Методы воздействия на пласт. Размещение скважин при различных способах заводнения

Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обуславливается прежде всего давлением в пласте, которое по мере извлечения пластовой жидкости или газа падает. Поэтому для интенсификации притока жидкости и газа необходимо поддерживать пластовое давление.

Метод поддержания пластового давления (ППД) путем законтурного или внутриконтурного нагнетания воды в пласт и базирующийся на нем метод комплексной разработки месторождений, впервые предложенный группой советских ученых во главе с А. П. Крыловым, позволил интенсифицировать добычу нефти и резко увеличить нефтеотдачу пластов.

Для этого необходимо, чтобы с одной стороны фильтрационная характеристика коллектора стала лучше, а с другой - чтобы вязкость жидкости в пласте стала меньше.

Кроме того, для увеличения нефтеотдачи необходимо снизить поверхностное натяжение пластовой жидкости в зоне контакта с горной породой. Отсюда и методы воздействия на пласт:

поддержание пластового давления путем закачки в пласт жидкости или газа;

для увеличения проницаемости пласта- гидроразрыв, кислотная обработка, взрывы;

для снижения вязкости пластовой жидкости- нагрев в пласте, ее поджог;

для снижения ее поверхностного натяжения - обработка жидкости в пласте химическими реагентами.



1.1 Законтурное и внутриконтурное заводнение нефтяной залежи

При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через специальные нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внутри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру.

Рис.1.2.1. Схема разработки нефтяного месторождения с применением законтурного заводнения: 1-внешний контур нефтеносности; 2 - внутренний контур нефтеносности; 3 - добывающие скважины; 4 -нагнетательные скважины; 5 - контур нагнетательных скважин

При разработке значительных по площади нефтяных залежей применяют внутриконтурное заводнение, сущность которого заключается в том, что площадь залежи разрезается на отдельные участки рядами нагнетательных скважин.

Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ромашкинском месторождении в Татарии, разработка которого началась в 1952 г. Девонская залежь этого месторождения была расчленена рядами нагнетательных скважин более чем на 20 обособленных эксплуатационных площадей.

В процессе разработки Ромашкинского месторождения увеличение давления нагнетания на некоторых площадях позволило использовать более редкие сетки скважин, чем это было предусмотрено проектом, и разбурить данное месторождение с меньшим числом эксплуатационных скважин.

В

Рис.1.2.3. Схема внутриконтурного заводнения: а - Очаговое заводнение; б -внутриконтурное кольцевое заводнение; в - осевое заводнение.

Куйбышевской области на Мухановском и Покровском месторождениях законтурное заводнение оказалось малоэффективным. Поэтому был осуществлен переход на внутриконтурное заводнение с разрезанием залежи на отдельные блоки. Этот способ в дополнение к законтурному осуществлен на Туймазинском, Серафимовском, Шкаповском и Арланском месторождениях в Башкирии и практически на всех вводимых в разработку месторождениях в Западной Сибири и Западном Казахстане. Среди систем центрального заводнения, применяемых для интенсификации разработки меньших площадей, различают осевое и кольцевое заводнение.

Очаговое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин на участках с линзовидными пропластками, в которых имеются неизвлеченные запасы нефти.

Кольцевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по кольцу, причем залежь нефти расчленяется на две неравные площади: меньшую - центральную и большую - кольцевую.

Осевое заводнение характеризуется расположением нагнетательных скважин по оси структуры.



2. Назначение пакеров, типы пакеров механического действия их конструктивные особенности и принцип действия

2.1 Пакера цилиндрические механического действия типа ПЦ, ПЦР

Предназначены для изоляции интервала исследования от остальной части скважины.

Область применения:

- гидродинамические исследования нефтяных, газовых и водоносных пластов;

- проведение ремонтно-изоляционных работ в скважине.

Конструктивные особенности:

- использование раздвижной резиновой опоры облегчает работу основного уплотнителя и надежно предохраняет его от разрушения;

- наличие сменных резиновых элементов и деталей герметизирующего узла разного диаметра позволяет использовать пакер в широком диапазоне диаметров скважин.

Принцип действия:

Пакер устанавливается путем передачи сжимающего усилия на его корпус, при этом сжимается нижняя резиновая опора до величины, близкой к диаметру скважины, а затем деформируются резиновые элементы уплотнителя, обеспечивая необходимую герметичность изоляции.

По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические. К первым относятся все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Эти пакеры просты по конструкции и высоконадежны в работе. К недостатку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, как например, на небольших глубинах их установки.

К гидравлическим пакерам относятся все пакеры, резиновый элемент которых деформируется и герметизирует колонну за счет перепада давлений сверху и снизу пакера. Преимущество такого пакера - способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см*) и более; недостаток - сравнительная сложность конструкции.

Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины. При воздействии внешней силы уплотнительное устройство расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.



Пакер конструкции ОКБ по бесштанговым насосам типа ПШ-168 (рис), применяемый в основном при гидравлических разрывах пласта и изоляционных работах, состоит из штока 4, на который надеты конус 7, дюралюминиевые кольца 2, 5, 6, и резиновые манжеты 3. На верхний конец штока навинчена головка 1, на нижний - короткий хвостовик 10. На хвостовик надет фонарь 9, имеющий плашки 8, пружины 11 и замок 13. Положение фонаря на хвостовике фиксируется замком 13 при помощи штифта 12. Пакер спускают в скважину на трубах. Для удержания его в колонне над ним устанавливают гидравлический якорь. Спустив па-кер на необходимую глубину, проворачивают трубы вправо на 1-2 оборота. Вследствие этого штифт 12 попадает в длинную прорезь замка 13. Затем трубы опускают вниз. При этом фонарь .9 пружинами 11 удерживается в эксплуатационной колонне в верхнем положении.



3. Состав и назначение магистрального газопровода

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

В состав сооружений магистрального газопровода входят следующие основные объекты ( рис. 5.3):

· головные сооружения;

· компрессорные станции (КС);

· газораспределительные станции (ГРС);

· подземные хранилища газа (ПХГ);

· линейные сооружения.

Состав: газоизмерительная станция; ГИС: Совокупность технологического оборудования, средств и систем для измерения расхода и, при необходимости, качественных показателей природно

газоперекачивающий агрегат; ГПА: Установка, включающая в себя газовый компрессор (нагнетатель), привод (газотурбинный, электрический, поршневой или другого типа) и оборудование, необходимое для их функционированияго газа, транспортируемого по магистральным газопроводам.

газотранспортная система: Совокупность взаимосвязанных газотранспортных объектов региональной или/и территориально-производственной подсистемы Единой системы газоснабжения, обладающая возможностями автономного управления внутренними потоками и регулирования газоснабжения.

газотурбинная установка; ГТУ: Газотурбинный двигатель и все основное оборудование, необходимое для генерирования энергии в полезной форме

газопровод подключения: Газопровод, обеспечивающий подачу подготовленного к дальнему транспорту природного газа от производителя (поставщика) до магистрального газопровода (системы магистральных газопроводов) в соответствии с действующими отраслевыми стандартами или техническими условиями.

газопровод-отвод: Газопровод, предназначенный для подачи газа от распределительных или магистральных газопроводов до газораспределительных станций городов, населенных пунктов или отдельных потребителей.

Магистральным газопроводом называется трубопровод, предназначенный для транспорта газа из района добычи или производства в район его потребления, или трубопровод, соединяющий отдельные газовые месторождения.

Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод, присоединенный непосредственно к магистральному газопроводу и предназначенный для отвода части транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным предприятиям.

В соответствии со СНиП 2.05.06-85* в зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса: класс I - рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно; класс II - рабочее давление от 1,2 до 2,5 МПа включительно. Газопроводы, эксплуатируемые при давлениях ниже 1,2 МПа, не относятся к магистральным. Это внутрипромысловые, внутризаводские, подводящие газопроводы, газовые сети в городах и населенных пунктах и другие трубопроводы.



4. Подготовка воды для нагнетания в пласт. Кустовые насосные станции, принципиальная схема и состав оборудования

4.1 Подготовка воды для нагнетания в нефтеносные пласты

Рис. 2.2. Схема станции очистки поверхностных вод:

1 - водовод; 2 - дозатор; 3 - смеситель; 4 - осветлитель; 5 - фильтр; 6 - резервуар чистой воды; 7 - насосная станция 2го водоподъема; 8 - насос для промывки фильтров.

Вода, закачиваемая в пласты, должна иметь минимальное количество взвешенных частиц, солей железа, ионов кальция и магния и сульфатовостанавливающих бактерий , способствующих образованию H₂S в нефтяных пластах. Первые приводят к засорению пор пласта, сульфатовостанавливающие бактерии - к образованию H₂S, а последний к резкому росту коррозии оборудования.

От насосной первого водоподъема вода подается в смеситель 3. Туда же с потоком воды поступают коагулянт и реагенты, способствующие укрупнению взвешенных частиц в воде, смягчению воды и освобождению ее от солей железа. В осветителе 4 образуются хлопья, которые оседают в шахте осветлителя. Вода проходит через песчаные фильтры 5.

Очищенная вода собирается в резервуары 6, откуда насосами 7 подается на промысел. Осветлитель 4 предназначен для образования хлопьев и удаления их и механических примесей из воды. Осветленная вода собирается переливом в периферийный лоток «а» и направляется в фильтры 5.

4.2 Кустовые насосные станции

Кустовые насосные станции поднимают давление воды до давления нагнетания в пласт (8 - 20 МПа) и направляют ее к водораспределительным гребенкам и далее к нагнетательным скважинам. КНС обычно состоят из насосного помещения, высоковольтного распределительного устройства, помещения систем управления и регистрации режимов работы, магистральной гребенки с аппаратурой распределения и регулирования режима подачи воды к скважинам и бытового помещения.

Поскольку затраты на строительство здания КНС составляют около 30%, а продолжительность строительства около года, в последние годы внедряются блочные кустовые насосные станции ( БКНС).

В них сама станция монтируется из подготовленных на заводе блоков (насосного, управления и др.). Это позволяет сократить сроки монтажа до 2 - 3 месяцев и снизить ее стоимость.

На КНС применяются центробежные насосы типа ЦНС с подачей 180 м³/час и напором от 900 до 1900м.( Например ЦНС-180--1422).Применяются также ЦНС с подачей 500м³/час и напором 1400,1650 и 1900м. Мощность приводных электродвигателей составляет от 800 до 4000 квт.

Каждая секция насоса состоит из рабочего колеса, направляющего аппарата и корпуса секции. Рабочие колеса и направляющий аппарат литые, из стали марки 20Х13Л, корпуса - из стали 40ХФА. Со стороны крышки нагнетания имеется разгрузочный диск, воспринимающий осевые усилия. Секции насоса и крышки стянуты длинными шпильками.

Система смазки подает масло к подшипникам электродвигателя, зубчатой муфте, подшипникам скольжения насоса. Перед запуском ЦНС смазка подается пусковым насосом. При достижении им давления 0,1 МПа включается ЦНС и начинает работать основной маслонасос.

Применяются также для нагнетания воды в пласт центробежные насосы:

Ш 8НД 10-5 ( Q=320м³/час, Н= 425м, n =2950 мин ^-1)

Ш 5МС 7-10 - секционный, 10- ступенчатый, (Q=110 - 195 м³/час, Н=1120 - 680м ,n =2950мин ^-1, N=600 - 750квт, t= 60⁰С)

Ш 9Ц12 - секционный с 12 ступенями(Q=270м³/час, Н=1600м. n=2950 , N=1800квт)

Ш 5Ц10 - секционный с 10 ступенями(Q=150м³/час,Н=1500м, N=900квт)

Дальнейшее совершенствование системы ППД идет по пути использования пластовых вод, отбора их и нагнетания погружными центробежными электронасосами (ЭЦП). Они имеют подачу 1000 - 3000м³/сут. и напор до1400м. Это позволяет при отборе воды с уровня 100 - 300м создавать напор у нагнетательных скважин 1300 - 1100м

При этом пластовая вода практически не контактирует с воздухом и может нагнетаться в нефтяной пласт без специальной подготовки. ЭЦП исключают насосные водоподъема, систему подготовки воды и упрощают поверхностное оборудование. При закачке сточных вод используются также УЭЦПК в корозионностойком исполнении для отбора агрессивной жидкости с минерализацией до 250 г/л и РН =5.4 - 9. Установки размещаются в шурфе диаметром 426мм.



5. Основные характеристики нефти и нефтепродуктов

К основным характеристикам нефти и нефтепродуктов относятся:

1) плотность; 0.800-0.950 г./см³

2) молекулярная масса (вес);

3) вязкость; динамическую (Ю) и кинематическую

4) температуры вспышки, воспламенения и самовоспламенения;

5) температуры застывания, помутнения и начала кристаллизации;

6) электрические или диэлектрические свойства;

7) оптические свойства;

8) растворимость и растворяющая способность.

пласт заводнение пакер нагнетание



6. Классификация и категории нефтепроводов и газопроводов

Магистральные газопроводы в зависимости от рабочего давления в трубопроводе подразделяются на два класса:

I - при рабочем давлении свыше 2,5 до 10,0 МПа (свыше 25 до 100 кгс/см²) включ.;

II - при рабочем давлении свыше 1,2 до 2,5 МПа (свыше 12 до 25 кгс/см²) включ.

Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы в зависимости от диаметра трубопровода подразделяются на четыре класса, мм:

I - при условном диаметре свыше 1000 до 1200 включ.;

II - то же, свыше 500 до 1000 включ.;

III - то же, свыше 300 до 500 включ.;

IV - 300 и менее.

Таблица 1

Категория трубопровода и его участка	Коэффициент условий работы трубопровода при расчете его на прочность, устойчивость и деформативность m	Количество монтажных сварных соединений, подлежащих контролю физическими методами, % от общего количества	Величина давления при испытании и продолжительностьиспытания трубопровода
В	0,60	Принимается
I	0,75	по
II	0,75	СНиП III-42-80*
III	0,90
IV	0,90



Таблица 2. Категории магистральных трубопроводов

Назначение трубопровода	Категория трубопровода при прокладке
	подземной	наземной и надземной
Для транспортирования природного газа:	IV	III
а) диаметром менее 1200 мм
б) диаметром 1200 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III
Для транспортирования нефти и нефтепродуктов:
а) диаметром менее 700 мм	IV	III
б) диаметром 700 мм и более	III	III
в) в северной строительно-климатической зоне	III	III



7. Оборудование насосных станций водозабора. Насосы типа АТН и ЭЦВ, принципиальное устройство, обозначение, параметры

В зависимости от типа водозабора по условиям отбора воды выделяют насосное оборудование для забора воды из скважин, шахтных колодцев, лучевых и горизонтальных водозаборов и на каптажах источников. Для подъема воды из скважин используют насосы с погружными электродвигателями типа ЭЦВ, с трансмиссионным валом, когда собственно насос находится в скважине, а электродвигатель -- на поверхности земли (типа АТН и НА), и горизонтальные центробежные насосы, применяемые при высоком положении уровней подземных вод и малых понижениях уровня в ходе эксплуатации водозаборов.

Насосы типа ЭЦВ входят в состав оборудования скважин глубиной 10--300 м при изменении расходов скважин от 4 до 375 м3/ч. При этом минерализация подаваемой воды не должна превышать 1500 мг/л при кратковременном содержании не более 100 мг/л твердых механических примесей. Относительная коррозионная устойчивость насоса обеспечивается в тех случаях, когда концентрация хлоридов не превышает 550 мг/л, сульфатов -- 500 мг/л и сероводорода -- 1,5 мг/л. Насосы типа ЭЦВ одно- или многоступенчатые с вертикальным расположением вала работают с подпором от 1 до 6 м. Работа насоса без постоянного подпора, а также его установка в отстойники скважины не допускаются, так как при этом происходит сгорание обмотки двигателя. Насосы этого типа применимы в различных гидрогеологических условиях, но для эффективной их работы необходимо проведение комплексных расчетов с учетом взаимодействия скважин и гидравлических потерь в водоводах.

Отличительной конструктивной чертой артезианских насосов типа А и АТН является то, что приводной электродвигатель устанавливается над устьем скважины и соединяется с насосом промежуточным трансмиссионным валом.

Эти насосы состоят из трех основных узлов: насосного узла, напорного трубопровода с трансмиссионным валом, приводной головки.

Насосный узел представляет собой группу соединенных шпильками секций корпусов, внутри которых находится вал с насаженными на нем центробежными рабочими колесами, и предназначен для подачи из скважины воды с температурой до 30°С с содержанием не более 0,5% от веса механических примесей.

Условные обозначения насосов типа АТН:

· А - артезианский,

· Т - турбинный,

· Н - насос.

Первые цифры за буквами - наименьший внутренний диаметр обсадной колонны (мм), уменьшенный в 25 раз и округленный; последующие - индекс рабочего колеса (закрытого типа) и последние цифры - количество ступеней насоса.

Условные обозначения насосов типа А (артезианский): первые цифры до букв - наименьший внутренний диаметр обсадной колонны (мм), уменьшенный в 25 раз и округленный; следующие цифры - коэффициент быстроходности, уменьшенный в 10 раз; последняя цифра - количество ступеней насоса.



8. Расчет толщины стенки и напряжения в эллиптических отбортованных днищах сосудов

Эллиптические и полусферические днища

Эллиптические и полусферические днища, нагруженные внутренним избыточным давлением

Толщину стенки s1 следует рассчитывать по формулам

s1 і s1p + c, (52)

где

.(53)

Допускаемое внутреннее избыточное давление [р] следует рассчитывать по формуле

(54)

Радиус кривизны в вершине днища равен:

,(55)

где R = D - для эллиптических днищ с Н = 0,25 D;

R = 0,5 D - для полусферических днищ с Н = 0,5 D.

3.3.1.4. Если длина цилиндрической отбортованной части днища h1 > 0,8 - для эллиптического днища или h1 > 0,3 - для полусферического днища, то толщина днища должна быть не меньше толщины обечайки, рассчитанной в соответствии с п. 2.3.1 при jр = 1.

Для днищ, изготовленных из одной заготовки, коэффициент j = 1. Для днищ, изготовленных из нескольких заготовок, коэффициент j следует определять в соответствии с приложением 5.

Эллиптические и полусферические днища, нагруженные наружным, давлением

Толщину стенки приближенно определяют по формулам (56), (57) с последующей проверкой по формуле (58)

s1 і s1p + c, (56)

где

.(57)

Для предварительного расчета Кэ принимают равным 0,9 для эллиптических днищ и 1,0 - для полусферических днищ.

Допускаемое наружное давление [р] следует рассчитывать по формуле

,(58)

где допускаемое давление [р]п из условия прочности

(59)



а допускаемое давление [р]Е из условия устойчивости в пределах упругости

(60)

Коэффициент Кэ следует определять в соответствие в черт. 13 или по формуле (61) в зависимости от отношений

и H/D, (61)

где

. (62)

Размещено на Allbest.ru

...