Технологические процессы добычи нефти и газа

Газлифтная эксплуатация применяется в тех случаях, когда подъем заданного количества жидкости не обеспечивается газом (свободным и растворенным), поступающим из пласта к забою скважины. В связи с этим возникает необходимость в скважину подавать некоторое дополнительное количество газа (к башмаку НКТ или на какую-то глубину). В газлифтных скважинах, как и фонтанных, забойное давление может быть больше или меньше давления насыщения.

Первоначально рассчитывается распределение давления от забоя к устью. В основу исходных данных положены забойное давление, дебит жидкости и газа, объем выделившегося газа (в зависимости от давления и температуры), заданное устьевое давление, длина труб и т. д. Диаметры труб в зависимости от дебита жидкости задаются. Строго говоря, температура, как и давление, по мере подъема жидкости уменьшается. Однако часто в расчетах принимают температуру постоянной и равной средней по всей длине газожидкостного подъемника. Нередко отсутствуют полные экспериментальные данные по свойствам смеси и приходится использовать графики или эмпирические зависимости, приводимые в соответствующей литературе.

После расчета распределения давления (при естественном газовом факторе) строится кривая давление-глубина. Расчетное устьевое давление при этом будет меньше минимально допустимого, а в большинстве случаев оно даже принимает отрицательное значение. Это указывает на то, что подъем жидкости за счет естественного газового фактора не обеспечивается. Чтобы определить потребное количество закачиваемого газа, необходимо произвести расчет распределения давления по глубине (от устья) при нескольких значениях газового фактора R (они должны быть больше природного газового фактора R0) и одинаковом устьевом давлении



Ввод газа в НКТ осуществляется через специальное приспособление (рабочий клапан). При истечении газа из кольцевого пространства в НКТ за счет сопротивлений в клапане происходит снижение давления на р_кл. Поэтому давление р_к подаваемого газа у устья скважины в кольцевом пространстве определяется суммой p_к = p₁ + p_кл + p_г + р_тр, где pг -- приращение давления за счет массы столба газа в кольцевом пространстве; pтр -- потери давления, вызванные сопротивлениями на трение, возникающими при движении подаваемого газа от устья до места его ввода в трубы.

Для высокодебитных газлифтных скважин целесообразно произвести расчет, исходя из условия, что газ подается в центральные трубы, а смесь поднимается по кольцевому пространству. Порядок расчета остается таким же, но при использовании уравнения движения смеси, когда рассчитывается плотность смеси, за диаметр трубы принимается сумма D+d0 (D -- внутренний диаметр обсадной колонны, d0 -- внешний диаметр НКТ).

При расчете сопротивлений на трение за эквивалентный диаметр принимается разность D -- d0.

Расчеты могут показать, что можно обеспечить потребное количество подаваемого газа, но не давление рк. В этом случае ограничивается максимально возможное давление у устья в кольцевом пространстве.

Выбор режима эксплуатации газлифтной скважины должен производиться в зависимости от условий (ограничений) задачи. Такими ограничениями являются:

1) количество нагнетаемого газа (независимо от давления нагнетания),

2) давление нагнетания (независимо от расхода газа);

3) давление и максимальное допустимое количество нагнетаемого газа;

4) минимальное допустимое (или заданное) противодавление на устье скважины.

Следует отметить, что высота подъема смеси в ряде случаев может быть увеличена за счет роста истинной газонасыщенности, если применять трубы меньшего диаметра. Однако при этом несколько возрастут сопротивления на трение. В связи с этим для окончательного выбора режима работы газлифтной скважины необходимо расчеты производить для нескольких диаметров труб.

12. Технологический режим работы УСШН

Скважинные штанговые насосы (СШН) представляют собой вертикальную конструкцию одинарного действия с шариковыми клапанами, неподвижным цилиндром и металлическим плунжером. Предназначены для откачивания из нефтяных скважин жидкости, имеющей следующие показатели: температуру не более 453 К (130 С), обводненность не более 99% по объему, вязкость не более 0,3 Па с, минерализацию воды до 10 г/л, содержание механических примесей до 3,5 г/л, объемное содержание свободного газа на приеме насоса не более 25%, сероводорода не более 50 мг/л и концентрацию ионов водорода рН = 4,2-8.

После спуска скважинного насоса, проверки герметичности труб и правильности посадки конуса, необходимо выбрать запас длины хода в соответствии с характеристикой насоса, затем соединить последнюю штангу с подвеской балансира и дать ход станку-качалке.

Посадка плунжера определяется динамометрированием. В процессе эксплуатации установок следует систематически контролировать фактическую подачу, состояние подземного оборудования (насоса, труб, штанг) и динамического уровня в скважине динамометрированием. Снижение дебита допускается до минимальной величины коэффицента подачи, установленной отдельно для каждой скважины. Снижение подачи более, чем на одну треть или полное прекращение подачи служит основанием для подъема насоса из скважины.

Дата спуска и подъема насоса, параметры его работы, причина подъема заносятся в его паспорт.

Подачей установки скважинного штангового насоса называется количество жидкости, подаваемое в единицу времени. Условная теоретическая подача (м/сут) насосной установки по длине хода устьевого штока выражается следующим образом;

Q = 1440* F* S* n,

где F - площадь сечения плунжера, м; S - длина хода устьевого штока, м; n - число ходов в минуту.

Отношении фактической подачи к теоретической называется коэффицентом подачи насоса.

Отношение фактического объема, поступившей в цилиндр насоса жидкости к геометрическому объему, описанному плунжером при его ходе вверх, называется коэффицентом наполнения насоса.

Длина полезного хода плунжера - при подсчетах теоретической подачи УСШН длину хода плунжера принимают равной перемещению точки подвеса устьевого штока, замеренному на поверхности. В действительности длина хода плунжера в цилиндре бывает меньше за счет упругих деформаций насосных штанг и труб.

Также при работе УСШН следует учитывать коэффицент сепарации газа у приема насоса, давление на выходе насоса, потери давления в клапанных узлах и производить расчет утечек в зазоре плунжерной пары.

В зависимости от характеристики скважины, дебита, свойств откачиваемой жидкости и высоты её подъема подбирается тип штангового насоса, защитные приспособления (газовый якорь, хвостовик и т. д.), устанавливается глубина его подвески и режим работы. Последний характеризуется длиной хода устьевого штока, диаметром насоса и числом качаний балансира. Подбирается конструкция НКТ и штанг.

Глубина насоса и, следовательно, давление на его приеме должны быть с одной стороны, достаточными для обеспечения высоких коэффицентов наполнения, с другой - по возможности минимальными для предотвращения чрезмерного роста нагрузок на штанги и станок-качалку, а также увеличения затрат на оборудование и подземный ремонт.

Необходимое давление на приеме СШН зависит в первую очередь, от содержания свободного газа в потоке откачиваемой газожидкостной смеси. Если свободного газа в откачиваемой жидкости мало, что наблюдается, например, при высокой (> 80%) обводненности жидкости, или низком газовом факторе, то необходимое давление на приеме насоса обусловлено, в первую очередь, гидравлическими потерями во всасывающем клапане. Согласно практическим рекомендациям для этого случая при дебите скважины менее 100 м / сут и вязкости жидкости более 0,0001 м/c СШН может быть погружен под динамический уровень на глубину 20-60 м, что соответствует давлению на приеме насоса примерно 0,15-0,5 МПа. При значительном содержании свободного газа в откачиваемой смеси сложно заранее обосновать оптимальное давление на приеме насоса. На основании опыта эксплуатации скважин, оборудованных СШН, для месторождении каждого нефтяного района устанавливают конкретные пределы оптимального давления на приеме насоса.

При компоновке УСШН рекомендуется проводить расчеты для нескольких различных глубин насоса. Для этого по результатам исследования строятся кривые распределения давления по стволу скважины и в колонне НКТ, по которым определяется, соответсвующая выбранному.

Диаметр насоса должен обеспечивать ожидаемый отбор жидкости из скважины при коэффиценте подачи, установленном технологическом режимом. Повышение подачи насоса при формированном отборе достигается, прежде всего, увеличением длины хода плунжера, затем числа качании и лишь в п оследнюю очередь - диаметра насоса.

При откачке высоковязкой жидкости для снижения гидродинамического трения штанг целесообразно выбирать НКТ с условным диаметром. В зависимости от конкретных условий можно использовать трубы гладкие или с высаженными наружу концами из стали группы прочности Д или К, а также футерованные НКТ.

Диаметр насоса и режим откачки жидкости можно выбирать по диаграммам, номограммам, графикам и расчетным путем.

Режим эксплуатации насосных скважин по диаграммам и номограммам можно установить лишь при известных дебите, глубине спуска насоса и свойствах откачиваемой жидкости. Однако установленный этим путем режим является предварительным, который в последующем уточняется замером подачи и уровня жидкости и динамометрированием.

Для систем контроля за технологическим режимом эксплуатации необходимо проводить по каждой скважине замер дебита не менее 3-4 раз в месяц, отбивку динамического и статического уровней 2-3 раза в год и ежемесячное динамометрирование. Для контроля за содержанием воды в добываемой продукции следует 3-4 раза в месяц отбирать устьевые пробы.

13. Технологический режим работы УПЦЭН

Электроценробежный насос применяется добычи нефти, воды, закачки воды в пласт для раздельной эксплуатации двух пластов и т.д. Имеется опыт эксплуатации безтрубных, ЭЦН, спускаемых в скважину на кабеле. При подъёме жидкости по эксплуатационной колонне в нефти не должно быть большого содержания механических примесей и парафина. Эксплуатация электроцентробежных, насосов и буровых установок на одной подстанции-фидере не допустима.

Принцип действия установки:

1) электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинается вращаться вал двигателя и насоса;

2) во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленном на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась обратно из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливается сливной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.

Производительность ЭЦН колеблется от 20 до 1000 м³/сут., а напор от 1400 до 3000 м. Обычно в 146-мм эксплуатационной колонне применяется насос производительностью от 20 до 100 м³./сут., и напором 1200-1600 м. При увеличении напора дебит уменьшается, и наоборот. Поэтому надо подбирать установку так, чтобы КПД был 0,55. При большом содержании газа в скважине ЭЦН спускается на 300-350 м ниже динамического уровня или устанавливается газосепаратор.



Принципиальная схема УЭЦН 1 - автотрансформатор; 2 - станция управления; 3 - кабельный барабан; 4 - оборудование устья скважины; 5 - колонна НКТ; 6 - бронированный электрический кабель; 7 - зажимы для кабеля; 8 - погружной многоступенчатый центробежный насос; 9 - приемная сетка насоса; 10 - обратный клапан; 11 - сливной клапан; 12 - узел гидрозащиты (протектор); 13 - погружной электродвигатель; 14 - компенсатор

14. Конструкция газопесочных якорей

Вспомогательное оборудование ствола скважин предназначено для обеспечения работоспособности штанговых насосных установок при большом содержании свободного газа и песка в откачиваемой жидкости.

Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре насоса уменьшается доля объема, занятая откачиваемой жидкостью, и, соответственно, уменьшается дебит скважины. Уменьшить количество газа, попадающего в штанговый насос, позволяет применение специальных устройств, называемых газовыми якорями. Работа газовых якорей основывается на различных принципах (гравитационного разделения, центрифугирования и т.д.).

В качестве примера рассмотрим работу обычного однокорпусного газового якоря (рис.). Газожидкостная смесь заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. В кольцевом пространстве жидкость движется вниз, а пузырьки газа 3 под действием архимедовой силы стремятся всплыть вверх. Размеры газового якоря рассчитаны таким образом, что скорость всплытия большей части пузырьков была выше, чем нисходящая скорость жидкости. Поэтому из кольцевого пространства газовые пузырьки уходят вверх, а жидкость с небольшим остаточным газосодержанием через отверстия 5 поступает в центральную трубу 2 и далее в цилиндр насоса.

Одним из эффективных средств для ограничения попадания песка и мехпримесей в насосы является специальное приспособление, называемое песочным якорем. В обоих типах якорей - прямом (рис. 15.1 б) и обращенном (рис.15.1 в) - для очистки используются силы инерции: после поворота жидкости на 180° частицы песка и мехпримесей продолжают свое движение вниз. Очищенная же жидкость через всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. По мере заполнения корпуса якоря песком устройство извлекают на поверхность и очищают.



Схема газопесочных якорей а) обычный однокорпусный газовый якорь; б) прямой песочный якорь; в) обращенный газовый якорь

15. Устройства для борьбы с отложениями парафина

Борьба с отложениями парафина в скважинах осуществляется следующим образом:

1) Оборудование, штанг пластинчатыми металлическими скребками длиной 150 - 200 мм, изготовленных, из стали 2,5-3 мм. Ширина скребков на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. Расстояние между скребками на штангах, устанавливается немного меньше, чем длина хода полированного штока.

2) Распространенным методом является очистка парафина прокачкой горячей нефтью (100-120 град. C) в объеме 20-25 м³. без остановки скважины через затрубное пространство. Также методом удаления парафина является закачка острого пара (300 ^оС) в затрубное пространство при обязательно работающей скважине.

3) В последнее время распространенным методом является использование АДП (агрегат депарафинизационный), а также с помощью ингибиторов парафиноотложений, которые дозируются в затрубное пространство. Можно применять закачку раствора жидких легких фракций углеводородов.

4) Методом борьбы с отложением парафина является также спуск НКТ остеклованных, эмалированных, покрытых эпоксидными смолами и т.д.

5) Механические методы:

а) металлические скребки, спускаемые на проволоке в лифты фонтанных скважин через лубрикатор;

б) замена запарафиненных НКТ или подъем их из скважин для очистки от парафина с помощью ППУ, пропарочных, камер, стационарных, стелажей вблизи котельной и т. д.

16. Схема промывки песчаной пробки

Для реализации этого способа в скважину опускают колонну промывочных труб, а у устья скважины размещают насосы, резервуары с промывочной жидкостью и другое оборудование, необходимое для промывки по одному из следующих способов: прямой, обратной, комбинированной или непрерывной.

Расположение оборудования у устья скважины, эксплуатирующейся, например, штанговым скважинным насосом, может быть следующим: подъемник устанавливают, как обычно при СПО, - напротив СК, не более чем в 10 м от устья скважины так, чтобы его кабина не была обращена к устью. Позади агрегата может быть расположена емкость для промывочной жидкости или автоцистерна.

Промывочная жидкость, поступающая из скважины, может непосредственно направляться в промысловую канализацию либо в специальную емкость, располагаемую рядом с устьем.

Промывочную жидкость выбирают исходя из индивидуальных особенностей скважины: безводные нефтяные скважины целесообразно промывать только чистой нефтью, поскольку применение воды приводит к осложнениям при последующей эксплуатации; скважины с повышенным пластовым давлением промывают раствором или соленой водой, плотность которых исключает фонтанирование или выбросы. В процессе промывки скважин необходимо следить за удельным весом промывочной жидкости и в случае его уменьшения, на пример аэрации - сменить жидкость. Скважины, не склонные к фонтанированию или выбросам, промывают технической или пластовой водой. Скважины с низким пластовым давлением, склонные к поглощению, целесообразно промывать аэрированной жидкостью.

В качестве промывочных труб используют НКТ, тип и диаметр которых выбирают в зависимости от конструкции скважины. Если промывочные трубы спускают ниже башмака первого ряда труб, то целесообразно использовать муфты с увеличенной фаской, что позволяет избежать ударов о башмак при подъеме колонны.

Для повышения эффективности процесса разрушения пробки на башмак промывочной колонны навинчивают наконечники, имеющие вид торцевой фрезы или накосо срезанного патрубка.

Прямую промывку осуществляют подачей промывочной жидкости к пробке через спущенную в скважину колонну промывочных труб. При этом материалы, составляющие размываемую пробку, выносятся на поверхность по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб.

Колонну труб привинчивают к вертлюгу, который, в свою очередь, подвешивают на крюк талевой системы. Вертлюг соединяют гибким шлангом со стояком, к которому от насоса подводится промывочная жидкость.

Прямая промывка наиболее эффективна при удалении крепких пробок. Ее недостатком является необходимость обеспечения значительного расхода промывочной жидкости, так как подъем жидкости происходит по кольцевому пространству, площадь поперечного сечения которого велика, а следовательно, скорость подъема жидкости незначительна. Для эффективного удаления песка необходимо, чтобы скорость подъема жидкости превышала скорость падения частиц песка в жидкости. Последовательность операций при прямой промывке следующая.

При подготовительных работах у устья скважины устанавливают агрегат подземного ремонта (или оснащают стационарную эксплуатационную вышку талевой системой), монтируют стояк, устанавливают промывочный агрегат, технологические емкости, оборудуют устье скважины головкой, соединяют трубопроводами все узлы и агрегаты.

После этого спускают колонну промывочных труб таким образом, чтобы насадка, установленная в их нижней части, находилась не выше 10 м от начала пробки. Далее соединяют колонну труб с вертлюгом и включают насос промывочного агрегата. После создания циркуляции промывочной жидкости, т.е. появления потока жидкости из трубопровода, соединенного с кольцевым пространством между эксплуатационной и колонной промывочных труб, начинают с помощью подъемника опускать в скважину колонну промывочных труб. Спуск проводят на минимальной скорости, следя за тем, чтобы колонна промывочных труб не встала на пробку, и одновременно следят за показаниями манометра, установленного на нагнетательной линии промывочного насоса.

Основная задача бригады подземного ремонта при промывке пробки - обеспечение такой скорости погружения колонны промывочных труб, чтобы, с одной стороны, быстро удалить пробку, а с другой - не допустить засорения наконечника промывочной колонны. Признак засорения наконечника - резкое повышение давления на выкиде промывочного насоса. При этом необходимо, не останавливая насоса, т.е., не прекращая циркуляции промывочной жидкости, приподняв колонну промывочных труб на 0.5 -1 ми удерживать ее на этой высоте до тех пор, пока не восстановится нормальное давление.

Если наконечник забит настолько плотно, что его не удается промыть потоком жидкости, подаваемой насосным агрегатом, циркуляцию прекращают, отсоединяют вертлюг от колонны промывочных труб и поднимают ее на поверхность, где и прочищают насадку. Затем спускают в скважину колонну промывочных труб, соединяют ее с вертлюгом и продолжают промывку. При нормальном ходе размыва пробки промывку ведет до тех пор, пока вертлюг не опустится в нижнее положение. После этого промывку скважины продолжают до тех пор, пока весь песок, находящийся во взвешенном состоянии в кольцевом пространстве между НКТ и промывочными трубами, не будет вынесен на поверхность. В противном случае в период остановки промывочного насоса этот песок осядет вниз, что может привести к прихвату колонны промывочных труб.

Продолжительность полного удаления песка определяют исходя из расчета или же контролируя степень загрязненности промывочной жидкости, вытекающей из скважины. После промывки насос останавливают или, управляя задвижками, направляют поток из нагнетательного патрубка в амбар, после чего поднимают промывочные трубы из скважины на высоту промывочного колена, подставляют под муфту элеватор, отвинчивают колено и либо отводят его в шурф, либо укладывают на мостки. В результате крюк талевой системы освобождается, на него накидывают штропы элеватора и, подняв с мостков очередную трубу, подводят ее к устью скважины. После свинчивания трубы с колонных промывочных труб освобождают элеватор, на который она опиралась, и опускают колонну на длину трубы до тех пор, пока элеватор не сядет на тройник. С крюка снимают штропы элеватора, крюк оттягивают к вертлюгу и набрасывают на него серьгу вертлюга. После подъема вертлюга с промывочным коленом его соединяют с колонной промывочных труб, поднимают колонну и освобождают элеватор. Далее включают насос или открывают соответствующие задвижки в линии, восстанавливают циркуляцию и продолжают промывку.

Аналогичным образом, постепенно промывая и наращивая промывочную колонну, продолжают промывку пробки на всей ее длине.

В тех случаях, когда ожидается выброс или фонтанирование скважины, в схему обвязки вводят предохранительную задвижку со специальным фланцем, устанавливаемыми ниже вертлюга.

17. Технические средства для исследования скважин перед капитальным ремонтом

Перед проведением ремонта скважины необходимо провести исследования для определения создания плана работ по ликвидации аварии. После тщательного обследования состояния эксплуатационной колонны и положения упавших в скважину труб или других предметов, приступают к спуску ловильного инструмента.

Исследование скважин - комплекс работ по:

- установлению интенсивности притока жидкости из пласта в скважину;

- определению места поступления воды, притока жидкостей и газов через нарушения в эксплуатационной колонне;

- отбору глубинных проб нефти;

- измерению давлений и температур по стволу скважины, глубины и колебаний уровней;

- контролю за техническим состоянием обсадной колонны и цементного кольца и др.

Независимо от целей ремонта необходимо определить глубину фактического (текущего) забоя, для чего в скважину спускаются НКТ с замером, промывается забой.

Геофизические исследования

Геофизические исследования выполняются геофизическими или другими специализированными организациями по договорам, заключаемым с нефтегазодобывающими предприятиями, и проводятся в присутствии заказчика.

Комплекс геофизических исследований в зависимости от категории скважин, условий проведения измерений и решаемых задач, а также оформление заявок на проведение работ, актов о готовности скважин, заключения по комплексу исследований.

Комплекс исследований должен включать все основные методы. Целесообразность применения дополнительных методов должна быть обоснована промыслово-геофизическим предприятием. Комплексы методов исследований уточняют в зависимости от конкретных геолого-технических условий по взаимно согласованному плану между геофизической и промыслово-геологической службами.

Гидродинамические исследования

Работы проводятся в соответствии с планом, утвержденным главным инженером и главным геологом предприятия и согласованным с противофонтанной службой.

Работы по КРС должны начинаться с гидродинамических исследований в скважинах.

Выявление обводнившихся интервалов пласта или пропластков производят гидродинамическими методами в комплексе с геофизическими исследованиями при селективном испытании этих интервалов на приток с использованием двух пакеров (сверху и снизу)

РИР при КРС.

Изоляционные работы, проводимые при восстановлении скважин, преследуют разнообразные цели.

Первое, основное их назначение, исправление негерметичного цементного кольца с целью изоляции посторонней воды, поступающей к фильтру из нижележащих или вышележащих пластов.

Второе назначение изоляционных работ состоит в том, чтобы устранить в эксплуатационной колонне дефекты, которые могут ье только обусловить поступление воды в ствол, но и явиться причиной нарушения нормальной эксплуатации скважины.

Третье назначение изоляционных работ--изоляция существующего фильтра скважины при возврате скважины на вышележащий или нижележащий пласт. При возврате на вышележащий пласт существующий фильтр изолируют установкой искусственной пробки (обычно цементной) в интервале между верхними отверстиями существующего фильтра скважины и подошвой пласта, на который скважина возвращается. При возврате скважины на нижележащий горизонт существующий фильтр изолируют путем цементирования или с помощью дополнительной колонны-летучки.

Для изоляционных работ в скважинах применяют тампонажный цемент с различными добавками, улучшающими его свойства, пластические массы и некоторые другие вещества. Изоляционные работы с применением различных видов цемента называются цементированием.

Основное назначение РИР - обеспечение оптимальных условий работы продуктивного пласта (или нескольких пластов) для достижения, запланированного (максимального) извлечения запасов нефти.

По номенклатуре РИР относятся к работам по капитальному ремонту скважин (КРС) и, как все ремонтные работы, проводимые в скважинах, являются одним из основных средств реализации проектов разработки нефтяных месторождений.

B зависимости от цели все РИР делятся на следующие виды:

1. Отключение отдельных обводненных (выработанных) интервалов пласта в нефтяных скважинах, независимо от их местоположения по толщине и характера обводнения (подошвенная вода, контурная, закачиваемая). Регулирование закачки воды по толщине заводняемых пластов в нагнетательных скважинах.

Необходимость проведения работ этого вида обусловливается неоднородным строением и неравномерными выработкой и обводнением продуктивных пластов по толщине. Работы проводят в слоистых пластах. Для обеспечения нормальных условий их выработки по всей толщине»

2. Исправление негерметичного цементного кольца (в том числе ликвидация межпластовых перетоков),

Необходимость проведения этого вида РИР обусловлена несоответствием качества цементирования обсадной колонны условиям эксплуатации скважины и является как следствием получения негерметичного цементного кольца и разрушения его в процессе эксплуатации скважины.

3.Отключение отдельных пластов. Необходимость проведения данного вида РИР возникает в нефтяных и нагнетательных скважинах, одновременно эксплуатирующих несколько пластов. Различие в геологическом строении пластов (толщина, коллекторские свойства) обусловливает разновременность их выработки (обводнения) и, следовательно, необходимость отключения каждого выработанного (обводненного) пласта с целью обеспечения нормальных условий выработки остальных.

4.Ликвидация нарушений обсадных колонн. Необходимость в проведении этих работ обусловлена нарушением герметичности обсадной колонны вследствие несоответствия конструкции скважины условиям ее эксплуатации: цементирование обсадной колонны не по всей длине, использование для заводнения сточных вод, повышение давления нагнетания и пластового давления и т.д.

5. Наращивание (доподъем) цементного кольца за обсадной колонной и кондуктором.

Необходимость проведения работ в первую очередь диктуется требованиями охраны недр и окружающей среды: предотвращение перетока пластовых и закачиваемых жидкостей из пласта в пласт и выхода их на поверхность.

Иногда эти работы проводят одновременно с ликвидацией нарушений обсадной колонны, которые в основном являются следствием отсутствия цементного кольца за колонной или плохого его качества.

6. Перевод скважин на другие пласты и горизонты, временная консервация и ликвидация скважин. Эти работы осуществляются в соответствии с действующими положениями о порядке перевода скважин на другие горизонты, временной консервации и ликвидации скважин.

Ликвидация скважин к РИР отнесена условно, поскольку в ряде случаев прямого отношения к разработке основного пласта в данной скважине она не имеет. Включение этих работ в основной перечень РИР обусловлено выполнением этих работ бригадами капитального ремонта и использованием методов РИР.

Наладка и изоляция:

· остановка обводненных интервалов, а также некоторых пластов полимерами и цементом;

· восстановление либо наращивание цементного кольца.

Восстановление герметичности эксплуатационной колонны:

· тампонированием;

· установкой пластыря;

· спуском запасной обсадной колонны с меньшим диаметром;

· частичной замены колонны.

К основным методам относятся: установка моста, летучки, пакера; перекрытие интервала перфорации взрывным пакером; создание непроницаемого экрана в призабойной зоне пласта; перекрытие нарушений в цементном кольце и обсадной колонне с помощью тампонажных материалов и т.д.

Учитывая принципиальные различия в механизме закупоривания пористой среды, методы создания непроницаемого экрана делятся на селективные и неселективные.

Каждый метод изоляции, равно как и каждый изоляционный реагент или конструкция разобщающего устройства, имеет свои области более эффективного применения при проведении определенного вида РИР. Вместе с тем каждый из них с успехом может быть применен и при ведении нескольких видов РИР. Так, установкой пакера отключают обводненный пласт, а также интервалы нарушения обсадной колонны. Цементные растворы используют для установки мостов при отключении нижних пластов и их нижних интервалов, для исправления некачественного цементного кольца, ликвидации нарушений обсадной колонны и т.д.

Наконец, каждую операцию РИР, осуществляемую с помощью данного метода, выполняют по определенной технологии. Перечень мероприятий и строгий порядок их проведения обеспечивают достижение поставленной цели.

18. Схема установки обезвоживания нефти

На нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

- термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

- электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

Рис. 1 Технологическая схема термохимической установки обезвоживания нефти 1- сырьевой резервуар; 2 - насос; 3 - теплообменник; 4 - печь; 5 - отстойник; 6 - резервуар

В термохимической установке обезвоживания нефти (рис.1) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры 70°С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания). При меньших температурах нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель. Оптимальной температурой нагрева считается такая, при которой кинематическая вязкость нефтяной эмульсии составляет 4·10^-6 м²/с. Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду. Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод. Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод. Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия-, см. рис.6.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии. Отделившая в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

Наиболее эффективным считается способ обессоливания на электрообессоливающей установке (рис.2). При этом для стабилизации, обводненности нефтяной эмульсии, поступающей в электродегидратор, вводится ступень теплохимического обезвоживания. Сырая нефть I из сырьевого резервуара 1 сырьевым насосом 2 прокачивается через теплообменник 3 и подогреватель 4 и поступает в отстойник 5. Перед сырьевым насосом в сырую нефть вводят деэмульгатор II, поэтому в отстойнике 5 из сырой нефти выделяется, основное количество пластовой воды. Из отстойника 5 нефть с содержанием остаточной воды до 1-2 % направляется в электродегидратор 8. При этом перед электродегидратором в поток нефти вводят пресную воду III и деэмульгатор II, так что перед обессоливанием обводненность нефти в зависимости от содержания солей доводится до 8-15 %. Соли растворяются в пресной воде и после отделения воды от нефти в электродегидраторе нефть становится обессоленной. Сверху электродегидратора 8 выходит обезвоженная и обессоленная нефть, которая, пройдя промежуточную емкость 7, насосом 6 прокачивается через теплообменник 3, подогревая сырую нефть, и направляется в резервуар 9 товарной нефти. Вода IV, отделившаяся от нефти в отстойнике 5 и электродегидраторе 8, направляется на установку по подготовке воды. Товарная нефть V насосом откачивается в магистральный нефтепровод. В современной промысловой технологии применяют однотрубные системы сбора продукции нефтяных скважин, в которых процессы сепарации и последующей подготовки нефти, газа и воды сосредоточены в одном пункте -- центральном пункте сбора и подготовки нефти, газа и воды.

При строительстве установок на центральных пунктах сбора и подготовки нефти и газа используют индустриальные методы строительства, заключающиеся в создании установок в комплектно-блочном исполнении заводского изготовления. Такие установки представляют собой транспортабельные блоки, укомплектованные приборами контроля и регулирования, электрооборудованием и т. д. В настоящее время разработан банк (набор) унифицированных блоков, из которых возможно создавать методом набора в соответствии с конкретными условиями месторождений центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды в любых районах страны.



Рис. 2 Технологическая схема электрообезвоживающей установки.

1 - сырьевой резервуар; 2, 6 - насосы; 3 - теплообменник; 4 - подогреватель; 5 - отстойник; 7 - промежуточная емкость; 8 - электродегидратор; 9 - резервуар готовой нефти

На основе разработанных технических проектов организовано производство центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды из унифицированных блоков. На установку УПН поступает сырая нефть после первой ступени сепарации с давлением до 0,7 МПа, температурой 5-20°С и максимальным содержанием воды 50 %. Сырая нефть поступает в сепаратор на сепарацию при давлении 0,5-0,6 МПа и затем в три параллельно работающих отстойника. Для осуществления предварительного обезвоживания нефти в поток сырой нефти перед сепаратором подаются деэмульгатор и горячая пластовая вода. При этом необходимо обеспечить температуру потока нефти 20-25°С. Поэтому в схеме предусмотрена возможность нагрева сырой нефти перед сепаратором в печах при низкой температуре поступления сырья на установку. Постоянный уровень жидкости в сепараторе поддерживают при помощи регулирующего клапана на выходе нефти из отстойника. Предусмотрено аварийное отключение с помощью электрозадвижки поступления сырой нефти при достижении максимального уровня в сепараторе. Ввод сырой нефти в сепаратор осуществляется по специальному трубопроводу со скоростью, обеспечивающей расслоение газожидкостного потока для создания благоприятных условий отделения газа в сепараторе. Сепаратор устанавливают на постаменте высотой 7,2 м, обеспечивающей проведение процесса водоотделения в отстойнике без выделения газа. Содержание пластовой воды в нефти, уходящей из отстойника, 5-10 %. Основной параметр, определяющий нормальную работу отстойника, - это качество сбрасываемой пластовой воды. Максимальное содержание нефтепродуктов в сбрасываемой воде не должно превышать 40 - 50 мг/м³

Предварительно обезвоженная нефть из отстойника поступает в буферную емкость, где сепарируется при давлении 0,4 МПа и температуре 25 ⁰С, и затем подается насосами в печи и далее в электродегидраторы.

Уровень жидкости в буферной емкости поддерживается постоянным при помощи регулирующего клапана на выкидной линии насосов. В печах поток предварительно обезвоженной нефти нагревается до температуры 35 - 40 ⁰С, обеспечивающей проведение процесса обессоливания. Перед электродегидратором в поток вводится деэмульгатор и пластовая вода.

В электродегидраторах под воздействием электрических переменных полей от нефти отделяется оставшаяся вода вместе с растворенными в ней солями. Давление в электродегидраторе поддерживается 0,7 МПа клапаном на линии выхода нефти из электродегидратора. Такое давление принято из условия возможности подачи горячей пластовой воды, отделяемой от нефти в электродегидраторах, в линию сырой нефти перед сепаратором.

19. Электродегидратор

Электродегидратор (ЭГ) представляет собой горизонтальный цилиндрический аппарат объемом 70 м^3. Внутри аппарат разделен вертикальной перегородкой на 2 секции: секция дегазации и электрохимического обезвоживания и обессоливая (ЭОО). В секции ЭОО в диаметральной плоскости горизонтально расположен сетчатый электрод, подвешенный на изоляторах. На электрод подается переменный ток напряжением 12.5-25 кВ от повышающего трансформатора. Над электрозаряженным трансформатором устанавливается металлическая сетка. Между электродом и сеткой создается переменное электрическое поле.

В электродегидраторах электроды (от 2 до 8 штук) подвешены горизонтально друг над другом и имеют форму прямоугольных рам. Нефтяная эмульсия вводится на 0,7 м ниже расположения электродов, проходит через слой воды (теряя при этом основную массу солёной воды), затем поднимается и последовательно проходит зону слабой напряжённости электрического поля и зону сильной напряжённости (между электродами). В отстойниках нижней зоны (под электродами) вода отстаивается от нефти, верхней зоны (над электродами) -- нефть от воды.

Нефть, смешанная с пресной водой, от смесителя поступает в секцию дегазации. Выделившийся газ сверху секции дегазации выходит из аппарата и поступает на факел низкого давления. Нефть через зазор под перегородкой поступает в секцию электрохимического обезвоживания и обессоливая. В секции электрохимического обезвоживания и обессоливая при температуре 65-70 ^оС и давлении 0,23-0,35 Мпа под действием электрического поля высокого напряжения происходит глубокое обезвоживание и обессоливание нефти. Обезвоженная до содержания воды не более 0,5 % и обессоленная до содержания солей не более 100 мг/дм³ (1 группа) нефть с верха секции осаждения электродегидраторов поступает в буферную емкость для дальнейших этапов подготовки. Вода с низа ЭГ направляется в буферную емкость с водой, для дальнейшей подготовки воды на УППВ.



Схема горизонтального электродегидратора: 1 - электроды; 2 - изоляторы; 3 - клапан вывода чистой нефти; 4 - корпус электродегидратора; 5 - устройство для ввода эмульсии

20. Системы автоматизации нефтяных скважин

Автоматизация скважины, оборудованной погружным электронасосом. Схема автоматизации нефтяной скважины, оборудованной погружным электронасосом (рис. 18.3), предусматривает установку станции управления 2 типа ПГХ 5071 или ПГХ 5072, электроконтактного манометра 4 типа ВЭ-16РБ и отсекателя 1. Эта схема обеспечивает автоматическое отключение электродвигателя погружного насоса (ЭПН) при аварийных случаях, пуск и остановку по команде с групповой установки и индивидуальный самозапуск при перерывах подачи электроэнергии. Кроме того, обеспечивается защита выкидного коллектора при временном фонтанировании. Предусмотрены автоматическое отключение работающей установки при коротких замыканиях и значительных перегрузках электродвигателя (Iср?1,4 Iном), защита с выдержкой времени около 2 мин при перегрузке двигателя по току (Icp?1,2 Iном), минимальная защита путем отключения установки при снижении тока нагрузки ниже 0,85 от силы рабочего тока электродвигателя (при срыве подачи). Обеспечивается непрерывный контроль изоляции для установок в комплекте с повышающим трансформатором при снижении сопротивления изоляции «кабель-- погружной электродвигатель» ниже 30 кОм. С помощью разгруженного отсекателя типа РОМ-1 обеспечивается перекрытие выкидного коллектора при повышении и резком снижении давления (вследствие порыва трубопровода). Для очистки выкидных линий от парафина резиновыми шарами предусмотрена ловушка 3.

Автоматизация скважины, оборудованной штанговым насосом. Схема автоматизации нефтяной скважины, оборудованной станком-качалкой типа СКН, показана на рис. 18.4. Схемой предусмотрено оснащение установки блоком управления 1 типа БУС-2, инерционным магнитным выключателем 2 типа ИМВ-1М, электроконтактным манометром 3 типа ВЭ-1 6РБ и манометром 4 для контроля затрубного давления.



Блок управления БУС-2 обеспечивает взаимосвязанную работу инерционного магнитного выключателя, установленного на балансире станка-качалки, и электроконтактного манометра с технологическим оборудованием глубинно насосной скважины. Системой автоматизации обеспечиваются автоматическое управление электродвигателем станка-качалки в аварийных случаях (при обрыве штанг и поломках редуктора, при токовых перегрузках, коротких замыканиях и обрывах фаз), отключение электродвигателя по импульсу от электроконтактного манометра при аварийных ситуациях на групповой установке и индивидуальный самозапуск станка-качалки после перерыва в снабжении электроэнергией. Грозовая защита осуществляется при помощи разрядников типа РВМ-250.

Предусмотренный в схеме инерционный магнитный выключатель предназначен для автоматического отключения двигателя станка-качалки при обрыве штанг и полированного штока, поломках кривошипно-шатунного механизма и редуктора, срыве станка-качалки с фундамента.

БУС-2 имеет взрывозащищенное исполнение, монтируется в специальном металлическом шкафу и устанавливается вблизи станка-качалки. В блоке не предусмотрено автоматическое управление периодической эксплуатацией малодебитных скважин. Опыт эксплуатации показал, что инерционные магнитные выключатели ИВМ-1М весьма ненадежные устройства автоматической блокировки при аварийных случаях.

Учитывая это, СПКБ объединения «Союзнефтеавтоматика» разработало блок управления БУС-3, который обеспечивает кроме операций, выполняемых БУС-2, следующее: а) программный запуск и остановку силового электропривода при периодической эксплуатации скважин; б) автоматическое отключение силового электропривода при аварийном состоянии скважины (обрыв фаз, токовые перегрузки, обрыв штанг, неисправности глубинного насоса) с помощью анализатора потребляемой мощности электроприводом в функции хода станка-качалки.

21. Схема групповой замерной установки

ГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.

Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м³/сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м³/м³.

Устройство и принцип работы

Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8-12, а иногда и более скважин.

Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.

Схема измерения дебита скважины на групповой установке показана на рис. 1.



Рисунок 1 Схема АГЗУ

Продукция скважин по сборным коллекторам (11), через обратные клапана (11) и линии задвижек (18) поступает в переключатель (1) ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку (28) в сепаратор (5), а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод (12) через задвижку (23).

В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке (17), поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м³/м³ должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.

С помощью регулятора расхода (6) и заслонки (17), соединенной с поплавковым уровнемером (2), обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки (17). При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда (5) через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде (5) на нем установлен предохранительный клапан СППК (4). СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда (5) поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р_тар=Р_{раб.сосуда} 1~1.25).

Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.

Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода (3) и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.

Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.

Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.



22. Автоматизация ДНС и сепарационных установок

Если в системе промыслового сбора нефти и газа недостаточно давления для транспортирования отсепарированной нефти на установки ее подготовки, применяют дожимные насосные станции (ДНС).

Нефть от групповых установок поступает в буферные емкости, в которых поддерживается давление, равное 0,6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газированной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов. Затем с помощью насосов по напорному нефтепроводу она поступает в пункт назначения. В блочных помещениях размещены также насосы для откачки нефти, появляющейся при утечках через сальники насосов и предохранительные клапаны. Отсепарированный газ после буферной емкости направляется на газосборную систему. Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован.

Насосная станция состоит из основного оборудования - магистрального и подпорных насосных агрегатов, включая систему КИПиА, и вспомогательного - системы смазки, охлаждения, вентиляции, сбора и отвода утечек.

В систему автоматики и управления ДНС входят следующие подсистемы: общестанционной автоматики, насосных агрегатов, вспомогательного оборудования и сооружений.

Комплект средств и приборов общестанционной автоматики управления предусматривает:

1) централизованный контроль основных параметров станции, их регистрацию, необходимую сигнализацию и защиту;

2) отключение насосных агрегатов при отклонении параметров от номинальных;

3) регулирование суммарной подачи агрегатов путём дросселирования или перепуска;

4) контроль загазованности или возникновения пожара и выполнения соответствующих функций управления;

5) дистанционный запуск вспомогательных систем и открытие задвижек на технологических трубопроводах.

Подсистема вспомогательного оборудования и сооружений обеспечивает:

1) сигнализацию о неисправности рабочего и резервного агрегатов;

2) автоматический запуск резервного насосного агрегата.

...