ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 299
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
-
Периодическая эксплуатация УЭЦН.
У стандартного способа эксплуатации УЭЦН в непрерывном режиме при всех плюсах есть один большой минус–невозможность эффективно изменять производительность установки без проведения ТРС. Применяемое для этой цели дросселирование снижает КПД УЭЦН, в результате чего повышаются затраты на потребление электроэнергии.В свою очередь, главный недостаток периодической эксплуатации УЭЦН состоит в снижении объемов добываемой продукции при переводе с непрерывной эксплуатации. Снижение связано с увеличением среднеинтегрального динамического уровня пластовой жидкости над приемом насоса, уменьшением депрессии на пласт и сокращением притока пластовой жидкости в скважину. ЦЭС представляет собой способ механизированной добычи нефти с помощью УЭЦН с регулируемым приводом на основе преобразователя частоты (ПЧ), при котором циклическую откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине. В скважины с притоком флюида из пласта от 5 до30 м3/сут спускается УЭЦН производительностью ,превышающей приток (от 100 м3/сут и выше).Периоды откачки жидкости из скважины (максимум 10 минут) чередуются с периодами накопления жидкости(максимум 20 минут).Таким образом, ЦЭС представляет собой комбинацию периодической эксплуатации скважин УЭЦН и непрерывной эксплуатации скважин УЭЦН с регули- руемым приводом. При этом с технической точки зрения от известных способов эксплуатации скважин ЦЭС отличается прежде всего регулированием производительности добывающей установки путем изменения соотношения продолжительности откачки жид- кости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине (и развиваемого ею давления) изменением скорости вращения насоса. Во-вторых, все элементы установки работают в кратковременном или циклическом кратковременном режиме, при котором времени работы недостаточно для достижения теплового равновесия с охлаждающей средой. НАРАБОТКА ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ЦЭС При неоднократных перезапусках УЭЦН НнО оборудования сокращается по причине увеличения частоты воздействия ударных пусковых перегрузок. Как следствие, увеличивается себестоимость добычи нефти. В рамках технологии ЦЭС ударные пусковые перегрузки устраняются за счет «мягкого» безударного пуска УЭЦН при помощи ПЧ. В ходе испытаний УЭЦН запускали более 20 тыс. раз за 600 суток, что не при- водило ни к каким негативным последствиям. В за счет малой величины коэффициента загрузки оборудования. Уменьшение скорости износа ЭЦН объясняется тем, что при ЦЭС, так же как и при периодической эксплуатации скважин, насос работает только часть календарного времени эксплуатации, а в остальное время бездействует и, следовательно, не изнашивается. Кратность увеличения НнО по износу насоса при ЦЭС равна отношению периода эксплуатации ко времени работы УЭЦН, т.е. величине, обратной коэффициенту загрузки оборудования. Смысл технологии циклического заводнения-увеличение упругого запаса пласт.системы(упругий запас—кол-во жидкости, которое которое можно добыть из пласта определенного размера при заданном перепаде давлений между нач. и текущим) за счет переодического повышения и снижения давления нагн.воды. В соответствии с теорией упругого режима перераспределение пластового давления происходит быстрее в высокопроницаемых пропластках и трещинах. В полуцикл повышения давления нагнетания вода из высокопроницаемых зон внедряется в низкопроницаемые области пласта. В полуцикл цикле снижения давления вода удерживается каппилярными силами в низкопроницаемых породах, а нефть из малопроницаемых пропластков перетекает в высокопроницаемые пропласткии трещины, поскольку в них происходит быстрее как повышение так и снижение давления. Перетоки нефти из низкопроницаемых пород в высокопроницаемые области пласта при циклическом воздействии способствует общему увеличению нефтеотдачи.
-
Ликвидация скважин.
Ликвидация скважин - это полное списание скважины со счетов вследствие невозможности использовать ее по техническим или геологическим причинам для продолжения ее бурения или эксплуатации. Скважины, подлежащие ликвидации, могут быть не закончены бурением или находившиеся в эксплуатации.
Ликвидация скважин проводится в соответствии с Положением о порядке ликвидации скважин и списании затрат на их сооружение. Работы по ликвидации скважин, находящихся на балансе НГДУ, производят бригады по капитальному ремонту скважин.
Наиболее частые основания для завершения работы:
-
Авария сложного характера, в результате исследования последствий которой было официально доказано, что устранить их нельзя. -
Невозможность разработки скважины для новых целей: к примеру, ликвидация нефтяных скважин может понадобиться при отсутствии возможности вернуться на более высокий продуктивный горизонт, использовать ее в качестве нагнетательной разновидности или для анализа пластов. -
Полное отсутствие полезных ресурсов, при этом возможности углубить скважину, вернуться на другой слой не имеется. -
Высокий уровень содержания пластовых вод, убрать которые нельзя по технологическим особенностям. -
Низкорентабельный дебит, возникший вследствие неумеренной откачки полезных веществ и истощения скважины. -
Отсутствие или прекращение должного уровня приемистости.
Согласно технологии ликвидации, комплекс работ включает в себя промывку и очистку ствола, установку моста из цементного состава, опрессовку и проверку герметичности места между колонной и пластами. В ряде случаев обсадные колонны вынимаются на поверхность. В качестве условий, требующих извлечения, обычно выступают отсутствующие залежи газа, минеральных вод, которые могут попасть в пласты с пресной водой и испортить ее. После того как ликвидация скважины будет завершена, на ее устье ставят репер, где обозначается порядковый номер, название месторождения и наименование компании, занимавшейся разработкой.
-
Кислотные обработки прискважинной зоны пласта. Виды, технологии проведения.
Кислотные обработки связаны с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот, которые 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 кислотных обработок применяют водные растворы соляной, плавиковой, уксусной, серной и угольной кислоты.
Солянокислотные обработки являются основным способом очистки карбонатных коллекторов, т. к. соляная кислота хорошо растворяет известняки и доломиты, увеличивая проницаемость призабойной зоны. Смысл кислотной обработки заключается в том, что кислота проникает в поры пласта, растворяет часть примесей, которыми они забиты, другую часть «подвешивает» в раствор и выносит обратно. Ее выполняют периодически: ежемесячно, ежеквартально, раз в полгода и т.д., в зависимости от того, насколько быстро мехпримеси накапливаются в призабойной зоне пласта. Отличительной особенностью российского рынка кислотных обработок является его крайняя ограниченность для сервисных компаний, поскольку российские нефтяники предпочитают проводить эти обработки самостоятельно, при помощи своих подразделений.
Хотя для проведения простой кислотной обработки нужна только кислота и желание, при этом даже необязательно глушить скважину, без серьезного подхода к ее проектированию эффективность оставляет желать лучшего. При этом в области кислотных обработок наработано множество технологий и специальных реагентов, позволяющих вести обработку осмысленно и добиваться высокой эффективности, среди которых самоотклоняющиеся кислотные системы, специальные добавки для снижения обводненности продукции, растворители буровых растворов, технологии кислотной обработки с применением колтюбинга и т.д.
Соляная кислота HCL растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты), слагающие продуктивные пласты, а также привнесенные в пласт загрязняющие в пласт загрязняющие частицы.
При этом протекают следующие химические реакции:
CaCO3 + 2HCL= CaCL2 + H2O + CO2
CaMg(CO3 )2 + 4HCL= CaCL2 + MgCL2+ 2H2O + 2CO2
Полученные в результате реакции хлористый кальций CaCL2 и хлористый магний MgCL2 хорошо растворяются в воде и легко удаляются вместе с продукцией скважины, образуя новые пустоты и каналы.
Плавиковая кислота HF в смеси с соляной предназначается для воздействия на песчаники, а также для удаления глинистого раствора, попавшего в поры пласта во время бурения или глушения скважины.
-
Причины и технологии консервации скважин.
Консервация скважин может производится в процессе строительства, после его окончания и в процессе эксплуатации. При консервации до 1 года: глушат скважину, Р ст.ж.=1,1-1,15Р пл. Ствол скважины заполнить нейтральной жидкостью, исключающей коррозионное воздействие на колонну и обеспечивающей сохранение коллекторских свойств продуктивного горизонта и необходимое противодавление на пласт. Верхнюю часть скважины заполнить незамерзающей жидкостью. При консервации скважины более чем на год устанавливает цементный мост с подъемом цемента на 5 м выше кровли прод.пласта. Консервация скважин в процессе строительства производится в случаях:
а) консервации части ствола скважин, защищенного обсадной колонной, при сезонном характере работ - на срок до продолжения строительства; б) разрушения подъездных путей в результате стихийных бедствий - на срок, необходимый для их восстановления; в) несоответствия фактических геолого-технических условий проектным - на срок до уточнения проектных показателей и составления нового технического проекта строительства скважин; г) при строительстве скважин кустовым способом
Консервация скважины в процессе эксплуатации. Подлежат: а) эксплуатационные скважины на нефтяных и газовых месторождениях после того, как величина пластового давления в них достигает давления насыщения или начала конденсации, — на срок до восстановления пластовых давлений, позволяющих вести их дальнейшую эксплуатацию. б) добывающие скважины в случае прорыва газа, газовых шапок к забоям - на срок до выравнивания газонефтяного контакта; в) добывающие скважины при снижении дебитов до величин, предусмотренных проектом (технической схемой), а также нагнетательные скважины при снижении приемистости - на срок до организации их перевода или приобщения другого горизонта г) эксплуатационные и нагнетательные скважины в случае прорыва пластовых или закачиваемых вод - на срок до проведения работ по изоляции. д) скважины, эксплуатация которых экономически неэффективна, но может стать эффективной при изменении цены на нефть (газ, конденсат и т.п.) или изменении системы налогообложения, если временная консервация, по заключению научно-исследовательской организации, не нарушает процесса разработки месторождения; е) эксплуатационные скважины, эксплуатация которых прекращена по требованию государственных органов надзора и контроля на срок до проведения необходимых мероприятий по охране недр, окружающей среды и т.п. Схема обвязки устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения из скважины НКТ устанавливаются проектной документацией на консервацию скважины. В скважинах, эксплуатирующих два и более горизонта с разными пластовыми давлениями, следует провести необходимые разобщения этих горизонтов.
-
Глушение скважин, технология, область применения
Под глушением скважины понимается комплекс работ по замене скважинной жидкости на жидкость глушения, направленных на прекращение притока жидкости из пласта.При глушении скважины основной задачей является выбор жидкости глушения и ее физические и химические параметры. Жидкость глушения должна обеспечить надежное противодавление на продуктивный пласт, не допускающее появление нефтегазоводопроявлений и сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта с целью последующего быстрого освоения. Основными компонентами жидкости глушения являются:
- соли – для снижения интенсивности набухания глин;
- полимеры и гидрофобизирующие ПАВ – повышение вязкости и снижение фазовой проницаемости по воде для предотвращения поглощения жидкости;
- твердая дисперсная кислоторастворимая фаза (напр. Мел)– тоже, только для высокопроницаемых коллекторов.
- ингибиторы коррозии и ингибиторы солеотложения.
Плотностью жидкости подбирается таким образом, чтобы забойное давление на 5-10% превышало пластовое.
Глушение скважин может производиться прямым и обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в затрубное пространство.
Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с
Признаком окончания глушения скважины является соответствие плотности жидкости, выходящей из скважины плотности жидкости глушения, при этом объем прокаченной жидкости глушения должен быть не менее расчетной величины.