Файл: Модуль 3 Скважинная добыча нефти Способы регулирования подачи и напора уэцн.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 136
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
22) .Основные причины выхода из строя УЭЦН и методы борьбы с ними.
Влияние газа:
Борьба – 1) изменение глубины погружения насоса под динамический уровень; 2) установка газосепараторов на приеме насоса; 3) установка диспергаторов (для размельчения больших пузырьков газа и равномерного их распределения по потоку); 4) установка газовых якорей.
Отложение АСПО и солей:
Борьба – 1) скребкование; 2) применение химреагентов; 3) трубы с внутренним покрытием; 4) применение греющих кабелей.
Негерметичность НКТ:
Для предотвращения негерметичности НКТ необходимо производить опрессовку лифта после подземного ремонта и не допускать развития коррозии путем применения ингибиторов и своевременным проведением ремонта.
Замерзание обратного клапана.
Мехповреждения кабеля, брак кабеля.
Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН являются АСПО, отложения солей, наличие в продукции скважин механических примесей, кривизны ствола скважин, высокая вязкость продукции, образование стойких водонефтяных эмульсий, а в ряде случаев коррозионная активной среды.
Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в наземном и подземном оборудовании и т.д.
Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки подъемных труб, арматуры и трубопроводов уменьшают (а некоторых случаях полностью прекрывают) проходное сечение, создавая дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого, дебит жидкости уменьшается вплоть до полного прекращения подачи установки. К тому же значительное снижение производительности может привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.
В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.
Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата, снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут послужить причиной аварий связанных с падением оборудования на забой скважин.
Повышенная вязкость продукции, образование стойких, высоковязких водонефтяных эмульсий снижает производительность и КПД ЦБН и наряду с ростом энергозатрат на подъем продукции из скважин может послужить причиной перегрева ПЭДа и преждевременному выходу из строя УЭЦН.
На интенсивность дюрмирования АСПО в значительной степени влияет дебит и обводненность скважин.
23) Этапы проведения, назначение, технологии проведения ГРП
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, 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 их 1-4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
Этапы проведения:
При проведении ГРП выделяется 5 этапов:
1. Опрессовка линии высокого давления на 70 МПа, калибровка предохранительного клапана
2. Мини-разрыв пласта с помощью закачки в пласт небольшого кол-ва жидкости разрыва 10-12 м3 под давлением порядка 65МПа, после чего скважина закрывается на устье и отслеживается изменение давления. На основании полученных определяется эффективность жидкости разрыва, механические с-ва породы и корректируются технологические параметры основного ГРП (давления расходы, концентрации).
3. Создание трещины. Расход жидкости поддерживается порядка 5-6 м3/мин
4. Закрепление трещины, путем подачи пропанта в жидкость разрыва
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают песок, 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 их 1÷4 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; закачки жидкости — песконосителя; закачки жидкости для продавливания песка в трещины.
Основы жидкости для ГРП: нефть, ДТ, вода, раствор соляной кислоты, эмульсии.
Требования к жидкостям:
Доступность, дешевизна, хорошая пескоудерживающая способность, низкие потери на трение при закачке с высокими расходами (до 6 м3/мин), имеет свойства, исключающие набухание глинистых минералов нефтяного пласта, вызывает минимальное повреждение пласта веществами, входящими в состав геля, имеет хорошую стойкость (сохраняемость свойств) при высокой температуре заданное время, легко разлагается и теряет вязкость после остановки закачки, максимально полно выносится из пласта.
Нефть, ДТ, вода – применяются с добавками, повышающими вязкость. Для примера рассмотрим наиболее часто применяемый водный гель. Вода иметь рН 5,5-7,0, т.е. быть нейтральной. Минимальная минерализация, отсутствие ионов натрия.
Для водных гелей в качестве загустителя применяется гуаровый полимер. После добавки его в воду образуется так называемый линейный гель. Жидкость, вязкость которой составляет 10-50 сПз. Для увеличения вязкости в линейный гель добавляют боратовый сшиватель (крослинкер), при этом линейные молекулы полимера связываются поперечными связями, приобретая пространственную структуру. Кажущаяся вязкость такой жидкости достигает до 500-600 сПз. Кроме полимера и сшивателя в водный гель обязательно добавляется бактерицид для подавления сульфатовостанавливающих бактерий, а также ингибитор набухания глин. Для снижения трения при прокачки вязкой жидкости добоавляется сурфоктант. Для саморазрушения геля после ГРП, в раствор добавляется деструктор, который под действием температуры разрушает связи в молекулах полимера, снижает вязкость до 5-10 сП, при этом жидкость ГРП легко выносится из трещины при освоении скважины.
В качестве расклинивающего материала применяются искусственные проппанты или отсортированный кварцевый песок. Проппант в основном состоит из двух веществ - оксид алюминия и оксид кремния. Чем больше SiO2, тем легче проппант. Прочность определяется содержанием оксида алюминия. Типичные размеры гранул от 0,4 до 1,6 мм
Требования к проппантам:
Прочность, стойкость к раздавливанию, округлость, сферичность, отсортированность (чем однороднее фракция, тем выше проводимость), дешевизна, доступность, стойкость к воздействию кислотами.
С целью уменьшения выноса проппанта применяется армирующий материал – рубленные волокна стекловолокна или химическая обработка проппанта, склеивающая зерна проппанта между собой, без значительного снижения проводимости. Наиболее часто применяется проппант с полимерным покрытием. В пластовых условиях под действием температуры и сжимающих напряжений в точках контакта гранул полимер склеивается, образуя монолит, устойчивый к значительным депрессиям.
24) .Классификация плунжерных глубинных насосов.
Все известные плунжерные глубинные насосы могут быть классифицированы по следующим признакам:
1. По конструкции
Насосы простые (с одним плунжером постоянного диаметра).
Насосы дифференциальные (с двумя и более плунжерами различных диаметров).
Трубные насосы (цилиндр спускается в скважину на колонне НКТ, а плунжер — на колонне штанг).
Вставные насосы (цилиндр и плунжер спускаются вместе на колонне штанг).
Насосы с неподвижным цилиндром и движущимся плунжером.
Насосы с движущимся цилиндром и неподвижным плунжером.
2. По характеру всасывания продукции
Всасывание при ходе вверх.
Всасывание при ходе вниз.
Всасывание при ходе вверх и вниз.
3. По принципу действия
Одинарного действия.
Двойного действия.
4. По назначению
Для добычи жидкости в обычных условиях.
Для добычи жидкости со значительным содержанием свободного газа.
Для добычи вязких жидкостей.
Для добычи больших объемов жидкости.
Для добычи жидкости с содержанием механических примесей (песка).
25) .Влияние газа на работу ШСНУ и методы его снижения.
Влияние газа в откачиваемой ж-ти учитывается коэф-том наполнения цилиндра насоса. Он равен отношению объема ж-ти Vж, поступившей в насос, ко всему объему смеси Vсм, состоящему из объема ж-ти Vж и объема свободного газа Vгн=Vж /Vсм=Vж /Vг+Vж=_1/Vг+Vж=1/1+R, где R-газовый фактор при т-туре Tпр, и давлении pпр на приеме насоса. Ф-ла не учитывает наличия в ШСНУ вредного пр-тва и его влияние на коэф-т наполнения при откачке газированной ж-ти. Поэтому ф-ла дает завышанный н Вредным пр-твом ШСН называют объем, заключенный м/у всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем положении плунжера. При ходе плунжера вниз ГЖС под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, кт достаточно велико. Газ растворяется в ж-ти и, в частности в той, кт находится во вредном пр-тве. При последующем ходе вверх давление под плунжером падает до давления на приеме насоса. Р-ренный газ выделяется и задерживает открытие всасывающего клапана, пока давление не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее кол-во смеси.
А.С.Вирновский предложил формулу, учитывающую вредное пространство насоса.
, где 
, 
kвр- коэффициент, характеризующий долю вредного пространства, Vвр – объём цилиндра под плунжером насоса при его крайнем нижнем положении (между всасывающим и нагнетательным клапанами), в котором (объёме) к концу хода плунжера вниз остаётся газ в сжатом и в растворённом состояниях,R’-газовое число,Vг – объём свободного газа при давлении Рвсц.
Для сепарации газа от ж-ти до ее поступления в насос на приеме устанавливают защитные приспособления, кт наз-ся газовыми якорями. При наличии в скв газа или песка применяют комбинированные газопесочные якоря.
Снижение отрицательного влияния газа на работу ШСНУ: 1) увеличение погружения насоса под Ндин; 2) Установление длинноходового режима 3) для сепарации газа от ж-ти до ее поступления в насос на приеме устанавливают защитные приспособления, кт наз-ся газовыми якорями. При наличии в скв газа или песка применяют комбинированные газопесочные якоря ;4) применение спец. насосов; 5) спуск хвостовика под насос малого диаметра.
26) 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