Файл: Для транспорта разгазированной нефти с Хорлорского до.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 98
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
система термоманометрическая
Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН) УЭВН Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин, их можно использовать также для добычи нефти обычной вязкости и газосодержания. Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из погружного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, установленных в скважине на колонне НКТ под уровень жидкости в скважине. Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из погружного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, установленных в скважине на колонне НКТ под уровень жидкости в скважине. На рисунке 7 представлена установки погружного винтового сдвоенного электронасоса.
Рисунок 7 – Установки погружного винтового сдвоенного электронасоса 1 - трансформатор; 2 - комплектное устройство; 3 - пояс крепления кабелей; 4 - НКТ; 5 - винтовой насос; 6 - кабельный ввод; 7 - электродвигатель с гидрозащитой
Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).
Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса. Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем.
Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами. Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. На рисунке 8 представлен погружной диафрагменный электронасос.
Рисунок 8 — Погружной диафрагменный электронасос
1 — токоввод; 2 — нагнетательный клапан; 3 — всасывающий клапан; 4 — диафрагма; 5 — пружина; 6 — плунжерный насос; 7 — эксцентриковый привод; 8 — конический редуктор; 9 — электродвигатель; 10 — компенсатор.
Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти. В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН.
Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко - среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.
2.3 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин
В процессе эксплуатации скважин возникает ряд осложнений, по причине длительной ее работы. Использование скважин производится в разнообразных климатических и других условиях, что становится причиной осложнений в их работе.
Оптимальная работа скважин, согласно технологическому режиму, может быть нарушена по следующим причинам:
1. Преждевременного обводнения добываемого полезного ископаемого.
2. Отказа в работе наземного или подземного скважинного оборудования.
3. Износа используемого скважинного оборудования (насосы, обсадные колонны, трубы и т.п.)
Много вреда в процессе работы скважин вызывается образованием нефтяного парафина. Нефтяной парафин – это смесь твердых углеводородов, которые отличаются друг от друга своими свойствами. При добыче нефти его образование неизбежно, из-за температуры извлечения нефти на поверхность, которая всегда снижается по отношению кустановленной, что способствует ее затвердеванию.
Основным местом отложения парафина являются подъемные трубы. Также эксплуатацию скважин осложняет отложение различных солей, которое происходит в основном в трубопроводах, пласте и скважине.
Причиной таких осложнений является химическая несовместимость вод, которые поступают в скважину из различных горизонтов. Повышение температуры жидкости в установках электроцентробежных насосов становится причиной отложения карбоната кальция. Основными компонентами являются магний, карбонат кальция и гипс. При эксплуатации скважин, которые оборудованы погружными центробежными электронасосами характерны осложнения в их работе, которые могут быть вызваны вибрацией подземного оборудования.
Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями:
1. Тепловые методы, основаны на способности парафина плавиться при воздействии и тепла и выноситься из скважины пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей, электронагрев.
2. Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства.
3. Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов.
4. Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти.
Методы борьбы с осложнениями, которые могут быть вызваны отложением солей могут быть реагентным или безреагентные.
К реагентным методам относятся:
1. Ввод в пласт или скважину ингибиторов,
2. Реагентов или высокоминерализированной воды,
К безреагентными относятся:
1. применение защитных покрытий,
2. изменения конструкций труб, воздействие на раствор магнитными полями.
Одной из причин осложнения работы скважин также является обводнение добываемой нефти, которое способствует образованию в ее стволе высоковязких эмульсий. Основным методом борьбы с данным видом осложнения является ввод реагента-деэмульгатора на прием насоса, который доставляется сюда при помощи дозирующих насосов.
В этом случае очистка воды может осуществляться несколькими способами:
1. Отстаивание
2. Фильтрование
3. Циклонирование
3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
3.1 Методы ППД
Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении.
Поддержание пластового давления — процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.
Система ППД должна обеспечивать:
- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
Способы поддержания пластового давления:
Законтурное заводнение.(рис. 9):
Заводнение такого типа возник в результате недостаточного продвижения контурных вод. Смысл данной технологии в том, что объемы природного сырья быстро восполняются за счет нагнетания воды. Сами скважины подачи жидкости располагаются за территорией (контуром) нефтегазоносного пласта. При этом линия нагнетания всегда находится за внешним кольцом нефтеносности.
Расстояние берется в зависимости от следующего:
Первое – длительное использование технологи приводит к затруднительной проницаемости нефтяных пластов. При этом может доходить даже до изоляции залежей сырья. Второе – рекомендуется сооружать нагнетательные станции на расстоянии от 2 км от месторождения. Это затрудняет подачу воды. Кроме того, специалистами отмечается и слабая активность воды за контуром нефтедобычи.
Рисунок 9 - Законтурное заводнение
Приконтурное заводнение:
Такой вариант подходит для пластов с весьма заниженной проницаемостью за контуром нефтеносности. Этот фактор влияет на уменьшение поглотительной характеристики нагнетательных станций. Потому оказывается слабое воздействие на залежи. Кроме того, возникает резкий скачок карбонатности. С чем это связано? Все просто – присутствие химической реакции нефти после контакта с водой в данной зоне. Конечно, это во многом зависит от состава воды в этом пласте.
Используя такую технологию можно исключить возникновение территории с плохой проницаемостью. Помимо этого производится положительный эффект на нефтяные пласты в краевой области нефтеносности, что позволяет сократить количество воды, которое идет за контур.
Изначально метод использовался весьма узко – исключительно в местах со слабой проницаемостью. Позже выяснилось, что эффективность приконтурного заводнения для добычи нефти в платформенных пластах тоже достаточно высока. Недостаток методики заключается в том, что нагнетательные скважины нецелесообразно сооружать в местах с пластами малой мощности.
Внутриконтурное заводнение (рис. 10):
Рисунок 10 - Внутриконтурное заводнение
Описанный выше способ вызвал изначально массу споров, но в итоге привел к интенсивной разработке более совершенных технологий. Одной из них является внутриконтурное заводнение нефтяных месторождений. Данная технология используется внутри области расположения залежей природного ресурса. Высокая эффективность методики наблюдается в особо крупных месторождениях. Суть способа заключается в разрезании пластов на сектора, блоки и отдельные площади рядами скважин для подачи воды.
Площадное заводнение (Рис.11)– также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности.
Рисунок 11 – Площадное заводнение
а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная
Очаговое заводнение (Рис.12) - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.
Рисунок 12 – Очаговое заводнение
Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН) УЭВН Установки погружных винтовых сдвоенных электронасосов предназначены для откачки пластовой жидкости повышенной вязкости из нефтяных скважин, их можно использовать также для добычи нефти обычной вязкости и газосодержания. Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из погружного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, установленных в скважине на колонне НКТ под уровень жидкости в скважине. Установка погружного винтового сдвоенного электронасоса состоит из погружного насоса, электродвигателя с гидрозащитой, установленных в скважине на колонне НКТ под уровень жидкости в скважине. На рисунке 7 представлена установки погружного винтового сдвоенного электронасоса.
Рисунок 7 – Установки погружного винтового сдвоенного электронасоса 1 - трансформатор; 2 - комплектное устройство; 3 - пояс крепления кабелей; 4 - НКТ; 5 - винтовой насос; 6 - кабельный ввод; 7 - электродвигатель с гидрозащитой
Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).
Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса. Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем.
Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами. Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. На рисунке 8 представлен погружной диафрагменный электронасос.
Рисунок 8 — Погружной диафрагменный электронасос
1 — токоввод; 2 — нагнетательный клапан; 3 — всасывающий клапан; 4 — диафрагма; 5 — пружина; 6 — плунжерный насос; 7 — эксцентриковый привод; 8 — конический редуктор; 9 — электродвигатель; 10 — компенсатор.
Не все из перечисленных глубиннонасосных установок играют одинаковую роль в добыче нефти. В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН.
Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко - среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.
2.3 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин
В процессе эксплуатации скважин возникает ряд осложнений, по причине длительной ее работы. Использование скважин производится в разнообразных климатических и других условиях, что становится причиной осложнений в их работе.
Оптимальная работа скважин, согласно технологическому режиму, может быть нарушена по следующим причинам:
1. Преждевременного обводнения добываемого полезного ископаемого.
2. Отказа в работе наземного или подземного скважинного оборудования.
3. Износа используемого скважинного оборудования (насосы, обсадные колонны, трубы и т.п.)
Много вреда в процессе работы скважин вызывается образованием нефтяного парафина. Нефтяной парафин – это смесь твердых углеводородов, которые отличаются друг от друга своими свойствами. При добыче нефти его образование неизбежно, из-за температуры извлечения нефти на поверхность, которая всегда снижается по отношению кустановленной, что способствует ее затвердеванию.
Основным местом отложения парафина являются подъемные трубы. Также эксплуатацию скважин осложняет отложение различных солей, которое происходит в основном в трубопроводах, пласте и скважине.
Причиной таких осложнений является химическая несовместимость вод, которые поступают в скважину из различных горизонтов. Повышение температуры жидкости в установках электроцентробежных насосов становится причиной отложения карбоната кальция. Основными компонентами являются магний, карбонат кальция и гипс. При эксплуатации скважин, которые оборудованы погружными центробежными электронасосами характерны осложнения в их работе, которые могут быть вызваны вибрацией подземного оборудования.
Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации скважин Существует несколько способов борьбы с парафиновыми отложениями:
1. Тепловые методы, основаны на способности парафина плавиться при воздействии и тепла и выноситься из скважины пластовой жидкостью. К таким методам борьбы относятся: подача в скважину теплоносителей, электронагрев.
2. Механические способы, которые применяют на ранних стадиях разработки, для чего используют скребки различной конструкции, эластичные шары и перемешивающие устройства.
3. Химические способы, которые основаны на применении ингибиторов.
4. Физические способы, которые реализуются с помощью разнообразных полей, механических и ультразвуковых колебаний и их воздействии на парафин, который входит в состав нефти.
Методы борьбы с осложнениями, которые могут быть вызваны отложением солей могут быть реагентным или безреагентные.
К реагентным методам относятся:
1. Ввод в пласт или скважину ингибиторов,
2. Реагентов или высокоминерализированной воды,
К безреагентными относятся:
1. применение защитных покрытий,
2. изменения конструкций труб, воздействие на раствор магнитными полями.
Одной из причин осложнения работы скважин также является обводнение добываемой нефти, которое способствует образованию в ее стволе высоковязких эмульсий. Основным методом борьбы с данным видом осложнения является ввод реагента-деэмульгатора на прием насоса, который доставляется сюда при помощи дозирующих насосов.
В этом случае очистка воды может осуществляться несколькими способами:
1. Отстаивание
2. Фильтрование
3. Циклонирование
3. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
3.1 Методы ППД
Поддержание пластового давления при разработке нефтяной залежи могут осуществлять за счёт естественного активного водонапорного или упруговодонапорного режима, искусственного водонапорного режима, создаваемого в результате нагнетания воды в пласты-коллекторы при законтурном или приконтурном, а также при внутриконтурном заводнении.
Поддержание пластового давления — процесс естественного или искусственного сохранения давления в продуктивных пластах нефтяных залежей на начальной или запроектированной величине с целью достижения высоких темпов добычи нефти и увеличения степени её извлечения. С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.
Система ППД должна обеспечивать:
- необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
-
подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех. примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов; -
проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом; -
герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод; -
возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
Способы поддержания пластового давления:
Законтурное заводнение.(рис. 9):
Заводнение такого типа возник в результате недостаточного продвижения контурных вод. Смысл данной технологии в том, что объемы природного сырья быстро восполняются за счет нагнетания воды. Сами скважины подачи жидкости располагаются за территорией (контуром) нефтегазоносного пласта. При этом линия нагнетания всегда находится за внешним кольцом нефтеносности.
Расстояние берется в зависимости от следующего:
-
примерное расстояние между местами для подачи воды; -
показатель разведывания территории добычи нефти; -
отступ внешнего контура нефтеносности от внутреннего.
Первое – длительное использование технологи приводит к затруднительной проницаемости нефтяных пластов. При этом может доходить даже до изоляции залежей сырья. Второе – рекомендуется сооружать нагнетательные станции на расстоянии от 2 км от месторождения. Это затрудняет подачу воды. Кроме того, специалистами отмечается и слабая активность воды за контуром нефтедобычи.
Рисунок 9 - Законтурное заводнение
Приконтурное заводнение:
Такой вариант подходит для пластов с весьма заниженной проницаемостью за контуром нефтеносности. Этот фактор влияет на уменьшение поглотительной характеристики нагнетательных станций. Потому оказывается слабое воздействие на залежи. Кроме того, возникает резкий скачок карбонатности. С чем это связано? Все просто – присутствие химической реакции нефти после контакта с водой в данной зоне. Конечно, это во многом зависит от состава воды в этом пласте.
Используя такую технологию можно исключить возникновение территории с плохой проницаемостью. Помимо этого производится положительный эффект на нефтяные пласты в краевой области нефтеносности, что позволяет сократить количество воды, которое идет за контур.
Изначально метод использовался весьма узко – исключительно в местах со слабой проницаемостью. Позже выяснилось, что эффективность приконтурного заводнения для добычи нефти в платформенных пластах тоже достаточно высока. Недостаток методики заключается в том, что нагнетательные скважины нецелесообразно сооружать в местах с пластами малой мощности.
Внутриконтурное заводнение (рис. 10):
Рисунок 10 - Внутриконтурное заводнение
Описанный выше способ вызвал изначально массу споров, но в итоге привел к интенсивной разработке более совершенных технологий. Одной из них является внутриконтурное заводнение нефтяных месторождений. Данная технология используется внутри области расположения залежей природного ресурса. Высокая эффективность методики наблюдается в особо крупных месторождениях. Суть способа заключается в разрезании пластов на сектора, блоки и отдельные площади рядами скважин для подачи воды.
Площадное заводнение (Рис.11)– также разновидность внутриконтурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности.
Рисунок 11 – Площадное заводнение
а - четырехточечная; б - пятиточечная; в- семиточечная; г - девятиточечная
Очаговое заводнение (Рис.12) - это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.
Рисунок 12 – Очаговое заводнение