Файл: На сегодняшний день неотъемлемой частью технологии добычи нефти является использование методов поддержания пластового давления путем закачки воды или газа в пласт.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 1068
Скачиваний: 4
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
На нефтепромыслах применяют следующие агрегаты электронасосные многоступенчатые: ЦНС-180-1900, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1050, а также их модификации. Центробежные насосы типа ЦНС-180 (высоконапорные) предназначены для нагнетания воды в скважину с целью поддержания пластового давления. Насосные блоки размещаются в едином машинном зале. Насосные агрегаты могут быть плунжерными или центробежными с синхронными и/или асинхронными двигателями. Центробежные насосные агрегаты типа ЦНС-180 позволяют производить закачку воды в пласт при давлении нагнетания от 9,5 до 19 М3.6 ШурфШурф предназначен для закачки поверхностных или пластовых вод в нагнетательные скважины с использованием электроцентробежного погружного насоса. Состав установки: Шурф; Электроцентробежный погружной насос; Подводящий водовод; Силовой кабель; Нагнетательный водовод; Станция управления; Трансформатор.Принципиальная схема шурфного насосного агрегата приведена на рисунке:1 – электродвигатель; 2 – устье шурфа; 3 – подмоторная рама; 4 – насос; 5 – рама насоса; 6 – входной модуль; 7 – подводящая магистраль; 8 – напорный трубопровод; 9 – патрубок; 10 – головка нижней секции насоса; 11 – обратный клапан Рисунок 3.3 – Принципиальная схема шурфного насосного агрегата3.7 Горизонтальная насосная установкаГоризонтальная насосная установка предназначена: для закачки в пласт воды, используемой в системе ППД (при установке на БКНС); для нагнетания жидкости в скважины с целью поддержания пластового давления нефтяных скважин, утилизации попутной воды (при установке на удаленных от основной БКНС кустовых площадках, для компенсации потерь давления в трубопроводах и поднятия до давления приемистости пласта). Состав горизонтальной насосной установки: Насос; Электродвигатель трехфазный асинхронный; Узел разгрузки (УР); Система охлаждения УР; Рама монтажная.Рисунок 3.4 – Горизонтальная насосная установка ГНУНа чертеже изображена горизонтальная насосная установка, продольный разрез:Смонтированная на опорной раме 1, горизонтальная насосная установка 2, содержит электродвигатель 3, узел всасывания, выполненный в виде входного модуля 4, со всасывающим патрубком 5 и центробежный насос 6, состоящий в зависимости от эксплуатационных требований из 2, или нескольких секций, каждая из которых включает корпус 7, вал 8 и собранные на валу рабочие ступени 9. Вал 8 зафиксирован по всей длине сборки радиальными подшипниковыми опорами 10 и осевыми подшипниковыми опорами 11. Первая насосная секция 12 совмещена с входным модулем 4, расположенным с ней на общем валу 8, а последняя насосная секция 13 сочленена с нагнетательным патрубком 14. Для устранения перетечек всасываемой жидкости по валу 8 во входном модуле 4 установлено торцовое уплотнение, 15, например, механического типа. Крутящий момент от электродвигателя 3 к центробежному насосу 6 передается посредством соединительной муфты 16, например, втулочно-пальцевого типа. На валу 8 первой насосной секции 12 размещена дополнительная осевая опора 17, содержащая роторную часть 18 и статорную часть 19, выполненные из износостойкого материала. В узле входного модуля 4 размещены два дополнительных радиальных подшипника 20, 21
3.8 Водозаборная скважинаВодозаборная скважина предназначена для добычи воды из водоносного горизонта, используемой в системе ППД и подачи ее на БКНС или в нагнетательные скважины (водовод высокого давления). Водозаборная скважина состоит из: Электроцентробежный погружной насос; Оборудования устья скважины; Силовой кабель; Станция управления; Трансформатор.Принципиальная схема водозаборной скважины приведена на рисунке:Рисунок 3.5– Принципиальная схема водозаборной скважины3.9 Блок напорной гребенкиБлок напорной гребенки (БГ) предназначен для распределения, измерения расхода и давления технологической воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления. В зависимости от количества водоводов блоки напорных гребенок подразделяются на восьми-, пяти-, четырехводоводные.БГ выполнен в блочном исполнении. Оборудование находится в теплоизолированном помещении. Блок-боксы выполнены на сварном основании с ограждением. Включает в себя: Распределительный коллектор; Напорные водоводы; Систему дренажа с дренажным коллектором; Запорно-регулирующую арматуру коллектора, водоводов и дренажа; Датчики расхода, давления и сигнализаторы автоматики (на коллекторе и водоводах); Систему вентиляции и освещения; ОбогревательПринципиальная схема блока гребенки со спецификацией оборудования приведена на рисунке:1-коллектор; 2,4,6-катушки; 3-задвижка; 5-счетчик; 7-дренажный вентиль; 8-дренажный желоб; 90дренажная труба; 10-дренажная заглушка; 11-датчик давления. Рисунок 3.6– Принципиальная схема блока гребенки3.10 Оборудование нагнетательной скважиныНагнетательная скважина предназначена для закачки в продуктивные пласты воды с целью поддержания пластового давления.Оборудование нагнетательных скважин включает наземное оборудование и подземное оборудование.Наземное оборудование: Нагнетательная арматура;
Обвязка устья скважины.На рисунке 3.7 приведена схема арматуры нагнетательной АНК 65х21.Рисунок 3.7 – Схема арматуры нагнетательной скважины АНК 65х21Расшифровка маркировки нагнетательной арматуры: АНК1 65х21 – АН – арматура нагнетательная; К – с подвешиванием скважинного трубопровода в переводнике к трубной головке.Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки.Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостьюПодземное оборудование: Насосно-компрессорные трубы; Пакер.На рисунке 3.8 приведена схема подземного оборудования нагнетательной скважиныРисунок 3.8 – Схема подземного оборудования нагнетательной скважиныНагнетательные скважины оборудуются колонной НКТ, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.На рисунке 3.9 приведена схема нагнетательной скважины:Рисунок 3.9 – Схема нагнетательной скважины3.11 Методы восстановления приемистости нагнетательных скважинЗагрязнение рабочего агента, закачиваемого в продуктивные пласты для поддержания пластового давления (ППД), как правило, приводит к постепенному снижению приемистости нагнетательных скважин и в дальнейшем к неизбежным потерям в добыче нефти.
При закачке в пласт сточных вод, содержащих различное количество нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц (ТВЧ), происходит загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды, увеличивается нефтенасыщенность призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды. Для разработки и повышения эффективности технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин требуется оценка периода времени, в течение которого происходила кольматация ПЗП, влияния на СКИН-фактор содержания ТВЧ и нефтепродуктов, а также степени восстановления приемистости при использовании различных технологий. Кроме того, необходимо изучить динамику снижения приемистости во времени после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также влияние сокращения объемов закачки воды на добычу нефти из окружающих скважин. Основными причинами снижения приемистости нагнетательных скважин являются: засорение призабойной зоны асфальтосмолистыми веществами и ТВЧ механических примесей; отложение твердых осадков солей, образующихся в результате химических процессов при смешении вод различных горизонтов в процессе их добычи и подготовки. Для оценки технического состояния и работы ПЗП нагнетательной скважины регулярно проводятся ГИС, которые позволяют: определить герметичность эксплуатационной колонны, колонны НКТ и посадки пакера; установить наличие или отсутствие заколонной циркуляции (ЗКЦ) жидкости в процессе закачки воды; построить текущий профиль приемистости ПЗП; оценить приемистость, забойное давление, построить КПД на забое скважины после ее остановки, что дает возможность определить фактический «текущий» скин-фактор по скважине. Кроме того, необходимо предусматривать: предварительное извлечение загрязнений из призабойной зоны пласта механизированным или свободным изливом; после обработки призабойной зоны повторение операций по извлечению шламов, продуктов их утилизаций; осуществление гидроразрыва после первых двух операций; закачку очень чистой воды на завершающем этапе ОПЗ с помощью передвижного блока очистки или в соответствии с каскадным регламентом и последующим переводом НС на промышленный режим эксплуатации; создание новых каналов и трещин путем извлечения шлама и создания новых каналов с помощью
3.8 Водозаборная скважинаВодозаборная скважина предназначена для добычи воды из водоносного горизонта, используемой в системе ППД и подачи ее на БКНС или в нагнетательные скважины (водовод высокого давления). Водозаборная скважина состоит из: Электроцентробежный погружной насос; Оборудования устья скважины; Силовой кабель; Станция управления; Трансформатор.Принципиальная схема водозаборной скважины приведена на рисунке:Рисунок 3.5– Принципиальная схема водозаборной скважины3.9 Блок напорной гребенкиБлок напорной гребенки (БГ) предназначен для распределения, измерения расхода и давления технологической воды, закачиваемой в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления. В зависимости от количества водоводов блоки напорных гребенок подразделяются на восьми-, пяти-, четырехводоводные.БГ выполнен в блочном исполнении. Оборудование находится в теплоизолированном помещении. Блок-боксы выполнены на сварном основании с ограждением. Включает в себя: Распределительный коллектор; Напорные водоводы; Систему дренажа с дренажным коллектором; Запорно-регулирующую арматуру коллектора, водоводов и дренажа; Датчики расхода, давления и сигнализаторы автоматики (на коллекторе и водоводах); Систему вентиляции и освещения; ОбогревательПринципиальная схема блока гребенки со спецификацией оборудования приведена на рисунке:1-коллектор; 2,4,6-катушки; 3-задвижка; 5-счетчик; 7-дренажный вентиль; 8-дренажный желоб; 90дренажная труба; 10-дренажная заглушка; 11-датчик давления. Рисунок 3.6– Принципиальная схема блока гребенки3.10 Оборудование нагнетательной скважиныНагнетательная скважина предназначена для закачки в продуктивные пласты воды с целью поддержания пластового давления.Оборудование нагнетательных скважин включает наземное оборудование и подземное оборудование.Наземное оборудование: Нагнетательная арматура;
Обвязка устья скважины.На рисунке 3.7 приведена схема арматуры нагнетательной АНК 65х21.Рисунок 3.7 – Схема арматуры нагнетательной скважины АНК 65х21Расшифровка маркировки нагнетательной арматуры: АНК1 65х21 – АН – арматура нагнетательная; К – с подвешиванием скважинного трубопровода в переводнике к трубной головке.Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки.Для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостьюПодземное оборудование: Насосно-компрессорные трубы; Пакер.На рисунке 3.8 приведена схема подземного оборудования нагнетательной скважиныРисунок 3.8 – Схема подземного оборудования нагнетательной скважиныНагнетательные скважины оборудуются колонной НКТ, пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента.На рисунке 3.9 приведена схема нагнетательной скважины:Рисунок 3.9 – Схема нагнетательной скважины3.11 Методы восстановления приемистости нагнетательных скважинЗагрязнение рабочего агента, закачиваемого в продуктивные пласты для поддержания пластового давления (ППД), как правило, приводит к постепенному снижению приемистости нагнетательных скважин и в дальнейшем к неизбежным потерям в добыче нефти.
При закачке в пласт сточных вод, содержащих различное количество нефтепродуктов и твердых взвешенных частиц (ТВЧ), происходит загрязнение как перфорационных отверстий, так и пористой среды, увеличивается нефтенасыщенность призабойной зоны пласта (ПЗП) нагнетательной скважины, которую необходимо снижать для улучшения фазовых проницаемостей для воды. Для разработки и повышения эффективности технологий восстановления приемистости нагнетательных скважин требуется оценка периода времени, в течение которого происходила кольматация ПЗП, влияния на СКИН-фактор содержания ТВЧ и нефтепродуктов, а также степени восстановления приемистости при использовании различных технологий. Кроме того, необходимо изучить динамику снижения приемистости во времени после проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ), а также влияние сокращения объемов закачки воды на добычу нефти из окружающих скважин. Основными причинами снижения приемистости нагнетательных скважин являются: засорение призабойной зоны асфальтосмолистыми веществами и ТВЧ механических примесей; отложение твердых осадков солей, образующихся в результате химических процессов при смешении вод различных горизонтов в процессе их добычи и подготовки. Для оценки технического состояния и работы ПЗП нагнетательной скважины регулярно проводятся ГИС, которые позволяют: определить герметичность эксплуатационной колонны, колонны НКТ и посадки пакера; установить наличие или отсутствие заколонной циркуляции (ЗКЦ) жидкости в процессе закачки воды; построить текущий профиль приемистости ПЗП; оценить приемистость, забойное давление, построить КПД на забое скважины после ее остановки, что дает возможность определить фактический «текущий» скин-фактор по скважине. Кроме того, необходимо предусматривать: предварительное извлечение загрязнений из призабойной зоны пласта механизированным или свободным изливом; после обработки призабойной зоны повторение операций по извлечению шламов, продуктов их утилизаций; осуществление гидроразрыва после первых двух операций; закачку очень чистой воды на завершающем этапе ОПЗ с помощью передвижного блока очистки или в соответствии с каскадным регламентом и последующим переводом НС на промышленный режим эксплуатации; создание новых каналов и трещин путем извлечения шлама и создания новых каналов с помощью