Кагарманов И.И. Учебное пособие по добычи нефти

Подождите немного. Документ загружается.

УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

ТЕХНИКА И

ТЕХНОЛОГИЯ

ДОБЫЧИ НЕФТИ

Томск - 2005

Техника и технология добычи нефти

И.И. Кагарманов, …………………………., ………………………..,

…………………………, Томск. 2005г.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Продуктивность скважины

Что определяет дебит скважины

Как скважина дает нефть

Как нефть движется в пласте

Чем определяется характеристика вертикального лифта

В чем особенности течения жидкости в сборном коллекторе

Что такое узловой анализ NODAL

Что такое оптимизация и интенсификация

Что такое повреждение пласта. Как мы способствуем повреждению пласта

Какие способы существуют для увеличения проницаемости ПЗП

2. Системы механизированной добычи

Описание основных систем

Оценка и выбор системы

Проектирование, монтаж и эксплуатация систем мех добычи

Мех добыча и оптимизация разработки месторождения

Комбинирование скважинных систем

3. Основные принципы подбора скважинного оборудования

Исходные данные

Производительность скважины

Расчеты потенциального дебита работающей скважины

Производительность насоса

Полный динамический напор

Алгоритм подбора УЭЦН к скважине

Тип насоса

Оптимальный выбор компонентов

Сепаратор

Электродвигатель

Кабель

Трансформаторы

Выбор вариатора частоты

Пропускная способность НКТ

4. Состав УЭЦН

Введение

Установка погружного центробежного насоса

Погружной центробежный насос

Приемный модуль и газосепаратор

Система энергообеспечения УЭЦН

Погружной электродвигатель

Электродвигатель

Гидрозащита

Обратный и сливной клапаны

Напорный трубопровод

5. Подготовительные работы. Подготовка скважины к спуску УЭЦН,

спуск УЭЦН

Подготовка площадки для наземного оборудования

Подготовка установки к спуску

Подготовка скважины

Подготовительные работы перед ремонтом

Глушение скважины

Подготовка ствола

Обработка призабойной зоны

Подготовка НКТ

Подготовка оборудования

Монтаж УЭЦН

Спуск УЭЦН в скважину

Приложения

6. Вызов подачи и вывод скважины на режим

Подготовительные работы

Вывод на режим

Определение притока по кривой восстановления уровня

Особенности вывода на режим с использованием частотного преобразователя

Приложение .Памятка по выводу на режим с частотным преобразователем.

Эксплуатация скважин оборудованных УЭЦН

7. Остановки в процессе эксплуатации

Защиты. Виды защит

ЗСП. Защита от срыва подачи

ЗП. Защита от перегруза

Защита от перепадов напряжения в сети

Защита от перекоса фаз по току

Защита от низкого сопротивления ТМПН -кабель –ПЭД Защита от турбинного

вращения

8. Проблемы, возникающие при эксплуатации УЭЦН

Проблемы, связанные с глушением

Требования к жидкостям глушения

Совершенствование технологий приготовления и использования ЖГ

Проблемы при выводе скважины на режим

Анализ характеристик насоса

Вывод УЭЦН на режим при недостаточном притоке из пласта

Операции при неразвороте или «тяжелом» пуске установки ЭЦН

Действия персонала по запуску уэцн при отсутствии подачи

9. Осложненные условия эксплуатации

Высокое содержание свободного газа

Использование конического насоса

Принудительный сброс газа

Применение сепараторов

Применение диспергаторов

Выпадение в осадок неорганических солей

Образование осадков солей на оборудовании

Работы по удалению отложений солейМетоды удаления отложений солей

Отложение солей в ЭЦН

Асфальтосмолопарафиноотложения (АСПО)

Причины и условия образования АСПО

Методы, применяемые для борьбы с АСПО

Химические методы Физические методы

Проблемы, связанные с образованием эмульсий

Образование и свойства нефтяных эмульсий

Проблемы, связанные с повышенным содержанием мехпримесей

Особенности выноса твердых частиц и проппанта после проведения ГРП

Проблемы, связанные с жизнедеятельностью бактерий

Проблемы, связанные с кривизной скважины

Полёты установок

10. Критерии работы УЭЦН

Расследование и определение причин отказа УЭЦН

Алгоритм причин выходов из строя установок

погружных центробежных насосов

11. Проблемы, связанные с работой персонала

Направления повышения надежности отдельных узлов

и всей системы УЭЦН

Приложение. Некоторые современные решения проблем с оборудованием

За счет улучшения своих знаний о

продуктивности скважины, подбора системы

механизированной добычи, а также

конструкции и возможностей установок

электроцентробежных насосов, их

эксплуатации в осложненных условиях этот

курс поможет понять последствия Ваших

действий при работе на промысле.

Курс также включает в себя материалы по

загрязнении призабойной зоны пласта,

методах интенсификации притока,

проблемам подбора установки к скважине,

подготовке установки и ствола скважины к

спуску УЭЦН, выводу на режим и

эксплуатации, также возможным

осложнениям при работе погружных

насосных установок, рассмотрены причины

отказов.

Курс содержит практические задания для

закрепления навыков при работе с УЭЦН.

Курс предназначен для специалистов,

занимающихся проектированием и

эксплуатацией установок погружных

центробежных насосов.

Курс разработан Кагармановым И.

Всего доброго!

1. ПРОДУКТИВНОСТЬ СКВАЖИНЫ

Продуктивность скважины - это то возможное количество жидкости,

которое мы можем добыть из скважины и доставить к потребителю.

Продуктивность определяется дебитом скважины.

Все, что мы делаем на скважине, влияет на ее продуктивность. Любые

наши действия (или бездействие) ведут к изменению дебита. При

огромной трудоемкости и материалоемкости скважина является очень

хрупкой. Скважинам очень легко нанести ущерб, и потребуются большие

затраты для его исправления или ликвидации. Скважины, на которых

принято неверное решение, произведены неправильные действия, или

просто не выполнены какие-либо операции, ведут к потере дебита, и,

следовательно, к потере прибыли.

Какие меры нужно предпринять, чтобы заставить скважину работать с

наибольшей отдачей? Что нужно сделать, чтобы не причинить ей ущерб?

Важным путём решения проблем является четкая работа специалиста

по добыче, который должен владеть процессом механизированной

добычи, знать причины повреждения скважин и практические методы,

которые наилучшим образом ведут к правильному выбору, подготовке,

запуску оборудования, увеличению его сроков эксплуатации, снижению

повреждений скважин и, тем самым, обеспечивает максимальную

продуктивность.

Что определяет дебит скважины?

На рис. 1. представлены факторы, влияющие на продуктивность.

Важнейшую роль играет персонал, его знания и умения. Несомненно, на

дебит скважины влияют природные условия, на которые мы с Вами влиять

не можем, но можем реагировать. На продуктивность скважины влияет

также, оборудование и как оно используется, соответствует ли оно

возможностям пласта в полной мере.

Факторы, влияющие на продуктивность скважин при механизированном способе эксплуатации

Люди

•

Квалификация

Обучение

Опыт

Повышение

квалификации

Обмен опытом

Новые технологии

•

Морально-

психологический

климат

Взаимоотношения в

коллективе

Взаимоотношения со

смежниками

•

Материальная

заинтересованность

Зарплата

Система стимулирования

Среда

•

Внешняя среда

Время года

Климат

Погода

Транспортная схема

•

Скважина

Технические

характеристики скважины

Диаметр экс. Колонны

Кривизна

Технические проблемы (гофра, забой

и т.д.)

Характеристики

добываемой жидкости

Газ.фактор

Температура

Мех.примеси

Состав (вода, соли, смолы, парафины)

Характеристики пласта

Глубина залегания

Пластовое давление

Забойное давление

Состояние призабойной зоны

Оборудование

Подбор оборудования

Наземное оборудование

СУ, трансформатор, энергообеспечение, настройка защит,

Подземное оборудование

Насос- соответствие работы пласт- насос

Исходная информация, расчет, наличие необходимого

оборудования

ПЭД

Гидрозащита

Кабель

НКТ

Подготовка оборудования

Входной контроль нового оборудования, качество

поставляемого ЗИП, сборка или ремонт, выходной контроль

(испытание на стенде), транспортировка, разгрузка.

Подготовка ствола скважины

монтаж УЭЦН

спуск

Вывод скважины на режим

Эксплуатация

Проверка исправности оборудования, замеры

добычи, профилактика

ЭПУ- сервис

КРС, ПРС

НГДУ

Рис.1.1. Факторы, влияющие на продуктивность скважин при

механизированном способе эксплуатации

Влияние одних факторов очевидно, действие других может сказаться

через несколько лет, а то и десятилетий. Все факторы связаны между

собой и их степень влияния на добычу определяется их отношением друг к

другу. Например, хотя мы говорим о том, что на геологические факторы

мы влиять не можем, но углубление знаний о Земле, разработка и

внедрение новой техники и технологии позволяет, в известной мере,

влиять на весь процесс добычи нефти.

Влияет на продуктивность и отношение к скважине сервисных

предприятий, они имеют несколько другие цели бизнеса, чем добывающие

организации. При этом современные требования к построению сервисного

бизнеса изменяются. На смену традиционным подходам к оказанию

скважинных услуг приходят методы, в рамках которых вопрос ставится по-

новому: кто должен отбирать скважины и соответствующие технологии для

проведения работ по интенсификации добычи? Ответ: этим должны

заниматься не поставщик услуг или добывающая компания в отдельности,

а оба вместе. Ресурсы месторождений весьма разнообразны и по

объемам, и по форме; тем не менее, существуют две их категории, где

применение методов повышения продуктивности наиболее плодотворно.

Первая из них - это скважины - кандидаты на интенсификацию добычи,

находящиеся на заключительном этапе своей эксплуатации; возможно,

они уже близки к истощению, однако стоят того, чтобы обратить на них

внимание. Вторая категория - это продуктивные скважины, обладающие

существенным потенциалом повышения продуктивности при грамотном

применении соответствующих технологий. Специалисты

производственных объектов должны рассматривать целый ряд вопросов

при выборе методов повышения продуктивности на конкретных скважинах:

o Какие методы были успешно применены ранее?

o Имеется ли новая технология, которую можно было

бы попробовать?

o Какова вероятность снижения достигнутого уровня

добычи по сравнению с вероятностью достижения

нового уровня добычи?

o Оправдан ли соответствующий риск?

o Имеем ли мы дело всего лишь с разовой попыткой в

данном регионе или могут существовать и другие

возможности?

Как скважина дает нефть?

Свой путь поток пластовой жидкости начинает из зоны дренирования, под

действием перепада давления между пластовым и забойным давлением,

устремляется по пласту к скважине. Дальнейшее движение флюида

связано с его подъемом на поверхность и движением по сборным

трубопроводам до ДНС, где происходит сепарация и «дожим» жидкости

дальше для подготовки. Таким образом, процесс добычи осуществляется

на трех участках: ПЛАСТЕ, ЛИФТЕ, СБОРНОМ ТРУБОПРОВОДЕ.

Течение флюида в системе пласт - скважина – сборные коллекторы

При работе скважины поток жидкости вызывает потерю давления в

системе. Три типа потерь

давления связаны с

продуктивностью скважины:

• в пласте;

• в НКТ;

• на устье и инженерных

сооружениях

В пласте движение жидкости

определяется депрессией

между гидродинамическим

забойным давлением и

пластовым давлением.

Второй перепад давления

создается при прохождении

пластовой жидкости через

НКТ.

Определенное давление требуется для прохождения через штуцер и

инженерные сооружения на поверхности и транспортировки флюида через

коллектора до сепаратора. Перепад давления здесь будет изменяться с

течением времени работы коллектора.

Четыре вида давления влияет на работу скважины:

- пластовое давление;

- забойное давление;

- устьевое (буферное) давление;

- линейное давление.

Перепад давления в системе будет изменяться с течением времени

работы коллектора. Все точки, от зоны дренирования пласта до

сепаратора называются узлами, а проведение анализа влияния

изменения давления на производительность системы называется узловым

анализом NODAL. Давайте рассмотрим эти узлы.

Как движется нефть в пласте?

Движение нефти в пласте, вызванное депрессией, начинается с

радиуса дренирования скважины, и

осуществляется радиально от зоны

дренирования к стволу скважины по

простиранию и параллельными

потоками по профилю пласта. По

мере движения пластовой жидкости к

стволу скважины ее поток

увеличивается и растет давление

гидродинамического сопротивления.

Наибольшего значения оно достигает

в ПЗП. График изменения давления

в окрестности скважины представлен

на рис. 1.3 и называется

депрессионной воронкой. Решающую роль в определении величины

Зона дренирования

Призабойная зона

Кагарманов Ильдар

Сепаратор

Забойное давление

Пластовое

давление

Устьевое

давление

Линейное

давление

Рис.1.2. Система пласт-скважина - сборные коллекторы

Зона

дренирования

Забойное

давление

Пластовое давление

Кагарманов

Ильдар

Рис.1.3. Воронка депрессии

дебита скважины по жидкости играет забойное давление - чем ниже

забойное давление, тем больше дебит скважины.

Большой перепад давления в ПЗП приводит к различным явлениям:

выпадению солей, выносу в скважину твердых частиц пород пласта,

образованию отложений смол, асфальтенов, возникновению

турбулентного движения жидкости и т.д. Все эти явления ухудшают

условия фильтрации жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

Т.е. любые преграды, мешающие течению флюида, в пласте называются

СКИНом. Проблемы, связанные с нарушением течения в подъемнике,

устьевом оборудовании, сборном коллекторе называются псевдо-скинами.

СКИН породы-коллектора в природных условиях равен 0. При нанесении

ущербов естественным коллекторским свойствам пласта при вскрытии

пласта, эксплуатации или ремонте скважин – величина СКИНа становится

больше 0. В результате проведения обработок ПЗП, приводящих к

улучшению коллекторских характеристик (ГРП, кислотные обработки и

др.) СКИН может принимать отрицательные значения.

Движение жидкости в фильтрационной среде (пласте-коллекторе)

достаточно хорошо изучено и происходит по закону Дарси и

характеризуется формулой:

= k

пр

(Р

пл

– Р

заб

т.е. дебит скважины прямо пропорционален депрессии. При плоско-

радиальном течении флюида в пласте закон Дарси будет иметь

следующий вид:

)75,0(ln4,18

)(

PPkh

скв

др

нн

забпл

+−

−

βµ

где μ

- вязкость пластового флюида,сПз;

скв.

– радиус скважины,м;

k – проницаемость, мДарси;

S – скин;

– пластовый объемный фактор;

др

– радиус зоны дренирования скважины, м;

h – толщина пласта, м.

График изменения давления от расстояния от скважины

Радиус притока

, м

∆P

Депрессия

P, атм

Пластовое давление

Призабойная зона пласта

Рис.1.4. График изменения давления от радиуса дренирования к скважине

Графически данная зависимость выглядит так:

Индекс или коэффициент продуктивности – k

пр

представляет собой

отношение дебита скважины к перепаду давлений на забое.

пр

= q

/ (Р

пл.

– Р

заб

)

Угол наклона индикаторной кривой опредляется коэффициентом

продуктивности.

При течении по пласту газа его поток описывается формулой Вогеля.

Формула Вогеля для пласта, не имеющего нарушений и с добычей при

давлении ниже давления насыщения основывается на теории работы

залежи в режиме растворенного газа:













−













−=

пл

заб

пл

заб

max

нас

8,02.01

При условиях, что забойное давление ниже давления насыщения поток

флюида представляет собой мультифазный и описывается

комбинированной формулой Дарси - Вогеля для нефтяных

скважин

Максимальный дебит для нефтяных скважин (Q

max

) при забойном

давлении ниже давления насыщения нефти газом определяется по

комбинированной формуле Дарси - Вогеля:

8,0

РJ

нас

насmax

где: p

нас

- давление насыщения нефти газом;

нас

– дебит при котором забойное давление равно давлению

насыщения.

Из графиков и формул видно, что течение жидкости в пласте происходит

по линейной зависимости при давлениях выше давления насыщения. При

давлениях ниже давления насыщения течение жидкости происходит по

квадратичной зависимости.

Чем определяется характеристика вертикального лифта?

Вертикальный лифт характеризуется изменением давления –

рейтингом течения жидкости из пласта до поверхности.

пл

Коэффициент продуктивности

заб

скв.

пл

нас.

макс.

При однофазном течении флюида При многофазном течении флюида

Рис. 1.5. Индикаторная кривая