Методика В.А. Панова, А.А. Емкова и Г.Н. Позднышева , Методика Г.А. Стиффа и Л.Е. Девиса .
Метод В.П. Зверева, Метод А.И. Чистовского
Билет 7. Вопрос 2. Принципы выбора способов добычи нефти
Основные положения при выборе способа эксплуатации сводятся к следующему.
1. Каждый из способов подъема жидкости имеет свои преимущества и недостатки на всем протяжении эксплуатации скважин. Основой выбора являются запланированный дебит и относительно низкие эксплуатационные расходы в течение "жизни" скважины.
2. Показатели эксплуатации скважин различными способами следует сравнивать между собой, а затем оценивать их экономически.
3. При выборе способа необходимо учитывать культуру производства и требуемую квалификацию обслуживающего персонала.
4. Ограничения, существующие на момент выбора способа, касающиеся техники, технологии, конъюнктуры рынка и т.д., со временем могут меняться, поэтому расчеты следует периодически повторять.
Рассмотрим показатели, составляющие основу выбора способа эксплуатации по всем применяемым технологиям механизированной добычи:
1) штанговый глубинный насос;
2) штанговый винтовой насос;
3) электропогружной центробежный электронасос;
4) диафрагменный насос;
5) гидропогружной насос;
6) струйный насос;
7) непрерывный газлифт;
8) периодический газлифт;
9) плунжерный газлифт.
Результирующие показатели приведены в табл. 1.1. Следует сказать, что они являются ориентировочными и получены на основе материалов анализа способов эксплуатации скважин в России и США. Для отдельных нефтедобывающих регионов Российской Федерации показатели могут отличаться. Однако методологические подходы к анализу и многие оценки могут быть использованы. При этом следует внести коррективы в первую очередь в технические возможности применяемого оборудования, учесть разнообразие типоразмеров в пределах одного способа, а также широкое применение таких малоизвестных и используемых в качестве опытных экземпляров насосов: гидропоршневых, винтовых, диафрагменных, струйных, непрерывного, периодического и плунжерного газлифта. Предполагая в будущем применение новых технологий в промышленном масштабе, приведем эти материалы.
|
|
|
Оптимальное решение задачи о выборе способов добычи нефти возможно при наличии определенной совокупности исходных данных, основная часть которых необходима для технико-экономических расчетов любого способа эксплуатации.некоторых из них. При выборе способа добычи нефти в качестве основных показателей рассматриваются технические, технологические, эксплуатационные, экологические и социальные. Предварительный выбор по рекомендации И.Т. Мищенко с соавторами [7] может быть произведен на основе обобщенных параметров с использованием рангового подхода.
|
|
|
Для одной группы частных параметров (X), оценивающих возможность успешного применения того или иного способа добычи, рекомендуется использовать пятибалльную систему оценок:
| Отличная | 4 |
| Хорошая | 3 |
| Удовлетворительная | 2 |
| Плохая | 1 |
| Невозможно | 0 |
Для другой группы частных параметров(Y), характеризующих сложность системы, капитальные вложения, металлоемкость и т.д., достаточно использовать трехбалльную систему оценок:
Высокая 3
Средняя 2
Низкая 1
Обобщенные Z-параметры для различных способов добычи нефти могут быть определены как средние геометрические частных оценок для рассматриваемых параметров:
; (1.21)
; (1.22)
, (1.23)
где X – обобщенный параметр, оценивающий возможность успешного применения данного способа добычи нефти; Y – обобщенный параметр, характеризующий общую эффективность способа добычи нефти; xi, yi – оценка частных параметров; n, k – число частных x-и y-параметров.
|
|
|
Рассматриваемая система оценок параметров может быть использована только для предварительного выбора способа добычи нефти. Окончательное решение должно приниматься по основным показателям варианта проектируемой системы разработки.
Этот метод удобен тем, что если хоть один из частных параметров равен нулю, то данный способ эксплуатации неприменим в условиях эксплуатации данного объекта разработки. Для него характерна высокая чувствительность к низким оценкам частных параметров.
Билет 7. Вопрос 3. Особенности применения методов предупреждения образования АСПО при эксплуатации ЭЦНУ
Характер парафинообразования в скважинах, эксплуатируемых ЭЦНУ, аналогичен ранее описанному при фонтанной эксплуатации. Однако следует учесть, что вследствие технологических особенностей ЭЦНУ, не допускающих газосодержания на приеме (не более 0,25), приходится поддерживать соответствующее давление на приеме. Но это давление всегда ниже давления насыщения и поэтому не исключены случаи выпадения парафина в области забой -прием насоса.
|
|
|
В процессе работы узлы ЭЦНУ нагреваются, что также оказывает влияние на интенсивность отложений на них. В области приема насоса отложения парафина усиливаются.
Парафинообразование в НКТ не имеет существенных отличий от фонтанных скважин. Только точка начала образования отложений оказывается сдвинутой вверх от выкида насоса на расстояние, равное снижению давления в подъемнике до давления насыщения.
В высокодебитных скважинах при высоких скоростях движения жидкости в трубах толщина отложений имеет меньшее значение вследствие срыва некоторой части отложений потоком жидкости.
Рассмотрим применяемые методы борьбы с отложениями в этой категории скважин.
Тепловые методы
Технология применения тепловых методов основана на промывках горячей жидкостью с помощью АДП-160 путем обратной промывки. Особенность этой технологии для скважин с ЭЦНУ состоит в том, что температура промывочной жидкости не должна превышать предельную температуру, установленную для кабеля погружного электродвигателя. Для отечественных ПЭД -это 70 - 80 °С.
Химические методы
Технология химических методов не отличается от применяемой в фонтанных скважинах. Она включает задавку ингибитора в пласт и подачу в затрубное пространство устьевыми дозаторами.
Задавка ингибитора в пласт требует создания значительного давления, что опасно с точки зрения воздействия на кабель и погружной двигатель. Поэтому в каждом случае применения такого воздействия следует согласовывать проведение технологии с техническими условиями на эксплуатацию ЭЦНУ.
В некоторых нефтяных районах применяют такой способ борьбы с парафином.
Скважину останавливают, и в насосно-компрессорные трубы, отложения парафина в которых достигли критического значения, заливается ингибитор и выдерживается там некоторое время. Количество ингибитора определяется опытным путем и может составлять от 0,1 до 1,0 кг на 1 м3 жидкости, а время выдержки - от 2 до 4 ч. Затем ЭЦНУ запускают в работу, и высокоскоростным потоком жидкости АСПО выносятся из скважины.
Механические методы
В скважинах, эксплуатируемых ЭЦНУ, используются те же механические способы, что и в фонтанных скважинах: раздвижные и "летающие" скребки. Некоторым отличием является то, что обрывы проволоки, на которой подвешен скребок, и его застревание в скважине препятствуют разрушению сливного клапана и выпуску жидкости из НКТ перед подъемом. Последнее осуществляется, как известно, сбрасыванием металлической штанги.
В таких случаях приходится осуществлять подъем НКТ с жидкостью, что является большим осложнением. Поэтому к прочности скребковой проволоки должны предъявляться повышенные требования. Также следует исключить случаи застревания "летающих" скребков, а если этого добиться не удается, то лучше отказаться от их применения.
Применение труб с покрытиями
Технология этого метода аналогична технологии метода, применяемого в фонтанных скважинах. Следует полностью отказаться от спуска остеклованных НКТ, так как разрушение остеклованного покрытия и осаждение его в области выкидной части насоса ведут к образованию пробок, а часто и к заклиниванию насоса.
Билет 8. Вопрос 1. Парафинообразование в обводненных скважинах.
Обводнение месторождений характеризуется изменением процессов, происходящих как в самом продуктивном пласте, так и в стволе скважины при движении жидкости. Это и охлаждение нефтяного пласта вследствие длительной закачки в него огромных объемов воды, и выпадение солей из-за смешения разнородных по химическому составу вод, и образование эмульсий и т.д.
Во многих случаях вследствие принципиального изменения качества добываемой эмульсии, т.е. превращения ее типа "воды в нефти" в "нефть в воде", логично было ожидать уменьшения интенсивности парафиноотложений. Тем более, что одним из факторов снижения адгезии парафина к трубам является образование гидрофильной пленки на трубах.
Однако опыт указывает на продолжающееся парафинообразование на ряде месторождений.
Процессы эти, к сожалению, еще достаточно не изучены. В.П. Тронов [158] в своих работах объясняет образование отложений в обводненных скважинах следующим образом.
Кристаллы парафина совместно с асфальтосмолистыми веществами зарождаются на поверхности оборудования при снижении температуры на ней ниже температуры кристаллизации. Главным условием формирования АСПО автор считает снижение пластовой температуры, которая, например, на Восточно-Сулеевской площади Ромашкинского месторождения снизилась от 41 (в начале разработки) до 33 °С в 1997 г.
Газоотделение в этих условиях увеличивает турбулизацию потока водонефтяной смеси, за счет чего обеспечивается лучший контакт кристаллов с поверхностью труб и увеличивается теплоотдача потока. Последнее интенсифицирует парафинообразование.
Обводнение изменяет химические свойства нефти, повышая ее плотность, вязкость и содержание высокомолекулярных компонентов, способствующих кристаллообразованию.
В. А. Рагулин [138] показал, что обводнение ведет к образованию эмульсий, которые способствуют возникновению сильно развитой поверхности раздела фаз нефть - вода -смолопарафиновые компоненты. Это в свою очередь повышает вязкость жидкости, способствует образованию жестких структур и их прилипанию к поверхности труб.
Автор считает, что применение ингибиторов парафиноотложений в обводненных скважинах должно учитывать количество и состав попутной воды, значение водородного потенциала и солевого баланса. Эффект, полученный от применения ингибитора в безводных или малообводненных скважинах, может оказаться нулевым при его применении в высокообводненных скважинах. На этом должен базироваться квалифицированный выбор реагентов.
Приведем данные о применении ингибиторов в скважинах (табл. 7.13).
Исследования показывают, что увеличение доли воды в нефти при применении одних реагентов эффективно, при использовании других неэффективно. Одни реагенты хорошо работают в безводной нефти (МЛ-50, АНП-2), другие - сохраняют высокую отмывающую способность при любой обводненности (ХТ-48, ГМ20/40, НМ20/40). Эффективность ИНПАР-1 увеличивается по мере роста обводненности эмульсии, но она также зависит от характеристики нефти.
Билет 8. Вопрос 2. Опыт эксплуатации ДНУ с гибким тяговым элементом
Опытная эксплуатация первой ДНУ с ленточным тяговым механизмом подтвердила работоспособность насосного агрегата, но также выявила ряд недостатков, к которым относятся:
ü малый диаметр сматывающего барабана, что значительно увеличивает влияние изгибающего момента на напряжения изгиба ленты;
ü применение направляющего ролика, что дополнительно накладывает на ленту напряжения изгиба и приводит к снижению ресурса ленты;
ü несовершенство командно-управляющей аппаратуры;
ü установки приводят к возникновению проблемы с защитой ленты от перегрузок и делают невозможным оперативное изменение скорости движения плунжера.
Дата добавления: 2020-01-07; просмотров: 330; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!