Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами



Билет 2

Поддержание пластового давления. Технологическая схема системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента. Подготовка воды. Кустовые насосные станции и установки для закачки воды.

В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах.

С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.

Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:

I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:

1. Законтурное заводнение;

2. Приконтурное заводнение;

3. Внутриконтурное заводнение;

4. Циклическое заводнение;

5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:

- разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;

- блочное заводнение;

- очаговое заводнение;

- избирательное заводнение;

- площадное заводнение.

II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:

- закачка сухого газа;

- закачка воздуха;

- попеременная закачка воды и газа.

III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами:

- полимерное воздействие;

- термополимерное воздействие;

- биополимерное воздействие.

IV. Закачка в пласт оторочек оксидата (продукт окисления жидких легких углеводородов кислородом воздуха).

V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ (ПАВ), растворителей и т.д.

VI. Тепловые методы воздействия:

- паротепловое воздействие (ПТВ);

- воздействие горячей водой (ВГВ);

- импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);

- импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П));

- термоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП);

- тепловая обработка призабойной зоны пласта.

VII. Внутрипластовое горение.

Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт.

Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.

Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.

Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.

Чтобы удерживать среднее пластовое давление в нефтяной залежи на одном уровне, объем воды, закачиваемый в пласт при заводнении, должен быть равным объему, добываемому из пласта жидкости и газа. На многих нефтяных месторождениях с пластовым давлением, превышающим давление насыщения нефти газом, одна тонна извлеченной нефти вместе с попутным газом занимает в пластовых условиях объем, равный 1,4-1,6 м3 . Это означает, что для извлечения из пласта одной тонны нефти в пласт необходимо закачать 1,4-1,6 м3воды. В то же время, как показывает практика, соответствие объемов извлекаемой из пласта на поверхность и нагнетаемой в пласт жидкости не обеспечивает поддержания пластового давления на одном уровне. Это является следствием того, что при внутриконтурном заводнении часть закачиваемой воды уходит в периферийные водяные зоны пласта, отдельные непродуктивные пропластки, в верхние или нижние пласты и т.п. Необходимо учитывать и то, что некоторое количество воды теряется на поверхности (порывы водоводов и т.д.).

В среднем, ориентировочно, принято считать, что непроизводительные потери воды при внутриконтурном заводнении составляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения необходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачивать от 1,6 до 1,8 м3 воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.

По мере разработки залежи пластовое давление снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). В этом случае для поддержания пластового давления применяют искусственные методы, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи, что обуславливается приближением зоны повышенного Рпл, созданного за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды.

 

 

Для принятия решения о проведении ППД на конкретной залежи необходимо проработать следующие вопросы:

· определить местоположение водонагнетательных скважин;

· определить суммарный объем нагнетаемой воды;

· рассчитать число водонагнетательных скважин;

· установить основные требования к нагнетаемой воде.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин различают:

· законтурное;

· внутриконтурное;

· приконтурное.

Законтурное –для залежей нефти с небольшими запасами, водонагнетательные скважины расположены в законтурной водоносной части пласта. Применение законтурной системы заводения возможно при перемещении ВНК при достижимых перепадах Рпл.

Внутриконтурное –применяется при разработке залежи с очень большими площадями. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную систему разработки одновременно. Для этого площадь разрезают рядами нагнетательных скважин. При закачке в них воды образуются зоны повышенного давления, которые препятствуют перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной свкажины, увеличиваются в размерах, затем сливаются и образуют единый фронт воды. С целью ускорения образования единого фронта по линии ряда нагнетательных скважин освоение под нагнетатение осуществляется через одну. В промежутках проектные нагнетательные скважины работают в отработке на нефть, осуществляя в них форсированный отбор нефти и по мере обводненности переводятся под закачку.

Есть несколько его разновидностей внутриконтурного заводнения.

Блоковая система применяется на месторождениях вытянутой формы с расположением нагнетательных скважин в поперечном направлении. Отличие блоковой системы от внутриконтурной в том, что блоковая система предполагает отказ от законтурного заводнения. Преимущество – отказ от расположения нагнетательных скважин в законтурной зоне (исключается риск бурения); более полное использованиеестественных сил гидродинамической области законтурной части пласта; существенное сокращение площади, подлежащей обустройству объектами ППД; упрощается система обслуживания ППД.

Площадное заводнение применяется пластов с низкой проницаемостью. нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элемент системы.

Очаговое заводнение. Очаги заводнения(нагнетание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин)обычно создают на участках ,не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения. Под нагнетательные выбирают скважины из числа добывающих, которые свою задачу уже выполнили. Или бурят специальные дополнительные скважины.

Барьерное заводнение применяют для газонефтяных залежей с дольшими запасами газа в газовой шапке. Нагнетательные скважины распологают в зоне ГНК, а закачку воды и отбор нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение газа и нефти водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть пласта и наоборот.

Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.

Подготовка воды. Вода, используемая для ППД должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивается по:

1) количество мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм.Если коррозионная активность воды более0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных).Затем через фильтра насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы:

- систему нагнетательных скважин;

- систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);

- станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.

 

Кустовые насосные станции поднимают давление воды до давления нагнетания в пласт (8 - 20 МПа) и направляют ее к водораспределительным гребенкам и далее к нагнетательным скважинам. КНС обычно состоят из насосного помещения, высоковольтного распределительного устройства, помещения систем управления и регистрации режимов работы, магистральной гребенки с аппаратурой распределения и регулирования режима подачи воды к скважинам.

КНС

Основной задачей КНС является нагнетание воды в продуктивные неф­тяные пласты для поддержания или создания необходимых пластовых давлений, установленных технологической схемой разработки месторож­дений. Насосные станции в зависимости от конструктивного исполнения подразделяются на блочные кустовые (БКНС), оборудование которых мон­тируют в специальных блок-боксах на заводах-изготовителях, и кустовые (КНС), технологическое оборудование которых монтируют в капитальных сооружениях.

В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насо­сный блок) и НБ-2 (средний насосный блок). Блок НБ-1 обязателен, неза­висимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков состоит в исполнении их укрытия.

Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия – обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403.

Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распреде­ления поступающей от насоса ПК по напорным трубопроводам, размеща­ют в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя: распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.

Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода поступает на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в блок-гребенку (БГ), где по системе высокона­порных водоводов направляется к нагнетательным скважинам.

К кустовым насосным станциям (КНС) подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин.

 

Автоматизация скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами.

Система автоматизации скважин, оборудованных ШГН и приводимых в действие СК, должна выполнять следующие функции:

-сбор, первичная обработка и хранение информации о технологических параметрах объекта автоматизации и состоянии оборудования в реальном масштабе времени;

-автоматическое регулирование и управление технологическим оборудованием в соответствии с заданной программой;

-противоаварийную защиту технологического оборудования, контроль срабатывания защит и блокировок;

-исполнение команд с пункта управления;

-контроль работоспособности контроллеров, датчиков и исполнительных механизмов;

-местное управление технологическим оборудованием;

-обмен информацией с пунктами управления;

-дистанционное управление состоянием и режимом работы технологическим оборудования;

-сигнализацию отклонения параметров от заданных значений, отказов технологического оборудования и элементов системы автоматизации;

-регистрацию и хранение информации о контролируемых параметрах, аварийных ситуациях и действиях оперативного персонала;

-ведение архивов и представление информации в виде таблиц и диаграмм, в том числе и по дебиту скважины;

-учёт наработки технологического оборудования;

-оптимизацию режимов работы технологического оборудования и решение задач рациональной эксплуатации скважины.

Элементом среднего уровня системы автоматизации является станция управления, включающая в себя следующие узлы:шкаф; силовые элементы управления питанием; контроллер ;блок регулировки частоты вращения электропривода; источник резервного питания контроллера; барьеры искрозащиты.

К элементам нижнего уровня системы автоматизации относятся измерительные преобразователи (датчики) технологических параметров оборудования и скважины:

-датчик усилия на полированный шток;

-датчик параметров движения штока;

-датчик давления на устье скважины;

-датчики электрических величин (ваттметрирования);

-датчики защиты.

-Датчики защиты обеспечивают сигнализацию и упреждающее отключение питания электродвигателя в случае поломки элементов технологического оборудования. К ним относятся:

-датчик температуры подшипника балансира;

-датчик натяжения цепи.


Дата добавления: 2018-04-04; просмотров: 2325; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:






Мы поможем в написании ваших работ!