авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ РОССИЙСКАЯ БИБЛИОТЕКА - WWW.DISLIB.RU

АВТОРЕФЕРАТЫ, ДИССЕРТАЦИИ, МОНОГРАФИИ, НАУЧНЫЕ СТАТЬИ, КНИГИ

 
<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 |

Совершенствование комплекса технологий и технических средств для одновременно-раздельной нефтедобычи (в условиях нгду арланнефть ооо башнефть–добыча)

-- [ Страница 2 ] --

Как видно из таблицы 3, после внедрения рабочих колёс из полимерных композиционных материалов и исключения образования неорганических отложений МРП работы данных скважин вырос в среднем в 2,3 раза. Практически по всем скважинам заметного снижения дебита, равно как и осложнений, связанных с отложением неорганических отложений, не наблюдается. На 01.04.2011 г. все скважины находятся в работе.

Также рассмотрен механизм электрохимического разрушения оборудования скважин, оснащённых УЭЦН. Согласно теории о статической электризации тел, при соприкосновении двух разнозаряженных веществ из-за неравновесности атомных и молекулярных сил на их поверхности происходит перераспределение электронов, а в жидкостях – ещё и ионов, с образованием двойного электрического слоя с противоположными знаками электрических зарядов. Таким образом, между соприкасающимися телами, особенно при их трении, возникает контактная разность потенциалов, значение которой зависит от таких факторов, как диэлектрические свойства материалов, значения их взаимного давления при соприкосновении и температуры поверхностей этих тел.

Электрические заряды, образующиеся на элементах скважинного оборудования, например протекторе и НКТ, могут взаимно нейтрализоваться, но в некоторых случаях, когда заряды велики и разность потенциалов также значительна, может произойти быстрый искровой разряд между наэлектризованными частями оборудования. Несмотря на то что сформировавшийся разряд является переносчиком весьма небольшого количества энергии, высокая разность потенциалов и скорость их изменения влекут образование токов, достаточных для инициирования изначально незаметных повреждений, следствием которых может произойти нарушение целостности металла скважинного оборудования.

Негативные последствия проявлений влияния блуждающих токов и статического электричества, также ответственных за коррозионное разрушение трубопровода, проявляются во многих областях экономики. Применительно к нефтяной промышленности следует отметить такие, как возможность появления и накопления электрических зарядов при движении нефти, нефтепродуктов и газов по трубопроводам, при сливо-наливных операциях, заполнении или освобождении емкостей, разбрызгивании или распылении жидкостей, дросселировании потоков сжатых газов, пропаривании и других операциях.

Учитывая необходимость рассеивания статического заряда, и, следовательно, защиты скважинного оборудования от электрохимической коррозии, необходимо иметь возможность его постоянного и надёжного заземления через проводящие элементы в процессе добычи. Конструктивное решение по обеспечению стекания электрических зарядов с элементов скважинного оборудования представлено на рисунке 2. Предупреждение коррозионного разрушения достигается за счет того, что в нижней части УЭЦН размещается проволочный щёточный диск, материалом для изготовления которого является коррозионно-стойкая, высоколигированная витая сталь. Наружный диаметр диска превышает внутренний диаметр обсадной колонны. Данный диск обеспечивает гарантированный гальванический (металлический) подвижный контакт корпуса погружного двигателя с обсадной колонной.

1 – шпилька; 2 – шайба; 3 – ниппель; 4 – муфта;

5 – гайка; 6 – диск щёточный (лепестковый)

Рисунок 2 – Устройство для защиты установок ШГН и ЭЦН
от электрохимической коррозии (патент 93458 РФ)

Устройство работает следующим образом. За счёт упругих деформаций эластичных элементов (проволок) щёточного диска обеспечивается электрический контакт корпуса погружного электродвигателя с обсадной колонной, уравнивая тем самым электрические потенциалы всего подземного оборудования, исключая его электрохимическое разрушение. Во время спуска УЭЦН в скважину щёточный диск обеспечивает стекание блуждающих токов.

В третьей главе рассмотрены особенности применяемых техники и технологий одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых месторождениий. Из более 2000 нефтяных месторождений РФ 70 % – многопластовые.

Научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы в данной области начаты под руководством Н.К. Байбакова с конца 1950-х годов в Татарии, Башкирии, Грозном, Куйбышеве. Созданы, прошли промысловые испытания и серийно выпускались системы с параллельными и концентричными колоннами НКТ (рисунок 3). За пятилетие с 1969 по 1974 годы в нефтяной промышленности СССР на ОРД перевели более 2500 скважин, а в период с 1974-го по 1979 год ещё около 2000 скважин.

Рисунок 3 – Структура различных компоновок для ОРД

Тогда же была разработана схема, состоящая из одной или нескольких колонн НКТ и некоторого количества пакеров для пластов, которые необходимо разобщить либо из-за разности давления, либо из-за того, что нельзя смешивать их продукцию.

Например, основные объекты разработки в Татарстане – это угленосные и девонские горизонты. Смешение продукции этих пластов даёт продукт относительно низкой стоимости, в связи с чем принято решение поднимать нефть отдельно из каждого пласта. Как известно, есть две основные конфигурации ОРД – с использованием концентричных колонн НКТ и параллельных колонн НКТ для подъёма продукции разных пластов или для закачки и подъёма жидкости.

Анализ показал, что оборудование для ОРД является более сложным, чем оборудование для обычной эксплуатации, что может снизить надёжность всей системы добычи. Так, например, если скважина малого диаметра, то это означает невозможность использования параллельных труб, а отказ от использования одного из элементов при концентричном размещении НКТ приводит к тому, что приходится останавливать добычу из всех эксплуатируемых пластов.

Таким образом, переходу на технологию ОРД или ОРЗ должно предшествовать чёткое определение цели применения раздельной эксплуатации (закачки) с тщательным подбором скважин, переводимых на ОРД (ОРЗ).

В свою очередь, к известным элементам систем ОРД необходимо добавлять модули с автономным питанием и встроенными программами, которые по тем условиям, которые получает управляющий элемент (по давлению, температуре, количеству свободного газа, по плотности откачиваемой жидкости и т.д.), могут принимать решение сами, без участия персонала. Решением может быть частичное перекрытие (т.е. уменьшение проходного сечения штуцера), либо наоборот, открытие этого штуцера, либо полное закрытие штуцера.

Довольно часто используются компоновки для ОРЗ в нагнетательных скважинах, в том числе потому, что зачастую жидкость необходимо закачивать не только в целях поддержания пластового давления, но и для утилизации попутно-добываемой воды. В этом случае нужно проводить закачку воды для ППД в один из продуктивных пластов, а утилизацию воды – в другом пласте, не имеющем сообщения с продуктивными горизонтами добывающей скважины.

Установки для ОРЗ в ООО «Татнефть» на 01.09.2010 г. внедрены в 199 скважинах, общий объем закачки по подключенным пластам составил
3960 тыс. м3 воды, а дополнительная добыча нефти по реагирующим добывающим скважинам – 318,8 тыс. тонн.

После появления компьютерных систем и станций управления, позволяющих менять рабочие характеристики добывающего оборудования, усложнились и выросли задачи «интеллектуальных» систем: сбор, анализ и хранение информации о работе систем; управление системами в целях получения максимального количества нефти (увеличения МРП, снижения энергопотребления и т.д.).

В четвёртой главе рассмотрено применение оборудования для одновременно-раздельной добычи при эксплуатации промежуточных пластов терригенной толщи нижнего карбона (ТТНК) Арланского месторождения. Разработка Арланского нефтяного месторождения с точки зрения выработки запасов нефти отличается сложностью и связана с рядом особенностей:

- наличием в разрезе продуктивной толщи большого числа пластов;

- резкой зональной неоднородностью (отдельные пласты представлены коллекторами лишь на 10…15 % от площади месторождения);

- высокой вязкостью нефти в пластовых условиях.

Около 92 % начальных балансовых запасов (НБЗ) и свыше 95 % суммарных начальных извлечённых запасов (НИЗ) приходятся на долю терригенной толщи нижнего карбона; во второй по величине запасов толще карбонатов каширо-подольского горизонта среднего карбона содержатся 6,5 % НБЗ и 3,2 % суммарных НИЗ, а на долю остальных приходятся 1,8 % НБЗ и 1,5 % суммарных НИЗ. Около 11 % запасов ТТНК приурочены к тонким прерывистым пластам «промежуточной» пачки. Они, как и все запасы карбонатных толщ, относятся к трудноизвлекаемым. Распределение начальных запасов нефти по продуктивным пластам ТТНК Арланского месторождения представлены на рисунке 4 и в таблице 4.

Рисунок 4 – Доля «промежуточных» пластов в общем объёме начальных извлекаемых запасов по ТТНК Арланского месторождения
на начальный период разработки

По ТТНК Арланского месторождения наибольший коэффициент извлечения нефти (КИН) достигнут по основным пластам C-II – 47,9 %, C-III – 36,7 % и C-VI – 38,7 %, при среднем КИН 39,0 % (без Вятской площади), по промежуточным пластам значение КИН колеблется от 13,3 % до 28,6 %.

Таблица 4 – Показатели запасов нефти ТТНК Арланского месторождения

Показатели Пласты Алексинский горизонт без учета Алексинского горизонта
I II III IV0 IV V VI0 VI
Начальные геологические запасы, тыс.
 т
21299 389298 74289 3627 51976 71044 27667 358394 11127 997594
Начальные извлекаемые запасы, тыс. т 7520 195591 34443 758 15035 21528 5740 159334 6565 439895
Утверждённый КИН, д.ед. 0,353 0,502 0,464 0,212 0,289 0,303 0,207 0,445 0,590 0,441
Всего добыто нефти, тыс. т 6092 184751 27053 509 12569 15266 4466 141794 5502 392501
Текущий КИН, д.ед. 0,286 0,475 0,364 0,140 0,242 0,215 0,161 0,396 0,494 0,393
Коэффициент использования НИЗ, % 81,0 94,5 78,5 67,1 83,6 70,9 77,8 89,0 83,8 89,2

Достижение высокого КИН по основным пластам возможно, если планомерно осуществлять их разделение (изоляция пластов), не допуская отборов больших технологически неоправданных объемов попутной воды, которая снижает экономически рентабельный КИН.

На месторождениях НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» с каждым годом увеличивается доля запасов нефти с низкопроницаемыми и маломощными коллекторами (НПМК), которые содержатся и в так называемых «промежуточных» пластах многопластовых месторождений. Общими для всех залежей и участков с НПМК является низкая продуктивность скважин, сложность поддержания пластового давления, слабая изученность механизма фильтрации жидкостей в этих коллекторах.

Большие сложности возникают при разработке залежей нефти нижнего карбона Арланского месторождения. Это месторождение является многопластовым: в разрезе терригенной толщи нижнего карбона выделяются восемь продуктивных пластов (сверху – вниз) – С-I, C-II, С-III, C-IV0, C-IV, C-V,
C-VI0, C-VI. Наиболее выдержанными и имеющими площадное распространение с высокими коллекторскими свойствами являются пласты С-II и С-VI (средняя нефтенасыщенная толщина 2,5…9,2 м, проницаемость 0,5…1,0 мкм2), причём один из них расположен в кровле ТТНК.

Низкими фильтрационными свойствами, заглинизированностью и прирывистостью характеризуются так называемые «промежуточные» пласты (С-I,
C-III, C-IV0, C-IV, C-V, C-VI0). Среднее значение нефтенасыщенной толщины этих пластов колеблется от 0,6 до 1,7 м, средняя проницаемость изменяется от 0,10 до 0,39 мкм2.

Для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также эксплуатационных расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов. При этом, как правило, не удается достигнуть заданного коэффициента нефтеизвлечения и суммы потенциальных возможностей каждого из пластов эксплуатационного объекта, и суммарное значение дебитов значительно меньше.

Тем не менее, для повышения рентабельности скважины с одновременным использованием энергетического потенциала, в том числе для минимизации влияния осложняющих условий, целесообразно подключить к ней менее продуктивные пласты.

С целью внедрения технологии ОРД из двух пластов с разными коллекторскими характеристиками в 2009 году для испытания в НГДУ «Арланнефть» ООО «Башнефть-Добыча» было приобретено спецоборудование с применением в компоновке погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти из нижнего пласта и скважинного штангового насоса – для добычи из верхнего пласта.

Схема установки изображена на рисунке 5. Установка содержит электропогружной насос 1 с входным модулем 2, в котором помещён герметичный ввод 3 кабеля 4 для электродвигателя 5 в кожух 6, охватывающий электродвигатель 5 и соединённый хвостовиком 7 с пакером 8, разделяющим верхний 9 и нижний 10 пласты. Выход насоса 1 через клапан 11 соединён каналом 12 с колонной лифтовых труб 13. Вход штангового насоса 14 соединён каналом 15 с межтрубным пространством 16, а выход – с колонной насосно-компрессорных труб 13. Насос 14 приводится в действие штангами 17.

Продукция нижнего пласта 10 поступает через пакер 8 и хвостовик 7 в кожух 6 с электродвигателем 5 через входной модуль 2 на приём электропогружного насоса 1 и перекачивается им через обратный клапан 11 и канал 12 в полость насосно-компрессорных труб 13 и далее на поверхность. Продукция верхнего пласта 9 поступает через межтрубное пространство и канал 15 на приём штангового насоса 14 и перекачивается им в колонну насосно-компрессорных труб 13, по которой она, смешиваясь с продукцией нижнего пласта 10, поднимается на поверхность. Насос приводится в действие штангами 17.

Рисунок 5 – Схема установки для одновременно-раздельной добычи

Собирают электродвигатель 5 с кожухом 6, входным модулем 2 и частью кабеля 4 в цеховых условиях ООО «Нефтекамский завод нефтепромыслового оборудования». Присоединение насоса 1 и остальной части кабеля 4 осуществляется на устье скважины. Режим работы установки определяется параметрами используемых насосов.

Для смешивания продукции пластов, разобщённых пакером, применяется смеситель скважинной жидкости (рисунок 6).

Смеситель скважинной жидкости состоит из корпуса 1, снабжённого на обоих концах присоединительными резьбами НКТ 89 мм (ГОСТ 633-80), для монтажа УЭЦН с кожухом. Корпус 1 содержит три осевых канала диаметрами 20, 20 и 30 мм для транспортировки продукции из нижнего пласта до насосно-компрессорных труб, а также боковой клапан – для добычи продукции верхнего пласта с ШГН, при этом вход бокового канала выполнен наклонным вниз под углом 15…60о к оси для исключения его засорения твёрдыми частицами. В вертикальную часть бокового канала на резьбе монтируется технологический патрубок 2 (для установки манжетного якоря), нижняя часть которого оборудована клапанным узлом, состоящим из шара 7, седла 6, герметизированного уплотнителем 5, клапанной клетки 4, седло 6 закрепляется гайкой 3.


Рисунок 6 – Смеситель скважинной жидкости

Параметры работы скважины № 2984 до внедрения оборудования ОРД представлены в таблице 5.

Таблица 5 – Параметры работы скважины № 2984 до внедрения
оборудования ОРД

Параметры Данные
Насос 73-ННБ-57-45-12-2
Глубина спуска насоса, м 908
Объект разработки ТТНК C-VI
Средний дебит жидкости, м3/сут 34
Средний дебит нефти, т/сут 0,6
Обводнённость, % 98
Среднее давление на приёме насоса, атм 85…90


Pages:     | 1 || 3 |
 





 
© 2013 www.dislib.ru - «Авторефераты диссертаций - бесплатно»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.