Способы освоения скважин

Освоение скважины – это комплекс технологических операций по вызову притока пластового флюида, очистки ПЗП и достижения продуктивности, соответствующей естественной проницаемости пласта. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной. Возможны 2 пути вызова притока: уменьшения плотности столба жидкости (замена жидкости, компрессорный метод) и уменьшение высоты столба жидкости (тартание, поршневание, глубинные насосы).

- тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком канате с помощью лебедки. Это малопроизводительный, трудоемкий способ. Во время работы запорная арматура не может быть закрыта, в результате нет возможности оперативно остановить внезапное фонтанирование.

- поршневание – вытеснение столба жидкости из НКТ на поверхность при помощи сваба - трубы малого диаметра с клапаном, в нижней части открывающимся вверх. Поршневание в 10-15 раз производительнее тартания. За один спуск-подъем уровень может быть снижен на 100-150 метров. Существует опасность неожиданного выброса.

- замена скважинной жидкости на более легкую – создает плавное увеличение депрессии на пласт. Снижение забойного давления пропорционально разности плотностей скважинной и вытесняющей жидкости. Используется в коллекторах хорошо поддающихся освоению. Невозможно создание глубокой депрессии.

- компрессорный метод – закачка газа в затрубное пространство, что приводит к оттеснению жидкости до башмака НКТ или пускового отверстия, газированию жидкости в НКТ и плавному снижению забойного давления. Глубина депрессии ограничивается возможностями компрессора. Один из основных способов освоения газлифтных скважин.

- прокачка газожидкостной смеси – осуществляется замена скважиной жидкости газированной смесью плотность, которой постепенно уменьшается до 300-400 кг/м3. Применяется при нормальных пластовых давлениях. Для предупреждения всплывания пузырьков газа и снижения эффективности метода скорость жидкости в скважине должна быть более 0,8 м/с, поэтому часто ГЖС закачивают ч/з НКТ.

- откачка глубинными насосами. Применяется при нормальных и низких пластовых давлениях. Эффективен в случаях когда скважина не нуждается в глубоких и длительных депрессиях для очистки ПЗП.

22.Оптимизация режимов работы УЭЦН.

Задача заключается в том, чтобы для каждой конкретной скважины с учетом ее характеристик подобрать все звенья ЭЦН и 1 глубину спуска насоса. Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти воды и газа и их смесей, которые предполагается откачивать из скважины, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока потока на входе Для этою строят кривые распределения давления и расходного газосодержания потока вдоль обсадных труб шагами от забоя снизу вверх, начиная от заданного забойного давления, определяемого по уравнению притока для известного дебита (соответственно кривые 1 и 3 на рис V ] 11.18). По кривой 3 оценивают предварительную глубину спуска насоса ( по допустимым значениям объемного газосодержания на приеме насоса

Ввх=0,05 - 0.25 ) и давление Рвх ( по кривой I). Упомянутые пределы расходного газосодержания на входе в насос установлены по данным испытаний ЭЦН во время откачки газированной жидкости. Если Ввх=0 - 0,05, то газ слабо влияет на работу насоса, если Ввх=0,25 - 0.3 то происходит срыв подачи насоса. По кривым 1 и-2 на глубине спуска насоса определяют перепад давлений 1рсбуемый для получения заданного дебита

Рс=Рвык - Рвх Свойства жидкости и ее вязкость влияют на напорную характеристику насоса. Поэтому далее оцениваем подачу qb и напора Нвс, которые должен иметь подбираемый насос при откачке жидкости ( с учетом влияния на рабочую характеристику насоса свободно! о газа в ГЖС, проходящей через насос, и ее вязкости), чтобы обеспечить подъем заданного количества нефти Q жсу с выбранной глубины l_h. Поданным q_b и Нвс и паспортным характеристикам подбирают тип насоса, удовлетворяющий условиям 0,65£Qв/Qв опт£1,25, ( где qb.опт - паспортная подача насоса при оптимальном режиме) Нвс£Нпн -DН (где Нпв-напор насоса но паспортной характеристике, соответствующей производительности qbm, DН- поправка , для пересчета Нпв в вероятный напор при работе на воде) DН = 0,92Нв.опт/3,9+0,023Qв.опт ( где Нв.опт - оптимальный напор Qв.опт-оптимальный расход по паспортной характеристике. Выбранный насосный агрегат должен работать в условиях превышения необходимого пускового напора Ноcв над рабочим при откачке ГЖС.

Может оказаться что необходимая характеристика насоса по напору Н не соответствуют (ниже) паспортной характеристике насоса, ближайшею но параметрам. В этом случае напор выбранного насоса регулируют путем повышения противодавления на устье с помощью штуцера или уменьшением ( частичным изъятием) некоторого числа ступеней насоса с заменой их вкладышами. Если используют штуцер, то снижается к.п.д. установки, но при этом регулирование осуществляется проще (без разборки насоса). Также регулировать характеристики ЭЦН можно путем частотного регулирования электродвигателя насоса (частота вращения вала ПЭД пропорциональна частоте тока), в результате чего одновременно изменяются в широком диапазоне и напор и подача насоса. Частотное регулирование позволяет сократить необходимое число типоразмеров ЭЦН.

В станциях управления предусмотрены ручной и автоматический режимы работы. В ручном режиме после остановки УЭЦН (например, из-за аварийного отключения электроэнергии) повторно запустить насос в работу можно только вручную. В автоматическом же режиме предусмотрен самозапуск установки через некоторое время после возобновления подачи электроэнергии. Это удобно тем, что для запуска установок не надо ехать по всем скважинам. Однако в зимних условиях на месторождениях Крайнего Севера и Западной Сибири, когда существует опасность замерзания устьевой арматуры и выкидной линии скважины при остановке насоса, автоматический самозапуск нежелателен. Более предпочтительным здесь является ручной запуск установки. При этом оператор приезжает на скважину и включает насос в работу только после пропаривания устьевой арматуры и выкидной линии.

Для достижения поставленной цели сформулированы следующие задачи: 1. Рассмотреть перспективы и экономическую целесообразность применения регулируемого электропривода в структуре УЭЦН.

2. Сформулировать задачу оптимизации установившихся режимов работы УЭЦН с обоснованием критерия, параметров оптимизации и ограничений.

3. Провести системный1 анализ параметров; определяющих показатели работы УЭЦНи выявить наиболее значимые факторы.

4. Разработать математическую модель УЭЦН, учитывающую* основные технологические и технические параметры:

5. Разработать алгоритм; управления,, обеспечивающий оптимизацию установившихся режимов работы УЭЦН;.

6. Оценить, эффективность разработанного алгоритма путем имитационного моделирования и экспериментальных испытаний;на скважине.

УЭЦН

Под подбором УЭЦН понимается определение типоразмера установки, обеспечивающей заданную добычу пластовой жидкости из скважин при оптимальных рабочих показателях (подаче, напоре, мощности, наработке на отказ, КПД и пр.)

При этом максимальное содержание свободного газа у приема насоса не должно превышать 25 % для установок без газосепараторов, максимально допустимое давление в зоне подвески УЭЦН – не более 25 МПа, температура не более 90 0С. Темп набора кривизны скважины в зоне подвески насоса не более 3 мин. на 10 м. Вначале устанавливают необходимые исходные данные - выбирают уравнение притока, определяют свойства нефти газа и воды и их смесей, конструкцию эксплуатационной обсадной колонны, глубину спуска насоса находят с учетом расходного газосодержания нефтегазового потока на входе.

Производительность УЭЦН регулируется:

1. Методом штуцирования (на устье скважины)

2. При помощи преобразователя частоты:

3. При помощи изменения глубины подвески ЭЦН

4. Замена насосной установки