Виды заводнения залежей для поддержания пластового давления.
БИЛЕТ № 8
Искусственное поддержание пластового давления достигается методами законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения.
Законтурное заводнение применяют при разработке сравнительно небольших по размерам залежей. Он заключается в закачке водыв пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности на расстоянии 100 м и более. Добывающие скважины располагаются внутри контура нефтеносности параллельно контуру.
В результате заводнения приток воды к пласту увеличивается и давление в нефтяной залежи поддерживается на высоком уровне.
Приконтурное заводнение применяют на месторождениях с низкой проницаемостью продуктивных пластов в водяной части залежи. Вода нагнетается в скважины, расположенные в периферийной приконтурной зоне залежи.
При внутриконтурном заводнении вода нагнетается в пласт через скважины, расположенные непосредственно на площади нефтяной залежи. Внутриконтурное заводнение применяют на крупном месторождении разделением его рядами нагнетательных скважин на отдельные эксплуатационные объекты, которые в дальнейшем эксплуатируются как самостоятельные залежи. При этом обычно все скважины после бурения эксплуатируются сначала на нефть, затем через одну осваиваются под нагнетание.
|
|
Внутриконтурное заводнение подразделяется:
- блоковое заводнение – залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки;
- сводовое заводнение – воду нагнетают в скважины одного прямолинейного ряда или кольцевого ряда, расположенного в сводовой части залежи;
- площадное заводнение – при котором нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности (данный вид заводнения применяется в случае низкой проницаемости и высокой вязкости нефти);
- очаговое (избирательное) заводнение – очаги заводнения обычно создают на участках не испытывающих влияния заводнения и где происходит падение пластового давления и снижение отборов нефти.
Широкое применение в нашей стране получили погружные установки центробежных электронасосов. Начали применяться гидропоршневые насосы, и прошли успешные промышленные испытания винтовые насосы. Средний дебит нефтяной скважины, оборудованной такой установкой, составляет 120—140 т/сут, в то время как дебит скважин, оборудованных штанговыми насосными установками, всего 15 т/сут. Большое преимущество этих установок — простота обслуживания, большой межремонтный период работы — более 1 года. Нередки случаи, когда на отдельных месторождениях установки работают более 2—3 лет без подъема.
|
|
УСТАНОВКА ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО ЭЛЕКТРОНАСОСА
Установка погружного центробежного электронасоса состоит из следующих основных элементов: насосного агрегата (насос, электродвигатель, протектор ), который спускается на колонне насосно-компрессорных труб; бронированного кабеля; устьевой арматуры; автотрансформатораи станции управления.
Погружной электродвигатель (ПЭД) 1 расположен под насосом, вал которого соединяется с валом насоса посредством шлицевого соединения вала протектора. ПЭД представляет собой асинхронный двигатель трехфазного тока в герметичном исполнении — помещен в стальную трубу, заполненную трансформаторным маслом. Ток питания подводится через бронированный кабель, который спускается в скважину параллельно насосно-компрессорным трубам (НКТ) и крепится к ним хомутиками. Конец кабеля плоский. Кабель имеет кабельную муфту для соединения токоподвода с выводными концами статорной обмотки. Питание электродвигателя осуществляется от промысловой сети, напряжение которой регулируется автотрансформатором.Управление и контроль за работой насоса проводят с помощью станции управления.
Длина электродвигателя в зависимости от мощности может достигать 10 м. Статор двигателя состоит из магнитныхи немагнитныхпакетов, собранных в общем корпусе. Обмотка статора (общая для всех пакетов) выполнена из масло- и теплостойких материалов. Ротор двигателя состоит из отдельных секций, собранных на валу. Между роторными секциями установлены промежуточные опорные подшипники качения или скольжения. Скорость вращения ротора ПЭД составляет около 3000 об/мин.
Для серийных центробежных насосных установок выпускают двигатели мощностью от 10 до 125 кВт. Наружные диаметры корпусов равны 103, 117 и 123 мм. В настоящее время выпускаются погружные электродвигатели в термостойком исполнении для эксплуатации установок при температурах до 95°С.
Погружной центробежный электронасос монтируется также в стальной трубе. Рабочие колесасобраны на валу(на шпонке) скользящей посадкой. Колеса расположены в соответствующих направляющих аппаратахкак на подпятниках. Для уменьшения трения в расточку нижнего диска колеса запрессованы текстолитовые шайбы 6. Вал поддерживается подшипниками: верхним — скольженияи нижним радиально-упорным. Число рабочих колец и направляющих аппаратов (ступеней) в серийно выпускаемых насосах колеблется от 84 до 332. Длина корпуса насоса не превышает обычно 5,5 м. При большом числе ступеней их размещают в двух, а иногда и в трех корпусах, соединенных в секции одного насоса. В соединительном патрубке верхней части насоса устанавливают обратный шариковый клапан, который необходим для заполнения НКТ жидкостью перед пуском насосного агрегата в эксплуатацию и удержания жидкости в них при вынужденных остановках работы скважины. Над обратным клапаном в конце НКТ имеется сливной патрубок, используемый для спуска жидкости при подъеме насосного агрегата на поверхность.
В зависимости от условий эксплуатации используют также насосы в износоустойчивом исполнении, которые применяют в обводненных скважинах со значительным содержанием песка (до 1 %). Рабочие колеса этих насосов изготовляют из полиамидной смолы, а в корпусе насоса устанавливают промежуточные резино-металлические подшипники.
Протектор состоит из двух герметично изолированных друг от друга секций, через которые проходит вал с двумя шлицевыми концами для соединения посредством специальных муфт с валами насоса и электродвигателя. Верхняя секция заполнена специальной смазкой для снабжения упорных подшипников насоса, а нижняя секция — трансформаторным маслом для подачи в электродвигатель по мере ее убыли при работе. Давление в секциях протектора несколько больше давления в скважине, что предотвращает возможность попадания скважинной жидкости в двигатель.
|
|
Корпусы насоса, протектора и электродвигателя соединены между собой фланцами. Наружные диаметры корпуса насоса и протектора соответственно равны 92 и 114 мм.
Устье скважины оборудуют устьевым оборудованием ОУЭН. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе, имеющей отверстие для кабеля.Крестовинанавинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом и резиновым уплотнителем, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией, на которой установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. С этой целью на тройнике устанавливают лубрикатор. Задвижка, установленная на выкиде устьевой арматуры, необходима для изменения режима работы скважины в процессе ее исследования. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами.