2014-02-24
2163
Схема сбора нефти на промыслах.
Обводненность продуктивного пласта.
БИЛЕТ № 14
Одним из осложняющих факторов при эксплуатации скважины УСШН является обводнение продукции. Анализ результатов исследований большого числа скважин показал, что в обсадной колонне ниже приема насоса находится столб воды, оставшейся после глушения или скапливающийся в процессе эксплуатации. Независимо от содержания воды, средняя плотность смеси в интервале забой – прием насоса чаще всего приближается к плотности пластовой воды. Расчеты показывают, что в этих условиях дополнительное давление на пласт может достигать 0,3 МПа на каждые 100 м превышения приема насоса над забоем скважины, что снижает приток продукции из пласта и дебит скважины, а также может отрицательно сказаться на коэффициенте подачи насоса, так как давления на его приеме может оказаться недостаточным для обеспечения оптимальной работы насосной установки.
Для выноса воды из под насоса применяются хвостовики.
С целью снижения забойного давления можно увеличить глубину спуска насоса, если этому не препятствует степень загруженности привода скважинного насоса (станка качалки).
При обводненности выше 50% в скважинах образуется эмульсия типа «нефть в воде».
Интенсивность образования эмульсий зависит от способа эксплуатации скважин. При добыче нефти УСШН на интенсивность эмульгирования продукции влияют: частота качаний и длина хода плунжера, размеры всасывающего и нагнетательного клапанов насоса, размер муфтовых соединений штанг, наличие скребков- центраторов, глубина погружения насоса под уровень жидкости.
Практика борьбы с образованием эмульсий в ОАО «Татнефть» в основном сводится к следующим мерам:
-- применение тихоходных режимов откачки;
-- применение насосов увеличенного диаметра с увеличенным всасывающим клапаном;
-- понижение вязкости продукции путем применения деэмульгаторов, вводимых через устьевые или забойные дозаторы;
-- применение устройств для поочередной подачи нефти и воды на прием насоса (делителей фаз).
В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная, однотрубная и напорная.
-- Присамотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа (6 атм). Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции. Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком поступает в резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта.
-- Высоконапорная однотрубная система сбора -- это совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 – 7 МПа) устьевых давлений. Эта система сбора может быть применена только на месторождениях с высоким пластовым давлением.
-- Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до центрального сборного пункта на расстояние 100км и более. Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6 - 0,8 МПа в сепараторах 1-й ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ. Нефть центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение газа, которое после подготовки, компрессорами подается на ГПЗ, а нефть в сырьевые резервуары.
-- Современная система сбора отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором 1-й ступени в поток вводят реагент – дееэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация, обезвоживание, обессоливание и стабилизация.
В НГДУ применяется напорная однотрубная герметизированная система сбора продукции скважин. Однотрубная система предусматривает транспортирование нефти, пластовой воды и газа по одной общей трубе. От добывающих скважин засчет напора создаваемого скважинными насосами по выкидным линиям диаметром 89мм нефть транспортируется на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), где производятся замер дебета (суточный уровень добычи нефти) подключенных к ГЗУ скважин. Данные замеры по системе телемеханики передаются на диспетчерский пункт промысла. От ГЗУ по сборным нефтепроводам нефть транспортируется на ДНС (Дожимные насосные станции). На ДНС производится отделение части газа и частичное отделение пластовой воды. Для снижения вязкости нефти на ДНС могут быть установлены трубчатые печи – подогреватели нефти. От ДНС центробежными насосами по напорным нефтепроводам под давлением до 40 кг/см2 пере качиваются на установку комплексной подготовки нефти газа и пластовой воды (УПВСН – установка подготовки высоко сернистой нефти). На УПВСН производится окончательная очистка нефти от газа, мех.примесей, пластовой воды и обессоливание нефти. После чего подготовленная нефть транспортируется в резервуарный парк товарной нефти.
Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.
Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно подразделяется на текущий и капитальный ремонты.
К текущему ремонту относятся: смена насоса, ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб, смена насосно–компрессорных труб или штанг, изменение глубины погружения подъемных труб, очистка и смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок, удаление со стенок труб парафина, солей и др. Эти работы выполняются специализировнными бригадами по подземному ремонту скважин, организуемыми на каждом предприятии по добыче нефти и газа. Бригады по подземному ремонту работают повахтно, в состав их входят три человек: оператор с помощником работают у устья скважины, тракторист (шофер) – на лебедке подъемного механизма.
Более сложные работы, связанные с ликвидацией аварий с подземным оборудованием, исправлением поврежденных эксплуатационных колонн, изоляцией притоков вод в скважину, переходом на другой эксплуатационный горизонт, обработкой призабойных зон пластов и др., относятся к категории капитального ремонта скважин. Эти работы поручают цеху капитального ремонта скважин (ЦКРС) или специальным управлениям по капитальному и подземному ремонту скважин УКРС. Последнее находится в непосредственном подчинении производственных объединений по добыче нефти и газа и обслуживает на подрядных началах несколько нефтегазодобывающих управлений (НГДУ).
Из общего числа ежегодно выполняемых подземных ремонтов более 90% работ приходится на скважины, оборудованные штанговыми насосами, и менее 5% - на скважины, оборудованные ЭЦН.
Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизаций, оборудования по чистке скважин и др.
Основная доля времени, затрачиваемая на проведение подземного ремонта скважин в основных нефтяных районах страны, расходуется на транспортные операции (50%) и на подготовительные работы (30%). Поэтому в настоящее время при разработке нового оборудования для подземного ремонта скважин основное внимание обращается на их транспортабельность, механизацию автоматизацию ручных работ и уменьшение массы.
