Главная > Курсовой проект


Основным режимом разработки месторождения является водонапорный.

Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи когда нефть находится под постоянным воздейст­вием контурных вод, в свою очередь, имеющих постоянный источ­ник питания. При этом происходит непрерывное замещение пере­местившегося к скважине объема нефти таким же объемом воды.

Учитывая, что характеристика, нефтяных пластов, на кото­рые воздействует вода неоднородна, то может возникнуть неравно­мерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участок и нарушение режима работы залежи.

В частности снизится давление ниже давления насыщения. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями благоприятствующими осуществлению водонапорного режима являются:

а) хорошая сообщаемое^ ляной залежи с нефтяных ре­
зервуаром] "

б) небольшая вязкость ж ди;

48 Билалова Г.М,

в) однородность пласта по проницаемости;

г) отсутствие темпов отбора нефти и продвижения воды.
Естественный водонапорный режим обеспечивает разработ­
ку месторождения медленными темпами и требует значительного
притока подстелающих вод. кроме того он трудно регулируем.

Наиболее эффективен искусственный водонапорный ре­жим, создаваемый закачкой воды в пласт.

Организовав закачку по разработанной заранее схеме и кон­тролируя ее объемы удается более эффективно вести разработку месторождения.

Разбуривание выделенных объектов эксплуатации произво­дить квадратными сетками 400x400м с плотностью 16га/скв. Квад­ратные сетки по среднему и нижнему карбону вписываются друг в друга, что позволяет по мере выхода в тираж скважин бобриковско-турнейских залежей возвратить их на верей-башкирские отложения и уплотнить сетку до 8 га/скв.

Заводнение верей-оашкирских залежей намечается осуще­ствлять по менее интенсивной 13-точечной системе с соотношени­ем нагнетательных и добывающих скважин 1:7. При необходимости от этой системы легко можно перейти к более интенсивной 9-точечной системе путем равномерного удвоения количества нагне­тательных скважин. Залежи гульско-бобриковских и турнейских отложений рекомендуется разрабатывать совместно с законтурным и приконтурным заводнением с соотношением нагнетательных и добывающих скважин 1:7.

2.7 Конструкция скважин

Курсовое проектирование по ЭНГМ 49

ся применение системы центраторов: наддолотный и подтурбобур-ный.

Бурение под кондуктор производится после спуска и цемен-тажа направления с глубины - 0 до 300м. Спуск 245мм кондуктора на глубину 300м вызван необходимостью укрепления неустойчивых пород. Подъем цемента за кондуктором до устья.

Спуск - 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья = 1800м. Подъем цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упор­ное кольцо, центрирующие фонари, пружинные скребки. Для обра­зования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсад­ную трубу устанавливают по два центратора и до 20 штук скребков в интервалах возможного поступления воды и продуктивной части разреза.

Площади скважины имеют следующую конструкцию

Таблица8

Наименование обсадных колонн

Диаметр

обсадных

колонн,

мм

Глубина

спуска,

м

диаметр долота.

Высота подъе­ма

та

Направление

324

20

393,7

до устья

Кондуктор

245

300

295,3

до устья

Экспдуатат шонная колонна

146 (168)

151Л)

215,9

ДО

устья

Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимость перекрытия обваливающихся неустойчивых пород. Подъем цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривает-

50 БилаловаГ.М.

3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин, оборудованных ШСН

Основными показателями работы скважин, образованных ШСНУ являются дебит, обводненность продукции, эксплуатацион­ный фонд, действующий фонд скважин, межремонтный период ра­боты скважин.

Таблица 9

1999

2000

2001

Эксплуатационный фонд

2

16

35

Действующий фонд

2

14

31

<3ж, тн/сут

13,01

13,9

12,65

Оа/гн/сут

12,59

13,28

12,05

% воды

3 2

4,4

4,8

В таблице № 9 приведены основные показатели эксплуата­ции скважин, оборудованных ШСН за период с 1999 года по 2001 год.

Из таблицы видно, что за последние 3 года отмечается уве­личение действующего и эксплуатационного фонда. Среднесуточ­ный дебит по жидкости за анализируемый период с 1999 года по 2001 год снизился (с 13,01 до 12,65 тн/сут). Уменьшение среднесу­точного дебита произошло за счет вывода из эксплуатации нерента­бельных скважин. Анализ среднесуточного дебита по нефти пока­зывает тенденцию увеличения в 2000 году и снижения его величи­ны 2001 г. из-за роста обводненности продукции, и также из-за снижения продуктивности скважин.

3.2 Основные критерии установления оптимального ре­жима работы ШСНУ

Эффективность разработки нефтяных месторождений может быть значительно повышена в результате применения экономико-математических методов выбора оптимальных технологических параметров эксплуатации скважин и оборудования, при которых государственный план по добыче реализуется с минимальными ка­питальными вложениями и эксплуатационными затратами. Для это-

Курсовое проектирование по ЭНГМ 51

го необходимо не только определить эффективные способы экс­плуатации скважин с учетом конкретных условий разработки ме­сторождения, но и для выбранного способа найти показатели для определения эффективности, зависящие от добывной возможности каждой конкретной скважины.

За критерий оптимизации по способам эксплуатации дос­таточно выбрать такой параметр, при некотором конкретном зна­чении которого обеспечивается максимальная прибыль пред­приятия или минимальная себестоимость продукции скважины. При этом нет необходимости в определении прибыли или себе­стоимости продукции для каждой скважины. Такой подход к вы­бору критерия оптимизации упрощает расчеты и значительно со­кращает объем исходной информации.

Если дебит скважины не ограничен геолого-техническими условиями, в качестве критерия оптимизации удобно принимать этот параметр, от чего в конечном счете, зависят указанные выше экономические показатели. При прочих равных условиях чем больше дебит, тем больше прибыль предприятия от данной сква­жины. Часто необходимо определить максимально возможный де­бит скважины. Например, при подготовке мероприятий по увели­чению дебита скважины важно определить наиболее доступный и наименее капиталоемкий способ достижения желаемого результа­та.

Дебит скважины можно увеличить повышением пласто­вого давления, соответствующей обработкой призабойной зоны продуктивного пласта или выбором наиболее соответствую­щего оборудования для добычи нефти. Последний вариант может оказаться не только менее капиталоемким, но и более эф­фективным. Поэтому прежде чем наметить мероприятие по увели­чению дебита скважины, необходимо рассчитать макси­мально возможный дебит

Для обеспечения установленного технологического режи­ма работы насосной установки и выявления причин отклонения от него систематически наблюдают за дебитом, содержанием газа и песка в добываемой продукции. Замеры на скважинах проводят по специально составленному графику не реже одного раза в 3 дня.

По данным замерам дебита и вычисленным коэффициен­там подачи насоса судят о правильности установленного для скважины технологического режима или об имеющихся неполад­ках в работе насосной установки.

Улучшение режима эксплуатации и поддержание установ­ленного .оптимального режима в-каждой скважине является_очень важным мероприятием по увеличению производительности сква-

52 Билалова Г.М.

Во время эксплуатаци ....огда добывные возможности скважин превышают подачу насосной установки. В то же время применение других, более высокопроизводительных способов эксплуатации скважин невозможно по различным техническим и

технологическим причинам.

Поэтому стараются определить максимальный дебит жид­кости, который можно получить из данной скважины путем под­бора соответствующей насосной установки. Наряду с увеличением производительности скважин ставят задачу и увеличения межре­монтного периода их работы. Последнее особенно важно при экс­плуатации наклонных скважин.

Таким образом, критерием оптимизации (количественным показателем экономического эффекта принимаемого решения) яв­ляется прирост добычи и увеличение межремонтного периода ра­боты скважин.

Процесс оптимизации режима работы скважин включает в себя выявление фонда скважин для технологических мероприятий по оптимизации режимов работы насосных установок, их подбор и практическое осуществление рекомендаций.

В начале расчетов по оптимизации необходимо определить коэффициент продуктивности работающей скважины. Для этого определяют забойное и пластовое давление или по динамическому и статическому уровням и дебиту, или же эти давления замеряют глубинными манометрами. Забойное давление, рассчитываемое по динамическому уровню, складывается от массы газонефтяной смеси в затрубном пространстве скважины и затрубного давления, а также от массы газоводонефтяного столба в эксплуатационной колонне от приема насоса до верхних отверстий перфорации в ра­ботающей скважине.

Пластовое давление рассчитывают по замеренному стати­ческому уровню во время остановки скважины на восстановление забойного давления до пластового.

Таким образом, перед остановкой скважины отбивают ди­намический уровень и замеряют дебит, а по прохождении времени восстановления давления отбивают статический уровень.

Для определения максимально возможного дебита скважи­ны задаются допустимым минимальным забойным давлением для данной скважины. При этом исходят из геолого-промысловых и технических ограничений: разрушение призабойной зоны, предот­вращение выделения в призабойной зоне парафина, солей или -свободного газа, сохранение целостности -эксплуатационной ко- -лонны и цементного кольца и т. д.

Квурсовое проектирование по ЭНТМ 53

Задаются также минимальным давлением на приеме насо­са, обеспечивающим его нормальную работу, т. е. без вредного влияния газа и с необходимой величиной коэффициента подачи.

При выборе штангового насоса и параметров скачивания 8 и п исходят из нагрузки в точке подвеса штанг. Величина этой на­грузки ограничивается прочностью штанговой колонны и грузо­подъемностью станка-качалки. Остальные расчеты производят в соответствии со схемой выбора насосной установки, приведенной

выше.

В наклонной скважине глубину подвески насоса опреде­ляют с учетом удлинения ее ствола.

При значительном отклонении оси насоса от вертикали ухудшаются условия работы всасывающего и нагнетательного клапанов. Поэтому определяют допустимый угол наклона, обеспе­чивающий нормальную работу насоса

Надежность работы насосной установки зависит от сил трения между цилиндром и плунжером, определяемых в значи­тельной степени величиной изгиба оси штангового насоса. Поэто­му определяют радиус скважины, позволяющий располагать насос без деформации

Оптимальный дебит в работающих скважинах можно ус­танавливать также путем улучшения коэффициента подачи насоса, принятия мер борьбы с песком или уменьшения суточного отбора

жидкости.

На практике часто встречаются случаи, когда производи­тельность насосной установки превышает продуктивность сква­жины несмотря на использование насоса малого диаметра. Такие скважины называют мало-дебитными (дебит менее 5 т/сут).

После пуска в эксплуатацию малодебитной скважины на­сос быстро откачивает поступающую из пласта жидкость, уровень ее снижается до приема насоса В результате этого коэффициент подачи насоса резко падает. Для повышения коэффициента полез­ного действия насосной установки, уменьшения износа ее отдель­ных узлов и сокращения расхода электроэнергии (П. е. для опти­мизации режима работы насосной установки) такие скважины пе­реводят на периодическую эксплуатацию Последняя заключается в том, что после понижения уровня до приема насоса скважину останавливают для накопления жидкости, после чего вновь пус­кают в работу. Целесообразность периодической эксплуатации и соответствующий режим работы скважины устанавливают путем анализа данных, исследования е .фиток.

Наиболее- подходящим ,ля перевода на периодическую эксплуатацию являются сква; ины, не дающие песка, имеющие

54 Билалова Г.М.

низкие коэффициенты продуктивности (медленно восстанавли­вающие уровень жидкости) и сравнительно высокие статические уровни. К этой категории относятся скважины с высоконапорными пластами, с очень слабыми притоками жидкости.

Скважины с низким и быстро восстанавливающимся ста­тическим уровнем нецелесообразно переводить на периодическую эксплуатацию, так как возникает необходимость частого запуска и остановки станка-качалки. Если этого не делать, то будет наблю­даться снижение добычи нефти.

В большинстве м.алодебитных скважин приток нефти из пласта непрерывно уменьшается с подъемом уровня жидкости из-за создающегося противодавления на пласт. Поэтому периоды на­копления жидкости устанавливают исходя из допустимых потерь и экономической эффективности различных режимов эксплуата­ции малодебитной скважины.

Наибольший эффект достигается при наличии в скважинах зумпфа (часть скважины ниже подошвы эксплуатируемого пласта, исполь­зуемая для накопления жидкости и различных осадков) достаточной высоты такие скважины эксплуатируются без противодавления на пласт.

3,3 Преимущества и недостатки ШСНУ в сравнении с другими способами эксплуатации

Все известные способы эксплуатации нефтяных скважин можно разделить на две основные группы: фонтанная эксплуатация и механизированная. В залежах, обладающих очень большими запа­сами естественной пластовой энергии, которых достаточно не только для продвижения жидкости по пласту, но также и для подъ­ема ее на поверхность, осуществляет - фонтанная эксплуатация

В процессе фонтанной эксплуатации скважин, когда уро­вень пластового давления оказывается недостаточным для подъема нефти на поверхность, переходят к механизированным способам эксплуатации нефтяных скважин газлифтному, то есть компрессор­ному и насосному. При компрессорной эксплуатации жидкость поднимается на поверхность сжатым газом или воздухом, который подается к нижнему концу подъемных труб, спущенных в скважи­ну. Компрессорный способ эксплуатации по существу является ис­кусственным продолжением фонтанирования; нагнетаемые в сква­жину газ и воздух: восполняют недостаток пластового газа, совер­шая работу по подъему жидкости на поверхность.



Скачать документ

Похожие документы:

  1. Цели и задачи преддипломной практики ее этапы

    Руководство
    ... , необходимых практических навыков по организации труда, технологии ... АПП; ЭНГМ Тема 3. Сбор материалов для дипломного проектирования и ... Коновалова А.Ш., Элияшевский И.В. Дипломное и курсовое проектирование. Бурение нефтяных и газовых скважин Учебное ...

Другие похожие документы..