Все разделы / Нефтяная промышленность /


Страницу Назад
Поискать другие аналоги этой работы

За деньгиЗа деньги (1399 руб.)

Воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью увеличения притока нефти в скважину и повышения нефтеотдачи пласта с применением новой компоновки погружного оборудования-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Дата закачки: 10 Марта 2016
Продавец: Алексей
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Работа Курсовая
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
Практика эксплуатации скважин свидетельствует о наличии тенденции посто-янного ухудшения технологических показателей разработки нефтяных месторож-дений и коллекторских свойств пород в призабойной зоне скважины. Снижение производительности пластов-коллекторов происходит как в процессе первичного и вторичного вскрытия, так и в процессе эксплуатации нефтяных скважин.
Снижение его в процессе эксплуатации происходит за счет проникновения в призабойную зону жидкости глушения скважин (ЖГС), твердых частиц при ремон-тах, а также за счет накопления в призабойной зоне пласта (ПЗП) добывающих скважин асфальто-смоло-парафиновых отложений .
Анализ гидродинамических исследований показал, что особенно большие из-менения фильтрационных характеристик призабойных зон скважин происходит во время первых операций глушения. Снижение параметров достигает 20-30 %, а в скважинах со сложно – построенными коллекторами, имеющими низкие фильтра-ционные характеристики, уровень ухудшения показателей достигает 70 - 90 %. Зна-чительная часть добывающих скважин при этом эксплуатируется на 50 % ниже сво-их возможностей. Нарушения фильтрационных характеристик породы происходят из-за разбухания геологической породы, иногда образуется нерастворимый осадок, приводящий к закупориванию фильтрационных каналов, при этом падает проница-емость пласта, увеличивается обводненность продукции и падает конечный коэффи-циент нефтеотдачи.
Призабойную зону пласта (ПЗП) выделяют как особую часть пласта, так как, во-первых, ее свойства могут существенно отличаться от свойств остальной части и, во-вторых, именно в этой части происходит потеря основной доли энергии, затра-чиваемой на движение нефти в пласте.
РИСУНОК
Цель любого воздействия на ПЗП - восстановление или улучшение фильтра-ционной характеристики призабойной зоны пласта главным образом за счет увели-чения ее проницаемости .
Для интенсификации притоков в геологоразведочных и нефтегазо¬вых скважи-нах разработан достаточно большой арсенал средств сопро¬тивления. Так, если приток флюида определяется контуром питания радиусом RK = 300 м. для скважи-ны радиусом R = 0,1 м., половина всего перепада давления тратится на продвиже-ние флюида в пористой среде в зоне вокруг скважины радиусом RI =5,5 м. Поэтому ПЗП является определяющей в продуктивной характеристике скважины: даже не-зна¬чительное снижение проницаемости в этой зоне приводит к сущест¬венному сни-жению дебита скважины и, наоборот, воздействие на не¬большую глубину с целью увеличения проницаемости ПЗП часто при¬водит к резкому возрастанию дебита, иногда в десятки и сотни раз.
В настоящее время существуют следующие группы методов воздействия на ПЗП:

1) механические;
2) химические;
3) тепловые;
4) физические.
К первой группе относятся методы, направленные на создание тре¬щин в пла-сте (ГРП, торпедирование).
Ко второй группе - направленные на частичное растворение породы с целью увеличения размера поровых каналов (кислотные обработки).
К третьей группе - направленные на увеличение температуры пла¬стовой жид-кости в месте наибольших филырационных сопротивлений (электроподогрев, за-качка теплоносителей в пласт).
К четвертой группе - имеющие своим основным эффектом ослабле¬ние взаимо-действия пластовых флюидов с поверхностью поровых ка¬налов и разрушение структурированных флюидальных систем (закачка ПАВ, вибровоздействие, аку-стическое воздействие).



Коментарии: 2.5 ПАКЕР
Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины .по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной ко¬лонны. Они предназначены для работы в скважине без профи¬лактического осмотра или ремонта в течение нескольких часов (например, при гидроразрыве пласта), нескольких месяцев (при закачке теплоносителей) или нескольких лет (например, пакеры для раз-личных способов добычи нефти).
Перепады давления, воспринимаемые пакерами, могут быть в пределах от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт дости-гает в некоторых случаях 300—400 °С. Окружающая среда, в которой работа-ет пакер, обычно вызывает коррозию металла, а содержание в ней нефти и газа требует тщательного подбора материала уплотняю¬щих элементов.
Функциональное назначение пакера и его элементов: разоб¬щение или герметизация ствола скважины; восприятие осевых усилий при установке и при действии перепада давления; управ¬ление элементами пакера при его спуске в скважину и при уста¬новке или съеме пакера; выполнение некоторых техноло-гических функций (например, исключение в определенных случаях воз-можности потока жидкости из-под пакера в так называемом пакере-отсекателе).
Рассмотрим несколько подробней некоторые элементы пакеров.
Уплотняющие элементы бывают следующих исполнений: на рисунке 2.6 а, б приведены уплотняющие элементы, которые расширяются и при¬жимаются к обсадной колонне при воздействии осевой нагрузки (веса НКТ или усилия от поршня гидросистемы). Элемент (рисунок.2.6 , а), выполненный из резины (иногда с армировкой тка¬невым или металлическим кордом), рассчитан на ра-боту при температуре до 100 °С. Элемент (рисунок 2.6 , б) изготовлен из про-резиненного и прографиченного асбеста и предназначен для ра¬боты в среде с температурой до 300—400 "С.
Элемент (рисунок 2.6 , в) расширяется и прижимается к обсад¬ной колон-не при создании избыточного давления в его внутрен¬ней полости. Его резино-вый элемент всегда упрочнен кордом.
В пакерах с уплотнениями (см. рисунок 2.6, а, б, в) зазор между ними и обсадной колонной равен 10—20 мм на диаметр.
Элемент (рисунок 2.6, г) спускают в скважину с натягом. Он также вы-полнен из резины, упрочненной кордом.
Для уплотняющих элементов (таблица 2.3) применяется синте¬тическая ре-зина марок 4326, 4327, 3825 для пакеров с небольшой деформацией уплотня-ющего элемента (самоуплотняющихся, типа в и г) и марок 4004, 3826-С для элементов с большой де¬формацией (типа а).[ ]
В качестве корда применяют хлопчатобумажную ткань, по¬лимерные или металлические нити.



Рисунок 2.6- Уплотнительные элементы пакера.
Резина в резинокордных деталях заполняет поры корда и об¬волакивает его. Резина и корд имеют различную жесткость. Так, модуль упругости резины находится в пределах 1—5 МПа, тек¬стильного корда—(1—2) • 103 МПа, а ме-таллического корда— 1 • 105 МПа. Поэтому деформации, связанные с удлине-нием нитей корда, чрезвычайно затруднены. Деформация резиновых элемен¬тов с кордом происходит за счет деформации резины и изменения углов, под кото-рыми располагаются нити кордов, без удлинения самих нитей.
Таблица 2.3. Характеристика резин уплотняющих элементов пакеров
Марка
резины Предел прочнос-ти, МПа Относитель-ное удлине-ние при разрыве, б,
% Твердость по твердо-меру ТМ-2
 Температур-ные пределы эксплуата-ции, °С Изменение веса при воздействии смеси бензина и бензола (3:1) за 24 часа, %
4326
 8 170 65—80 -55 +100 +35
4327 8 170 65—80 -55 +100 +20
3825 10 120 80—95 -30 +100 +15
4004 10 200 70—85 -30 +100 +20
3826-С 8 300 60—75 -40 +100 +15

При проектировании пакера обычно задаются его главные параметры, условия эксплуатации и описание технологи¬ческих процессов, для которых не-обходим пакер.
К главным параметрам относятся диапазон внутренних диа¬метров обсад-ной колонны, в которую спускают пакер, перепад давления, воспринимаемый им, и особенности технологического процесса, для которого предназначен па-кер.
Надежное уплотнение может быть создано при разности диа¬метров уплотнения пакера до его деформации и обсадной колон¬ной до 15—20 мм. Ра-бочие перепады давления обычно равны 10—100 МПа. К дополнительным ис-ходным данным относятся температура, при которой должен работать пакер, агрессивность окружающей среды, длительность работы пакера без подъема, иногда огова¬ривается способ его спуска и подъема (на трубах, канатной тех-никой), показатели надежности и пр.[ ]

2.5.1 Патентный и литературный обзор существующих конструкций па-керов

Имеется авторское свидетельство СССР № 1099047, кл. Е 21 В 33/12, 1983.
на гидромеханический пакер Изобретение относится к области буровой техни-ки. Цель изобретения -повышение надежности контроля герме¬тичности пакера в процессе опрессовки обсадных колонн с противовыбросовым оборудовани-ем. Для этого корпус 1 (рисунок 2.7) выполнен с наружной, а установлен¬ный на нем подвижно полый шток 2 с внутренней кольцевыми проточками. Про-точки образуют герметичную камеру 14. Корпус 1 имеет выступ с пазами 9, а шток 2 имеет опорные вкладыши 13, входящие в пазы, и взаимодейству¬ет в ис-ходном положении с нижним . торцом выступа. В результате пакеровки и со-здания необходимого контакт¬ного давления уплотнительного элемен¬та 4, рас-положенного на штоке 2, на стенку колонны осуществляется сцеп¬ление пакера с обсадной колонной. Затем производят натяжку бурильной колонны вверх, фиксируя при этом сцепление пакера с обсадной колонной.
В процессе натяжения колонны буриль¬ных труб корпус 1 перемещается отно¬сительно штока 2, удерживаемого за счет сил трения элемента 4 о колонну на величину свободного хода вклады¬ша 13. В процессе опрессовки усилие от избыточного опрессовочного давле¬ния в затрубном пространстве дейст¬вует на пдощадь камеры 14. Шток 2 дополнительно удерживается от переме¬щения.
Изобретение относится к области буровой техники, в частности к уст-ройствам для опрессовки обсадных колонн скважины с противовыбросовым оборудованием. Цель изобретения - повышение на¬дежности контроля герме-тичности пакера в процессе опрессовки обсад¬ных колонн с противовыбросо-вым обо¬рудованием.
На рисунке 2.7 изображен пакер, общий вид; на рисунке.2.8 - разрез А-А на рисунке 2.7.

Рисунок 2.7- Пакер.гидравлический.

Пакер состоит из корпуса 1, полого штока 2, подвижного цилиндра 3, уплотнительного элемента 4, нижней опоры 5, шарового клапана 6 для пере-крытия центрального прохода пакера в седле 7. Корпус 1 в верхней части име-ет муфтовую замковую резьбу 8 для соединения с колонной бурильных труб. а в нижней - конусную резьбу для установки седла 7 клапана. На корпу¬се 1 вы-полнены глухие
пазы 9, ради¬альные отверстия 10 и выступ а в вер¬хней части. На полом штоке 2
выполнены радиальные отверстия 11, окна 12 для установки вкладышей 13. Ниж

А- А

Рисунок 2.8- Сечение пакера.
няя опора 5 крепится к полому штоку 2 с помощью цилиндрической резьбы. Сту¬пенчатые цилиндрические проточки на внутренней и цилиндрические усту-пы на наружной поверхностях полого што¬ка 2 соответственно образуют с кор-пусом 1 герметичную дифференциаль¬ную камеру 14, ас подвижным цилин-дром 3 - гидравлическую камеру 15. Вкладыши 13 крепятся от выпадения из окон 12 с помощью кольца 16, кото¬рые удерживаются от продольного осевого смещения вверх стопорными винтами 17, при этом вкладыши 13 входят в пазы 9 корпуса 1. Цилиндри¬ческие поверхности, образующие камеры 14 и 15, уплотняются эластомерными кольцами 18 - 21, Шток 2 установлен с возмож-ностью взаимодействия в ис¬ходном положении с нижним торцом а выступа корпуса. Процесс опрессовки с использованием пакера предлагаемой кон-струкции осуществляют следующим образом.
Пакер соединяют, закрепляют резь¬бой 8 с бурильными трубами и спуска-ют в скважину. Шток 2 при этом находится в верхнем крайнем положении от-носительно корпуса 1, при котором радиальные отверстия 10 и 11 совпа¬дают. За 200-250 м до места установки пакера осуществляют забрасывание в колонну бурильных труб шарового клапана 6. В процессе спуска пакера происходит заполнение про¬мывочной жидкостью из скважины внутренней полости бу-рильных труб через полость штока 2, отверстие в седле 7 клапана и внутрен-нюю полость корпуса 1. Гидравлическая камера 15 через радиальные отвер-стия 10 и 11 также заполняется промывочной жидкостью из скважины.
При спуске усилие столба промы¬вочной жидкости скважины на кольце-вую площадь камеры 14 возрастает и дополнительно с силами трения покоя 35 в уплотнениях 18 и 19 удерживает по¬лый шток 2 со смонтированными на нем деталями 3,4,5,13,16 и 17 в верхнем исходном положении, когда радиальные отверстия 10 корпуса 1 сообщаются с радиальными отверстиями 11 полого штока 2 и гидравличес¬кой камерой 15. Усилие на дифференци¬альную площадь полого штока 2, действующее снизу вверх, создается в скважине постоянно за счет перепада между давлением воздуха в камере 14 и давлением столба про-мывочной жидкости скважины. Давление воздуха в камере 14 в положении, указанном на рисунке 2.5, практически всегда больше атмосферного за счет сжатия воздуха при сборке корпуса. 1 со штоком 2 на поверхности.
Изменение величины давления воз¬духа зависит от конструктивного зало-жения величины свободного хода полого штока 2 относительно корпуса 1 и величины объема камеры 14, когда полый шток находится в крайнем верх¬нем положении относительно корпуса 1 (рисунок 2.7). Величину кольцевой площа-ди камеры 14 подбирают так, что усилие от давления на нее столба промывоч-ной жидкости в. скважине величиной 2,0-2,5 МПа всегда в 1,5 раза больше суммы сил тяжести штока 2 с установ¬ленными на нем деталями 3,4,5,13,16 и 17 и сил трения покоя в уплотнени¬ях 18 и 19 при атмосферном давлении.
После спуска пакера до необходи¬мой глубины и посадки клапана 6 в сед-ло 7 производят закачку промывоч¬ной жидкости в колонну бурильных труб с поверхности, создавая в ней опрессовочное давление с целью опрессовки паке-ра и бурильной колон¬ны. При этом давление через радиальные отверстия 10 и 11 передается в гидравлическую камеру 15 и переме¬щает вниз подвижный ци-линдр 3, кото¬рый сжимает уплотнительный элемент 4, осуществляя пакеровку обсадной колонны. В результате пакеровки и создания необходимого контакт-ного давления уплотнительного элемента 4 на стенку колонны осуществляется сцепление пакера с обсадной колонной. Затем производят натяжку бурильной колонны вверх усилием в 2-3 т, фиксируя при этом сцепление пакера со стен-кой обсадной колонны. В процессе натяжения колонны бурильных труб про-исходит перемещение корпуса 1 от¬носительно штока 2, удерживаемого за счет сил трения уплотнительного эле¬мента 4 о колонну, на величину сво¬бодного хода вкладышей 13.
После пакеровки перемещению поло¬го штока 2 вверх за перемещаемым вверх корпусом 1 препятствуют силы трения деформированного резинового уплотнительного элемента 4 о колонну обсадных труб, которые практически для обсадных колонн диаметром 190-324 мм достигают величины 5-15 тс и всегда превосходят силы, действующие на площадь камеры 14 снизу вверх за счет перепада давления между давлением столба бурового раствора в сква¬жине и давлением воздуха в камере. В процессе опрессовки усилие от избыточного опрессовочного давления в затрубном пространстве, действуя на кольцевую загерметизированную площадь между внутренним диаметром обсадной ко-лонны (не показан) и наруж¬ным диаметром полого штока 2 допол¬нительно удерживает его от перемеще¬ния вверх, а так как это усилие всег¬да значительно больше, чем усилие, действующее снизу вверх на дифферен¬циальную площадь полого штока 2 от гидростатического столба бурового раствора в скважине, то в данном случае последнее практически не влияет на процесс опрессовки. В случае негерметичности соединения уплотнительного элемента 4 со штоком 2 или стенкой обсадной колон¬ны происходит утечка жидкости под пакер и по-ступление ее через клапан 6 в колонну бурильных труб и устьевую головку, что свидетельствует о негерметичности соединения пакера. Свободный переток жидкости из-под пакера в колонну бурильных труб исключает возможность создания, в случае поршневания и негерметичности уплотнителя, избыточного давления в открытом стволе скважины и гидроразрыва пластов.
После стравливания избыточного опрессовочного давления из затрубно-го пространства и перемещения бурильных труб с корпусом 1 вниз происхо-дит совмещение радиальных каналов 10 и 11 и стравливание избыточного дав-ле¬ния из гидравлической камеры 15. При этом напряжения в деформирован-ном резиновом уплотнительном элементе снижаются, резко снижаются силы трения между резиновым элементом 4 и обсадной колонной, а силы, действу-ющие снизу вверх на дифференциальную площадь, удерживают полый шток 2 с установленными на нем деталями относительно корпуса 1 в исходном поло-жении и пакер готов для работы в этой же скважине, например, для отыскания места негерметичности.
Перед подъемом пакера на поверхность происходит вымыв клапана 6 на поверхность обратной промывкой или в процессе промывки улавливают его глубинной ловушкой.
Формула изобретения:
1. Гидромеханический пакер, включающий связанный с колонной труб полый корпус с радиальными каналами, запорным клапаном в нижней части и выступом в верхней, установленный подвижно на корпусе полый шток с ради-альными каналами, взаимодействующий с выступом корпуса, установленный на штоке кольцевой толкатель, образующий со штоком гидравлическую каме-ру, связанную радиальными каналами с полостью корпуса, установленный на штоке уплотнительный элемент, отличающийся тем, что, с целью повышения надежности контроля герметичности пакера в процессе опрессовки обсадных колонн с противовыбросовым оборудованием, корпус выполнен с наружной, а шток с внутрен-ней кольцевыми проточками, образующими герметичную ка-меру, при этом шток установлен с возможностью взаимодействия в исходном положении с нижним торцом выступа корпуса.
2. Пакер по п.1,отличающиися тем, что на выступе полого корпуса вы-полнены пазы, а шток имеет опорные вкладыши, входящие в пазы корпуса.
Существует также множество других конструкций пакеров. Широкое применение в нефтяной отрасли нашли следующие конструкции пакеров:
Пакер механический ПН-ЯМ (рисунок 2.9) и пакер гидромеханический ПН-ЯГМ (рисунок 2.10). В обозначении пакеров буква Н означает, что усилие от воспринимаемого перепада давления направлено сверху- вниз. Буква Я означает наличие в конструкции пакера якорного устройства (механического типа).
Пакер ПН-ЯМ выпускается для скважин с наружным диаметром 118, 136, 150, и 265мм. Пакер спускают в скважину на необходимую глубину на конце колонны насосно-компрессорных труб.
Заякоривание пакера в стволе скважины происходит следующим обра-зом:
Колонну НКТ приподнимают на определенную высоту и поворачивают по часовой стрелке. При этром палец замка, перемещается по пазу замка, вы-ходя из него. После этого колонну НКТ опускают. Опора в виде шлипсового захвата, перемещаясь по стволу пакера входиит в зацепление с обсадной ко-лонной и воспринимает осевую нагрузку, фиксируя пакер в скважине. Под дей-ствием осевой силы уплотнительные элементы расширяются, перекрывая межтрубное пространство.
Пакер извлекается из скважины путем создания натяжного усилия при поднятии колонны НКТ.
Пакер ПН-ЯГМ также выпускается нескольких типоразмеров и спускает-ся в скважину на необходимую глубину на насосно-компрессорных трубах.
Заякоривание пакера в стволе скважины и сжатие уплотнительных ман-жет с целью разобщения двух зон эксплуатационной колонны происходит так: при перекрытии прохода пакера сбрасываемым шариком и создании внутри колонны НКТ гидравлического давления опора в виде шлипсового захвата, перемещаясь по стволу пакера входит в зацепление с обсадной колонной и вос-принимает осевую нагрузку, фиксируя пакер в скважине. Затем колонна НКТ опускается и под действием ее веса сжимаются уплотнительные элементы, пере-крывая межтрубное пространство.
При превышении давления определенной величины седло шарика срезает фиксирующие его штифты и выпадает из пакера, освобождая проход для жид-кости.
Пакер извлекают из скважины созданием натяжного усилия при подъеме колонны НКТ.[ ]


Размер файла: Мбайт
Фаил: Упакованные файлы (.zip)

 Скачать Скачать

 Добавить в корзину Добавить в корзину

        Коментариев: 0


Есть вопросы? Посмотри часто задаваемые вопросы и ответы на них.
Опять не то? Мы можем помочь сделать!

Некоторые похожие работы:

К сожалению, предложений нет. Рекомендуем воспользваться поиском по базе.

Сдай работу играючи!

Рекомендуем вам также биржу исполнителей. Здесь выполнят вашу работу без посредников.
Рассчитайте предварительную цену за свой заказ.


Что бы написать комментарий, вам надо войти в аккаунт, либо зарегистрироваться.

Страницу Назад

  Cодержание / Нефтяная промышленность / Воздействие на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью увеличения притока нефти в скважину и повышения нефтеотдачи пласта с применением новой компоновки погружного оборудования-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Вход в аккаунт:

Войти

Перейти в режим шифрования SSL

Забыли ваш пароль?

Вы еще не зарегистрированы?

Создать новый Аккаунт


Способы оплаты:
Z-PAYMENT VISA Card MasterCard Yandex деньги WebMoney Сбербанк или любой другой банк SMS оплата ПРИВАТ 24 qiwi PayPal

И еще более 50 способов оплаты...
Гарантии возврата денег

Как скачать и покупать?

Как скачивать и покупать в картинках

Здесь находится аттестат нашего WM идентификатора 782443000980
Проверить аттестат


Сайт помощи студентам, без посредников!