3782

УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП ДЕЙСТВИЯ КОМПОНОВКИ ДЛЯ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРИТОКА НЕФТИ. проведения мероприятий по освоению скважин и по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП)-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

ID: 163642
Дата закачки: 28 Февраля 2016
Продавец: https://vk.com/aleksey.nakonechnyy27 (Напишите, если есть вопросы)
    Посмотреть другие работы этого продавца

Тип работы: Диплом и связанное с ним
Форматы файлов: AutoCAD (DWG/DXF), КОМПАС, Microsoft Word
Сдано в учебном заведении: ИНиГ

Описание:
РЕФЕРАТ

В данном дипломном проекте рассматривается вопрос проведения мероприятий по освоению скважин и по воздействию на призабойную зону пласта (ПЗП) с целью увеличения притока нефти в скважину и повышения нефтеотдачи пласта с применением новой компоновки погружного оборудования. За основу конструкции компоновки взята установка электроцентробежного насоса УЭЦН. К основным элементам компоновки также относится пакер, клапан, центратор, кабель, на котором компоновка спускается в скважину и наземное оборудование.
Пояснительная записка включает в себя 3 раздела: техническую часть, экономическую часть и раздел безопасности и экологичности проекта. В техническую часть входят: обзор существующих методов решения проблемы освоения скважин и увеличения притока нефти; дается описание принципа действия и состава оборудования новой компоновки, проводится необходимый патентный и литературный обзор; спроектирован пакер новой конструкции, новый клапан, узел выхода кабеля, для этого произведены необходимые проектировочные и проверочные расчеты некоторых элементов оборудования.
Раздел безопасности и экологичности проекта рассматривает вопросы охраны труда и окружающей среды на всех этапах работы с новой компоновкой.
Экономическая часть рассматривает вопросы обеспечения экономической эффективности при применении данной компоновки.
Дипломный проект состоит из: графического материала общим объемом в количестве 11 листов формата А1, и пояснительной записки объемом 103 машинописных листа.


Комментарии: 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).


1.6 Свабирование как способ воздействия на призабойную зону пла-ста
Одним из новых методов для воз¬действия на призабойную зону пласта явля-ется свабирование. Как метод освоения скважин свабирование используется дос-таточно давно, а вот как способ воздействия на ПЗП стал применяться недавно.
Вызов притока из пласта свабированием является одним из наиболее эффек-тивных и технологичных методов освоения скважины после бурения или капиталь-ного ремонта. В настоящее время его также используют как метод воздействия на призабойную зону пласта (ПЗП).
Отличительной особенностью свабирования является сочета¬ние эффективно-сти очистки ПЗП с высокой технологичностью (легко¬стью управления скоростью изменения депрессии на пласт) и относи¬тельной дешевизной процесса (высокий КПД затрат при свабировании на кабеле, наматываемом на барабан лебедки).
Выбор технологической схемы определяется поставленными зада¬чами и про-изводится геологической службой УБР, НГДУ после анализа геоло¬го-технических условий по объекту работ и соседним скважинам.

Данная компоновка спроектирована с целью применения ее для увеличения притока нефти в скважине, а также для освоения скважин, законченных бурением или травмированных при глушении в процессе ремонта скважины. Применение данной компоновки является альтернативой свабированию скважины.
Также как и при свабировании, принцип действия данной компоновки основан на увеличении перепада давлений (депрессий) в перфорированной зоне скважины. Таким образом создается депрессия на пласт, увеличивается скорость притока пла-стовой жидкости к скважине и как следствие, разрушение травмирован-ной(ухудшенной) области ПЗП, так называемой корки ,образованной осаждением естественных механических примисей и остатками бурового раствора и промывоч-ной жидкости.
Создание депрессии на ПЗП при освоении позволяет вызвать приток пласто-вой жидкости к скважине и заодно улучшить фильтрационные свойства ПЗП за счет промывки поровых каналов. Основное преимущество по сравнению с методом сва-бирования- то что в отличие от сваба, спускаемого в трубах НКТ, данная компо-новка спускается в скважину на кабель-канате. Это позволяет экономить значитель-ную часть времени на проведение спуско-подъемных операций и уменьшить ме-таллоемкость спускаемого оборудования за счет отсутствия колонны НКТ.
Оборудование можно разделить на 2 основные группы: наземное и подзем-ное. К наземному оборудованию относится: подводящие линии электропередач; от-водящий нефтепровод; агрегат для подземного ремонта скважин с установленным на нем или на отдельной автомашине кабельным барабаном, автотрансформатором и пультом управления; устьевая арматура (колонная головка с необходимой обвяз-кой). К подземному оборудованию относится: кабель-канат; захват для присоеди-нения кабель-каната к установке; пакер гидравлический новой конструкции ,с яко-рем; клапан сливной и обратный новой конструкции; электронасос УЭЦН5-130-1200; центратор для уменьшения вибрации.
Компоновка спускается в предварительно исследованную и подготовленную скважину на заданную глубину(не доходя до зоны перфорации) и пакеруется. Затем включается погружной электронасос, откачивая пластовую жидкость и поднимая ее наверх. Затем через некоторое время насос отключается. Возможно повторное, циклическое его включение. После завершения проведения мероприятия компонов-ка извлекается из сважины.

При эксплуатации данной компоновки возникает необходимость подъема пла-стовой жидкости на высоту до 1000 м. Поэтому напор насоса должен быть более 1000м.Выбран насос УЭЦН5 130-1200, так как он имеет подачу, характерную для большого числа скважин и может использоваться в наиболее распространенных скважинах с диаметром обсадной колонны 146мм.
Компоновка подземного оборудования не позволяет создать достаточное осе-вое усилие для надежной пакеровки и герметизации, так как усилие, достаточное для пакеровки механических и гидромеханических пакеров составляет, как прави-ло, не менее 60кН или 6т, а вес подземного оборудования компоновки не превыша-ет 2т. Применение стандартных гидравлических пакеров также невозможно по тех-нологическим причинам.
Руководителем моего дипломного проекта была предложена принципиальная схема нового гидравлического пакера, на основе которой я спроектировал пакер для данной компоновки. Конструкция пакера представлена на рисунке 2.9.
Принцип работы пакера следующий:
Пакер может спускаться в скважину на колонне НКТ, в составе данной компо-новки он спускается на кабель-канате. При достижении необходимой глубины по-гружения внутри пакера необходимо создать гидравлическое давление (рабочее давление 11МПа). При этом отверстия в стволе пакера 8 совмещены с отверстиями в основании 6 пакера, а выходные отверстия в верхней гайке герметично перекры-ты. При создании давления поршень 7 давит на манжету 5 и на плашкодержатель 11, который закреплен относительно основания срезным штифтом 16. Шлипсодер-жатель срезает штифт и перемещается вместе с плашками 10 ,двигая их по направ-ляющим конуса 4 до соприкосновения и сцепления с обсадной трубой. Для предот-вращения перегрузки насоса данной компоновки в стенке цилиндра 9 просверлено отверстие для сброса избыточного давления и ограничения перемещения поршня. После этого ствол пакера перемещают до посадки опорной поверхности верхней гайки 2 с переводной головкой 3. При этом внутренняя полость ствола пакера и ра-бочая полость цилиндра герметично разобщаются и поршень остается зафиксиро-ванным в этом положении под действием давления жидкости. А отверстия в верхней гайке сообщаются с проходным отверстием ствола пакера.
Основным отличием данного пакера от имеющихся аналогов является отсут-ствие выпадающего седла шарикового клапана, относительная простота конструк-ции и возможность применения как в данной компоновке, так и при проведении других работ.
Данная конструкция пакера также позволяет передавать крутящий момент, возникающий от реактивных сил при пуске и работе двигателя посредством шпонки 12, сидящей в пазу основания пакера и свободно перемещающейся в пазу ствола пакера на обсадную колонну.
Для снятия и извлечения пакера из скважины необходимо приподнять пакер, потянув за кабель-канат с поверхности. При этом ствол пакера вновь переместится в исходное положение и и поршень вернется в исходное положение.
Данный пакер имеет длину 900мм и наружный диаметр 118мм, что позволяет использовать его в обсадной колонне 146мм.

В компоновку электроцентробежных насосов входят сливные и обратные кла-паны. Они могут устанавливаться как непосредственно над электронасосом, так и в соединениях НКТ над ним. Обратный клапан служит для предотвращения течения жидкости в обратном направлении при остановке электронасоса, так как это может привести к негативным последствиям: вращение насоса в обратную сторону, засо-рение проточных каналов рабочих колес механическими примесями, выход из строя подшипниковых узлов и т.д.
Сливной клапан предназначен для слива жидкости из колонны НКТ при оста-новке насоса и подъеме его на поверхность.
В данной компоновке сливной клапан такой конструкции не может быть ис-пользован, так как нет возможности сбросить прут к клапану. Применение клапанов других известных конструкций также невозможно по технологическим причинам. В связи с этим в данном проекте предложена новая конструкция клапана, выполня-ющего одновременно функции обратного и сливного клапанов.
Клапан (рисунок 2.14) состоит из корпуса 1, в котором с натягом посажена направляющая труба 3, закрытая с одной стороны крышкой 2. По направляющей свободно перемещается поршень 4. Для уплотнения поршня на нем установлены уплотнительные кольца 5 и 6.
Принцип работы клапана следующий: в начальный момент поршень находит-ся внизу, опираясь на крышку. При включении насоса в нижней части клапана по-вышается давление жидкости. Под действием осевой силы, возникающей от перепа-да давления в верхней и нижней частях клапана поршень перемещается вверх, пе-рекрывая сливные отверстия в корпусе и открывая рабочие отверстия в направля-ющей трубе. В таком (рабочем) положении на поршень действует перепад давле-ний, направленный вверх. При отключении насоса давление в нижней части насоса снижается и жидкость начинает течь вниз. Диаметры деталей подобраны таким об-разом, что проходная площадь внутри направляющей трубы больше площади се-чения между направляющей и корпусом. Так как при движении жидкости давление прямо пропорционально площади поперечного сечения проходного канала, то на поршень начинает действовать перепад давления, направленный вниз. Под действи-ем осевой силы поршень перемещается вниз, перекрывая рабочие отверстия в направляющей трубе и открывая сливные отверстия в корпусе. К основным пре-имуществам данного клапана можно отнести относительную простоту конструкции и технологичность изготовления. К основным недостаткам можно отнести то, что клапан увеличивает гидравлическое сопротивления при движении жидкости и уменьшает КПД насоса.





ИССЛЕДОВАНИЯ
Диагностирование состояния пласта в призабойной зоне является определя-ющим началом выбора способа и технологии процесса повы¬шения производитель-ности осваиваемых и эксплуатируемых скважин
Отобранные из испытуемого объекта гидропескоструйным или гид-ромониторным методами образцы породы (в виде шлама) в полевых и лаборатор-ных условиях исследуют на содержание нефти, определяют минералогический со-став и пористость, устанавливают степень загряз¬ненности по методике ВНИИ.
Затем по методике, разработанной на основе экспериментальных и аналитиче-ских исследований Н.П. Лебединца и других, оценивают фильтрационные сопро-тивления в системе пласт-скважина и тип дре¬нируемого коллектора. Далее оцени-ваются фильтрационные параметры пласта и совер¬шенство заканчивания скважин по методике, основанной на теоретиче¬ских разработках Ю.П. Желтова, В.Н. Щел-качева и др. По ней произ¬водится анализ гидродинамических показателей, полу-ченных по на¬чальному и конечному участкам кривой восстановления давления с целью получения необходимых диагностических признаков, характери¬зующих скважину и дренируемую ею зону пласта, по которым опреде¬ляется целесообраз-ность обработок, глубина воздействия по простира¬нию пласта, способ и технология воздействия.


Размер файла: 1 Мбайт
Фаил: (.zip)

Скачать

Добавить в корзину

Занесено 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, точных предложений нет. Рекомендуем воспользоваться поиском по базе.