Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

443

и 2 н = 2 д = 2. Если 2L = 2, то линейная система переходит в

пятиточечную с таким же соотношением скважин (1 : 1) . Пятиточечная

система симметрична и за элемент можно выбрать также обратное

размещение скважин с нагнетательной скважиной в центре (обращенная

пятиточечная система). В девятиточечной системе на одну добывающую

скважину приходится три нагнетательных (соотношение скважин 3 : 1),

так как из восьми нагнетательных скважин по четыре скважины

приходится соответственно на два и четыре соседних элемента. В

обращенной девятиточечной системе (с нагнетательной скважиной в

центре квадрата) соотношение нагнетательных и добывающих скважин

составляет 1 : 3. При треугольной сетке размещения скважин имеем

четырехточечную (обращенную семиточечную) и семиточечную (или

обращенную четырехточечную) системы с соотношением нагнетательных

и добывающих скважин соответственно 1 : 2 и 2 : 1.

Площадное заводнение эффективно при разработке

малопроницаемых пластов. Его эффективность увеличивается с

повышением однородности, толщины пласта, а также с уменьшением

вязкости нефти и глубины залегания залежи.

Заводнение нефтяных пластов с его разновидностями в настоящее

время - главный метод воздействия на нефтяные пласты с целью

извлечения из них нефти.

Обширные фактические данные по разработке нефтяных

месторождений с применением заводнения во многих случаях

подтверждают с той или иной степенью точности теоретические

результаты, получаемые на основе моделей поршневого и непоршневого

вытеснения нефти водой из однородного, слоисто-неоднородного, а также

трещиноватого и трещиновато-пористого пластов, если модель

соответствует реальному пласту. Фактическое изменение пластового

давления, добыча нефти и жидкости, зависимость текущей обводненности

от нефтеотдачи согласуются с расчетными. В настоящий момент

существует проблема правильного выбора модели, наиболее точно

отражающей главные особенности разработки пласта. Модель разработки

конкретного пласта может быть построена лишь на основе тщательного

изучения и учета свойств пласта и сопоставления результатов расчета

процесса разработки с фактическими данными. В связи с ростом

возможностей вычислительной техники большое развитие получили

детерминированные модели пластов и процессов разработки. Их

использование приводит к необходимости решения двухмерных и

трехмерных задач многофазной многокомпонентной фильтрации.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

444

5.3 Принципиальная схема систем ППД

Система ППД представляет собой комплекс технологического

оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки

рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания

пластового давления и достижения максимальных показателей отбора

нефти из пласта.

Система ППД должна обеспечивать:

 необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее

нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом

в соответствии с проектными документами;

 подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-

химическим свойствам, содержанию мех примесей, кислорода,

микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных

документов;

 проведение контроля качества вод системы ППД, замеров

приемистости скважин, учета закачки воды, как по каждой скважине, так

и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;

 герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых

водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения

пластов с использованием сточных вод;

 возможность изменения режимов закачки воды в скважины,

проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения

приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения,

регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих

скважин.

Система ППД включает в себя следующие технологические узлы

 систему нагнетательных скважин;

 систему трубопроводов и распределительных блоков (БГ);

 станции по закачке воды (БКНС);

 оборудование для подготовки воды УПВ.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

445

Рисунок 5.5 - Принципиальная схема системы ППД.

БГ – блок гребенка; БКНС – блочная кустовая насосная станция; УПВ –

установка подготовки воды; УПСВ – установка предварительного сброса воды;

УПН – установка подготовки нефти, (описание всех устройств см. ниже).

5.4 Оборудование нагнетательных скважин

Оборудование нагнетательной скважины (рисунок 5.6) включает в себя:

Наземное оборудование:

 нагнетательная арматура;

 обвязка устья скважины.

Подземное оборудование:

 насосно-компрессорные трубы;

 пакер и др. оборудование.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

446

Рисунок 5.6 – Оборудование нагнетательной скважины

1 – быстросборное соединение (БРС); 2 – центральная задвижка; 3 –

тройник; 4 – вентиль с манометром; 5 – трубная задвижка; 6 – штуцер; 7 – вентиль

для замера линейного давления; 8 – секущая задвижка; 9 –фланец коллектора; 10 –

трубная обвязка; 11 – затрубная задвижка; 12 – колонна НКТ; 13 – мандрель; 14 –

ниппель для опрессовки НКТ; 15 – пакер 2ПД-ЯГ; 16 – посадочное седло; 17 –

воронка; 18 – эксплуатационный пласт; 19 – направление движения рабочего

агента с БГ и БКНС по стволу скважины в пласт.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

447

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной

арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при

закачке рабочего агента в пласт.

Арматура - предназначена для герметизации устья нагнетательных

скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения

ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости

пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения

закачки. Основные части арматуры – трубная головка и елка.

Трубная головка - предназначена для герметизации затрубного

пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых

технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она

состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

Елка - служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит

из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

Технические характеристики устьевых арматур для нагнетательных

скважин приведены в главе 2.

Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией

скважины (рисунок 5.6). К конструкции нагнетательных скважин

предъявляются следующие требования:

 оборудование устья нагнетательной скважины должно

соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены

состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные

ожидаемые давления нагнетания;

 нагнетательные скважины, независимо от физико-химических

свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и,

при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту

и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее

закачиваемого агента;

 для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе

нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление

воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение

указанного оборудования незамерзающей жидкостью.

Принцип работы нагнетательной скважины

Вода от БГ(блока гребенки) подаётся в нагнетательную линию

скважины и через тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает

в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют

исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора

при закачке технологических жидкостей (ТЖ). Расход закачиваемой в

нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется

штуцером 6. Для контроля процесса нагнетания рабочего агента (воды),

арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления 4 и 7

(рисунок 5.6).

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

448

Обслуживание нагнетательных скважин

Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по

добыче нефти и газа. Нагнетательные скважины обслуживаются

ежедневно. При обслуживании нагнетательных скважин контролируются:

 рабочее (линейное) и устьевое давление;

 работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;

 состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;

 состояние защитных устройств;

 состояние (при наличии) штуцера или регулирующего устройства.

5.5. Блок гребенка (БГ)

БГ предназначена

для распределения,

измерения расхода и

давления воды,

закачиваемой в

нагнетательные

скважины системы

поддержания пластового

давления (ППД).

В помещении блока

размещены:

 технологическое

оборудование;

 отопление;

 освещение;

Рисунок 5.7 – Блок гребенка внешний

вид

На каждом напорном водоотводе установлены счетчики воды СВУ.

Блок состоит из основания и каркаса, закрытого снаружи трехслойными

панелями с утеплителем.

БГ имеют различные модификации в зависимости от:

 давления;

 производительности;

 количества подключаемых скважин.

Для обозначения блоков с различными характеристиками приняты

следующие последовательные обозначения:

1 - номинальное давление 16 (20)МПа;

2 - 50мм, 80мм, 100мм - условный проход труб на линии подачи

воды в скважину;

3 – «2, 3, 4, 5, 6, 8» - количество выводов гребенки;

4 – «С» - укрытие помещения из панелей «Сэндвич»

«О» - укрытие помещения из черного листа (без наполнителя);

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

449

5. – «Т» - помещение с электрообогревом

«О» - помещение без электрообогрева;

6 - Запорная арматура в составе:

«К» - кран шаровой дроссельный КШД 21х65

«З» - две задвижки на линии подачи воды в скважину до и после

счетчика;

«О» - одна задвижка на линии подачи воды в скважину;

7- «В» - с установленным счетчиком воды на каждой линии подачи

воды в скважину (ДРСМ-25; ДРСМ-50; Метран 305Пр для Ду100; ДРСМ-

25А, Метран 305Пр для Ду50)

«О» - без счетчика воды (с катушкой под типоразмер счетчика)

на каждой линии подачи воды в скважину;

8 – «1»- в комплекте с электровентилятором;

«2» - в комплекте с дефлектором;

«3» - в комплекте с дефлектором и электровентилятором;

9 – «0» - без преобразователя типа «Сапфир»;

«1» - с преобразователем типа «Сапфир» на коллекторе;

10 – «1» - с установленными техническими манометрами на каждой

линии подачи воды в скважину;

«2» - с установленными электроконтактными манометрами на

каждой линии подачи воды в скважину.

Рисунок 5.8 – Блок гребенка (вид внутри)

Пример обозначения

БГ - 16-100-З-С-О-О-В-2-1-1-1- блок гребенки с рабочим

давлением 16МПа

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

450

«1» - с условным проходом труб на линии подачи воды в скважину-

100мм;

«2» - на 3 скважины

«З» - с укрытием помещения из панелей «Сэндвич»;

«4» - без электрообогрева;

«5» - одна задвижка на линии подачи воды в скважину;

«6» - с установленными счетчиками воды;

«7» - в комплекте с дефлектором;

«8» - с преобразователем типа «Сапфир» на коллекторе;

«9» - с установленными техническими манометрами (10).

Технические характеристики блок гребенок

Таблица 5.1

Наименование

параметра

БГ

Давление, МПа 16 20 16 20 16 20 16 20

Условный

проход, мм

100 100 100 100

Количество

подключаемых

скважин, шт

2 3 4 5

Производительн

ость, м

2

/с (м

3

/ч)

0,11(400) 0,165(600) 0,22(800) 0,275(1000)

Климатическое

исполнение

ХЛ1 ХЛ1 ХЛ1 ХЛ1

Степень

огнестойкости

помещения

4А 4А 4А 4А

Класс

помещения

блока по ПУЭ:

В-1а В-1а В-1а В-1а

Габаритные размеры, мм. не более:

- длина 2700 2700 3700 3700 4700 4700 5700 5700

- ширина 3100 3100 3100 3100 3100 3100 3100 3100

- высота 2800 2900 3600 3800 4300 4500 5100 5400

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

451

5.6 Счетчики для замера расхода жидкости нагнетательных

скважин.

Счетчик воды вихревой ультразвуковой «СВУ» - предназначен для

измерения объема жидкости, закачиваемой в нагнетательные скважины

систем поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях.

Рисунок 5.9 – СВУ – счетчик вихревой ультразвуковой.

1 – Датчик расхода ДРС, (1а – ПНП – преобразователь нормирующий

передающий; 1б – ПР – преобразователь расхода); 2 – кабель к преобразователю

измерительному БПИ-01.1; 3 – направление потока жидкости; 4 – трубопровод; 5 –

фланец; 6 – кабель к контуру заземления; 7 – гайка; 8 – шпилька.

СВУ состоит из (рисунок 5.9):

 датчика расхода ДРС;

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

452

 вторичного преобразователя импульсов БПИ-04.

 комплекта монтажных частей (ответные фланцы, шпильки, гайки)

ДРС – предназначен для линейного преобразования объемного

расхода жидкости, протекающей в трубопроводе, в последовательность

электрических импульсов, с нормированной ценой импульса 10

-4

или 10

-3

м

3

в зависимости от типоразмера датчика расхода. Датчик расхода может

эксплуатироваться в составе счетчика жидкости СВУ, а также в составе

других изделий.

Датчик расхода состоит из преобразователя расхода ПР и

преобразователя нормирующего передающего ПНП.

Принцип действия датчика расхода основан на регистрации

каждого из вихрей путем «просвечивания» потока ультразвуковым лучом,

направленным перпендикулярно оси тела обтекания от пьезоизлучателя

ПИ к пьезоприёмнику ПП.

Основные параметры ДРС

Таблица 5.2

Диапазон

эксплуатацион

ных расходов

Типоразмер датчика

расхода

Диаметр условного

прохода

присоединяемого

трубопровода, мм.

Диапазон рабочих

температур

измеряемой среды,

◦

С

Условное давление,

МПа.

Наименьший расход

м

3

/ч,

Qmin Qmax

Цена выходного

импульса х 10

-3

м

3

.

ДРС-25 100 0-60 20,0 0,8 2 25 1

ДРС-50 100 0-60 20,0 1,25 2 50 1

ДРС-200 100 0-60 20,0 5 8 200 1

ДРС-25А 50 0-60 20,0 0,6 0,8 25 0,1

ДРС-500Н 150 0-150 4,0 12,5 15 500 1

ДРС-25М 50 0-150 2,5** 0,6 0,8 25 0,1

ДРС-100М 80 0-150 2,5** 2,5 3 100 1

ДРС-200М 100 0-150 2,5** 4 5 200 1

ДРС-500М 150 0-150 2,5** 12,5 15 500 1

* - Нормируется при вязкости измеряемой среды до 1,0×10

-6

м

2

/с;

** - По специальному заказу условное давление может быть увеличено до 20МПа.

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.