Основы разработки нефте-газоконденсатных месторождений
1-билет
І. Водоснабжение систем поддержания пластового давления. Нагнетательные скважины: назначение и оборудование.
ІІ. Типы сепараторов, их устройство и принцип работы.
ІІІ. Геологические факторы, влияющие на характер вытеснения нефти водой.
Водоснабжение систем поддержания пластового давления. Нагнетательные скважины: назначение и оборудование.
ППД заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Поэтому при заводнении необходимо иметь надежный и водообильный источник, с качественной водой, соответствующей технологии разработки данной залежи. В среднем потребность воды при заводнении составляет 1.5-2м3 воды на 1тонну добытой нефти. Установить единые нормы к качеству нагнетаемой воды нецелесообразно. Допустимое содержание механических примесей с учетом проницаемости и трещиноватости пород составляет 5-60мг/л. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3-6 раз больше диаметра частиц механических примесей.
Источниками, закачиваемой воды могут быть открытые водоемы (реки, озера, водохранилища), грунтовые воды (под русловые и артезианские)и глубинные пластовые воды. Грунтовые и глубинные воды характеризуются значительным многообразием химического состава (минерализация 100-200мг/л), небольшим содержанием взвешенных частиц. Поэтому их можно закачивать без специальной подготовки.
Воды поверхностных водоемов значительно уступают по качеству грунтовым и глубинным водам, содержат большое количество механических примесей (глины, ила, песка), особенно в период ливней, паводков, снеготаяния и способны вызывать набухание глин.
Сточные воды в основном состоят из пластовых (83%), добываемых вместе с нефтью, пресных (12%), подаваемых в установки подготовки нефти, и ливневых (5%) вод. Эти воды минерализованы (15-3000г/л) и обладают хорошими нефтенасыщенными свойствами. Однако сточные воды содержат большое количество механических примесей, двуокиси углерода и сероводорода. Необходимость очистки от механических примесей удоражает использование сточных вод, однако решается проблема охраны окружающей среды и утилизации сточных вод. Для проведения заводнения можно также использовать стоки промышленных предприятий, коммунальных хозяйств, нефтеперерабатывающих заводов. Технологические схемы водоснабжения отличаются друг от друга в зависимости от местных условий каждого нефтепромыслового района. Технологические схемы водоснабжения с использованием поверхностных водоемов включают следующие элементы схемы: водозаборные сооружения и водоочитные станции, буферные емкости для резерва воды - это железобетонные обогреваемые и стальные теплоизолированные резервуары. Водозаборные и насосные станции предназначены для забора воды из источников и подачи ее на водоочистную станцию.
Водозаборы бывают открытого и закрытого типов, Открытые водозаборы имеют всасывающуюся трубу, которая выводится в водоем, а прием воды из источника защищен сеткой и фильтром. Целесообразнее применять водозаборы закрытого типа, или так называемые подрусловые, которые обеспечивают подачу воды , почти не содержащих механических примесей. В данном случае вода поступает из водозаборных скважин глубиной 10-50м., пробуренных на подрусловый слой галечника или песка, которые обладают высокой проницаемостью и являются естественным фильтром. Скважины бурят на расстоянии от берега реки 70-90м. и между собой не более 170м.
Водозабор может быть индивидуальным или сифонным (групповым). При индивидуальном водозаборе, когда уровень воды находится на глубине более 8м, в каждую скважину опускают центробежный насос с электродвигателем. Вода подается по сборному водоводу в буферные емкости насосной станции. Более экономичными являются сифонные (групповые) водозаборы, на 15-20% дешевле индивидуального.
Устье каждой скважины размещается в колодце и с помощью приемного коллектора подсоединяется к вакуумным котлам. В этих котлах посредством вакуумных насосов создается вакуум до 0.1Мпа. Вакуум-котлы высотой около 7м устанавливают вместе с насосом в бетонной шахте, глубиной 9-17м. Вода под вакуумом поступает в вакуум-котел, а дальше подается насосами в буферные емкости.
Водоочистная станция предназначена для подготовки воды, поступающей из открытого водозабора. Подготовка воды должна включать следующие системы: фильтрационную систему для удаления механических примесей; обескислороживание воды и удаления коррозионно-активных газов; бактерицидной обработки для подавления бактерий; солевой обработки; автоматизированного управления подготовкой воды и контроля за ее качеством.
Для фильтрования вода подается в нижнюю часть вертикального смесителя, перед которым в него добавляют дозатором коагулянт ( сернокислый алюминий, глинозем или железный купорос), способствующий укрупнению взвешенных частиц. Из смесителя вода самотеком поступает в горизонтальные отстойники, где образуются оседающие на дно хлопья, а затем проходит через песчаные фильтры сверху вниз. Очищенная вода самотеком собирается в резервуарах.
Обескислороживание воды обеспечивается встречным пропусканием химических реагентов, связывающими свободный кислород и выводящими его в осадок. Подавление бактерий достигается обработкой воды хлоридом, формальдегидом. Для смягчения воды добавляется гашеная известь. На промыслах чаще всего строят кустовые насосные станции с центробежными насосами, расход которых составляет 150м3/час., давление на выходе 10, 12.5, 15, 17.5 и 20Мпа. В зависимости от числа насосных блоков КНС могут подавать 3600, 7200 и 10800м3/сут. Каждая КНС обеспечивает закачку воды в 3-15 нагнетательных скважин. Воду в скважины подают по индивидуальному водоводу. Магистральные водоводы работают при давлениях до 3Мпа. Разводящие водоводы работают при высоких давлениях до 25Мпа.
Рис. 3.5. Схема сифонного водозабора.
1 - фильтр; 2 - колонна; 3 - водоподъемная труба; 4 - вакуум-котел; 5 - вакуумный насос;6 - вакуумметр; 7 - насос I подъема; 8 - резервуар для чистой воды; 9 - насосная станция
Нагнетательные скважины: назначение и оборудование.
Нагнетательные скважины предназначены для закачки в продуктивные горизонты воды или природного газа, воздуха, пара с целью полдержания (или повышения) пластового давления и продления фонтанного периода разработки месторождений, увеличения дебита эксплуатационных скважин, снабженных насосами или воздушными подъемниками. Конструктивные параметры нагнетательных скважин чаще всего не отличаются от таковых для эксплуатационных скважин, поэтому скважина может вводиться в эксплуатацию сначала как добывающая, а затем может переводиться на нагнетание. В то же время имеется некоторое отличие в условиях эксплуатации нагнетательных и эксплуатационных скважин и это целесообразно учитывать еще на стадии их проектирования. Так, в нагнетательные скважины под большим избыточным давлением подают больше жидкости (воды и др.), чем извлекается в эксплуатационных скважинах. Соответственно увеличивается нагрузка на крепь нагнетательных скважин, более герметичными и коррозионностойкими должны быть заколонное пространство и резьбовые соединения. Коррозионная активность закачиваемой воды, как правило, выше, чем коррозионная активность нефтей, за исключением нефтей и газов с высоким содержанием сероводорода.
Нагнетательные скважины различают на законтурные (расположенные в водяной зоне) и внутриконтурные (расположенные в нефтяной зоне залежи).
Законтурные скважины осваивают сразу под нагнетание воды, а внутриконтурные обычно сначала на приток, затем, после снижения давления Рпл в районе скважины, под закачку. Если имеется ряд нагнетательных скважин, то осваивают их под закачку через одну, затем после обводнения под закачку осваивают пропущенныескважины. В скважинах, которые работали на отбор нефти, целесообразно провести тепловую обработку.
Для очистки ствола нагнетательной скважины перед закачкой проводят интенсивные промывки (прямые, обратные) в течение 1—3 сут с расходом воды 1200—1500 м3/сут до минимального и стабильного содержания взвешенных частиц. Вода подается из водовода со сбросом в емкости (земляные амбары,канализацию) или по закольцованной схеме с отстоем.
Для очистки призабойной зоны осуществляют интенсивные дренажи самоизливом, газлифтным и насосным способами эксплуатации или поршневанием (свабированием). Самоизливом достигается эффект, когда расход притекающей воды достаточно большой (несколько десятков м3/сут). Кратковременные (по 6—15 мин) периодические изливы до стабилизации количества взвешенных частиц сокращают расход воды в 4—6 раз по сравнению с непрерывными изливами. При выполнении всех работ следует не допускать сброса минерализованной или загрязненной нефтью воды в открытые водоемы.
Типы сепараторов, их устройство и принцип работы.
Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.
Вертикальный сепаратор представляет собой вертикально установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами, снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа. Вертикальный сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку 1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по дренажной трубе 12 стекает вниз.
Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок, окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9. Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений парафина и механических примесей. Они занимают относительно небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов, где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах. Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки: меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор состоит из технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.
Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.
Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных сепараторах используют гидроциклонные устройства.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис. 7.35) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок 3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока нефть и газ меняют направление движения с вертикального на горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8
Геологические факторы, влияющие на характер вытеснения нефти водой. Коэффициент охвата пласта вытеснением.
От характера продвижения воды по продуктивным пластам зависит полнота их охвата процессом вытеснения, а, следовательно, и полнота выработки запасов. Особенности продвижения воды в процессе разработки определяются геологическим строением залежи, применяемой системой разработки, свойствами нефти и вытесняющей ее воды и др. При природном водонапорном или упруговодонапорном режиме в залежь внедряется контурная пластовая вода. При законтурном заводнении в пласты нагнетается оторочка пластовой воды, а затем нагнетаемая вода. При внутриконтурном заводнении создаются искусственные водонефтяные контакты, постепенно удаляющиеся от нагнетательных скважин. Характер перемещения ВНК и контуров нефтеносности и их форма определяются соотношением вязкости нефти и воды, геологической неоднородностью продуктивного пласта, размерами водонефтяных зон. В однородных монолитных пластах при одинаковой вязкости нефти и воды, равномерном дренировании всего объема залежи перемещение ВНК может происходить параллельно его начальному положению. На практике такие условия встречаются редко, и, как правило, происходит усложнение формы поверхности текущего ВНК. При соотношении вязкостей нефти и воды и относительно однородном строении пласта по вертикали происходит, близкое к поршневому, вытеснение нефти водой и обеспечивается высокий охват заводнением пласта по его толщине. При соотношении вязкостей нефти и воды проявляется влияние неоднородности коллекторских свойств по толщине и происходит опережающее продвижение закачиваемой воды по более проницаемым прослоям даже в монолитном пласте. Охваченным процессом вытеснения считают те части ЭО, где в результате поступления в пласты нагнетаемой воды не происходит снижение пластового давления, благодаря чему скважины эксплуатируются с устойчивыми дебитами, соответствующими продуктивной характеристике перфорированных пластов. Коэффициент охвата пласта вытеснением представляет собой отношение части эффективного объема залежи (ЭО) , участвующей в дренировании под воздействием вытесняющего объекта, к общему эффективному объему залежи : = / . Коэффициент охвата пласта вытеснением входит в формулу, используемую для прогноза коэффициент нефтеизвлечения.
2- билет
І. Закачка газа в пласт для поддержания пластового давления.
ІІ. Низкотемпературная сепарация.
ІІІ. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи (полимеры, ПАВ, кислоты, щелочи) пласта.
Закачка газа в головную часть залежи для поддержания пластового давления.
Имеется ряд нефтяных месторождений, в разрезе которых встречаются газоносные пропластки, а также месторождения нефти газовой шапкой. В этих случаях можно использовать ППД закачкой газа, особенно, если отсутствуют источники водоснабжения. . В зале¬жах нефти с газовой шапкой или большими углами падения пород поддержание давления достигается нагнетанием газа или воздуха в повышенную ее часть (газовую шапку). В качестве источника газа, кроме перечисленных, может использоваться газ, попутно добываемый с нефтью. Если нефтяное месторождение имеет газовую шапку, очевидно, что закачка газа должна вестись в газовую шапку. Если газовая шапка отсутствует, то возможно ее искусственное формирование в наиболее повышенной части продуктивного горизонта путем бурения специальных газонагнетательных скважин. Основные принципы управления выработкой запасов нефти, изложенные выше, остаются справедливыми и при закачке газа за исключением того, что в этом случае необходимо предотвращать образование газовых конусов в добывающих скважинах. Поддержание пластового давления закачкой газа необходимо осуществлять и в том случае, когда условия закачки пресной воды неблагоприятны. Это касается терригенных нефтетенасыщенных объектов разработки, в составе которых имеется значительное количество глинистого материала, разбухающего при контакте с пресной водой. В этом случае заводнение оказывается не только неэффективным, но и создает серьезные проблемы, связанные с низкой приемистостью нагнетательных скважин, которая во времени значительно снижается вплоть до нуля.
В подобных коллекторах предпочтительной является закачка газа, который практически не взаимодействует с составляющими породами коллектора Следует четко понимать, что энергетически процесс закачки газа менее эффективен в сравнении с закачкой воды по следующим причинам:
1. Так как плотность компримированного газа кратно меньше плотности воды, гидростатическое давление на забое газонагнетательной скважины всегда меньше такового при закачке воды (при прочих равных условиях). Для достижения необходимой мой репрессии, определяемой объемом закачиваемого газа, не¬обходимо увеличивать забойное давление за счет увеличения ус¬тьевого давления, что приводит к необходимости увеличивать рабочее давление на компрессорной станции и затраты на компримирование газа.
2. Обладая высокой в сравнении с водой сжимаемостью, объем компримируемого газа (для заданного забойного давления) должен быть существенно большим, чем объем воды, что также приводит к возрастанию затрат на компримирование.
3. Закачиваемый углеводородный газ при контакте с нефтью частично растворяется в ней, что приводит к необходимости увеличения объема газа.
Указанные причины являются существенными, поэтому ППД закачкой газа при разработке нефтяных месторождений не нашло широкомасштабного применения.
Кроме того, для осуществления этого метода с начала разработки пласта тре¬буется строительство мощных компрессорных станций с компрессорами, рассчитанными на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10-20 % выше пласто¬вого. Сооружение таких компрессорных станций со всем подсобным хозяйством связано с затратой значительных ка¬питаловложений и является весьма трудоемкой работой. По¬этому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспе¬чен давлением стандартных, выпускаемых промышленностью компрессоров (5-10 МПа), т.е. закачку газа начинают на более поздней стадии его разработки.
Газ или воздух обычно нагнетается в скважины, расположенные в присводовой части залежи. При этом в качестве рабочего агента лучше всего применять, естественны и нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи нагнетать также и воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку нежелательно, так как это приводит к значительному ухудшению свойств газа. Количество нагнетаемого в скважины газа или воздуха оценивается опытным определением поглотительной способности скважин. Практически можно считать нормальным, если на каждую нагнетательную скважину закачивается от 10 до 25 тыс. м3 газа в сутки.
Низкотемпературная сепарация.
НТС- разделение жидкой фазы от газовой за счет конденсаций влаги или лекгих УВ при понижений температуры. При НТС используется эффект Джоуля Томсона т.е. понижение температуры при понижении давления за счет резкого расширения газа при помощи клапана Джоуля Томсона. В реприод исчерпания избыточного давления охлаждение газа до низких температур достигается с помощью исскуственного холода.
Важное звено в технологической цепочке бесперебойного газоснабжения потребителей природным газом – его подготовка к транспорту. Она выполняется непосредственно на месторождении. Подача в магистральный газопровод очищенного газа повышает эффективность его эксплуатации, снижает затраты на транспортировку газа, продлевает ресурс трубопровода и технологического оборудования за счет удаления из газа вредных примесей, механических частиц и влаги.
В комплекс основного производственного назначения для газодобывающего предприятия в общем случае входят скважины, кусты скважин, промплощадки с установками предварительной подготовки газа (УППГ), промплощадки с установками комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ), головные сооружения с установками полной подготовки газа и газового конденсата (ГС), промысловые трубопроводы.
В составе УППГ – один объект сбора и первичной сепарации газа, а в составе УКПГ –несколько: сбора и первичной сепарации газа; подготовки газа и конденсата; компримирования газа (при необходимости), общего технологического и подсобно-вспомогательного назначения.
Технологические схемы УКПГ обеспечивают прием сырья, поступающего из скважин, прием газа от УППГ и подготовку газа к транспорту на весь период разработки месторождения. Комплексная подготовка газа может состоять из многих операций (необходимость в каждой определяется качеством и состоянием сырья): очистка от мехпримесей и капельной жидкости, осушка, отбензинивание, очистка от агрессивных примесей, охлаждение перед подачей в магистральный газопровод, стабилизация и переработка газового конденсата (или его смеси с попутной нефтью) в моторные топлива (рис. 1). Установки, предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на газоконденсатных месторождениях, проектируют с учетом пластового давления и возможности работы в условиях изменения объема сырья и вырабатываемых продуктов.
Сбор и первичная подготовка включает в себя: низкотемпературную сепарацию, адсорбционный метод осушки газа и абсорбцию
От механических примесей, капельной жидкости газ очищают в сепараторах на УКПГ и УППГ. На газоконденсатных месторождениях для отбензинивания газа, среди прочих, применяется низкотемпературная сепарация (НТС).
Установка НТС включает следующий минимальный набор оборудования: сепаратор I ступени; узел впрыска в поток газа ингибитора гидратообразования (метанола, 70–80% раствора диэтиленгликоля или др.); рекуперативные теплообменники, дроссель, эжектор утилизации газа выветривания, холодильная машина; низкотемпературный сепаратор (тонкой очистки); разделители газового конденсата и воды с ингибитором гидратообразования. На установках НТС охлаждение газа следует производить за счет дроссель-эффекта, а при его отсутствии в схему необходимо включать источник искусственного холода.
НТС - процесс промысловой подготовки природного газа с целью извлечения конденсата газового и удаления из него влаги до точки росы, исключающей гидратообразование при транспортировке потребителю. НТС заключается в конденсации паров влаги и растворённых в газе тяжёлых углеводородов при температурах от 0 до —15 °С. Для охлаждения газа используют Джо Джоуля — Томсона эффект, изменение температуры газа в результате медленного протекания его под действием постоянного перепада давления сквозь дроссель — местное препятствие потоку газа (капилляр, вентиль или пористую перегородку, расположенную в трубе на пути потока). Течение газа сквозь дроссель (дросселирование) должно происходить без теплообмена газа с окружающей средой (адиабатически).
Эффект Джо Джоуля — Томсона был обнаружен и исследован английским учёными Дж. Джоулем и У. Томсоном в 1852—62. В опытах Джоуля и Томсона измерялась температура в двух последовательных сечениях непрерывного и стационарного потока газа (до дросселя и за ним, рис. 1). Значительное трение газа в дросселе (мелкопористой пробке из ваты) делало с корость газового потока ничтожно малой, так что при дросселировании кинетическая энергия потока была очень мала и практически не менялась. Благодаря низкой теплопроводности стенок трубы и дросселя теплообмен между газом и внешней средой отсутствовал. При перепаде давления на дросселе Dp = p1 — р2, равном 1 атмосфере (1,01×105 н/м2), измеренная разность температур DT = T2 — T1 для воздуха составила — 0,25°С (опыт проводился при комнатной температуре). Для углекислого газа и водорода в тех же условиях DТ оказалась, соответственно, равной -1,25 и +0,02°С.
Эффект Джоуля Томсона принято называть положительным, если газ в процессе дросселирования охлаждается (DТ < 0), и отрицательным, если газ нагревается (DТ > 0).
Согласно молекулярно-кинетической теории строения вещества, эффект Джоуля Томсона свидетельствует о наличии в газе сил межмолекулярного взаимодействия (обнаружение этих сил было целью опытов Джоуля и Томсона). Действительно, при взаимном притяжении молекул внутренняя энергия (U) газа включает как кинетическую энергию молекул, так и потенциальную энергию их взаимодействия. Расширение газа в условиях энергетической изоляции не меняет его внутренней энергии, но приводит к росту потенциальной энергии взаимодействия молекул (поскольку расстояния между ними увеличиваются) за счёт кинетической. В результате тепловое движение молекул замедлится, температура расширяющегося газа будет понижаться. В действительности процессы, приводящие к эффект Джоуля Томсона, сложнее, т.к. газ не изолирован энергетически от внешней среды. Он совершает внешнюю работу (последующие порции газа, справа от дросселя, тесня т предыдущие), а слева от дросселя над самим газом совершают работу силы внешнего давления (поддерживающие стационарность потока). Это учитывается при составлении энергетического баланса в опытах Джоуля — Томсона. Работа продавливания через дроссель порции газа, занимающей до дросселя объём V1, равна p1V1. Эта же порция газа, занимая за дросселем объём V2, совершает работу p2V2. Проделанная над газом результирующая внешняя работа A = p1V1 — p2V2 может быть как положительная, так и отрицательная. В адиабатических условиях она может пойти только на изменение внутренней энергии газа: A = U2 — U1. Отсюда, зная уравнение состояния газа и выражение для U, можно найти DT.
Величина и знак эффект Джоуля Томсона. определяются соотношением между работой газа и работой сил внешнего давления, а также свойствами самого газа, в частности размером его молекул.
Для идеального газа, молекулы которого рассматриваются как материальные точки, не взаимодействующие между собой, эффект Джоуля Томсона равен нулю.
В зависимости от условий дросселирования один и тот же газ может как нагреваться, так и охлаждаться. Температура, при которой (для данного давления) разность DT, проходя через нулевое значение, меняет свой знак, называется температурой инверсии эффект Джоуля Томсона. Типичная кривая зависимости температуры инверсии от давления показана на рис. 2. Кривая инверсии отделяет совокупность состояний газа, при переходе между которыми он охлаждается, от состояний, между которыми он нагревается. Значения верхних температур инверсии (Ti, max, рис. 2) для ряда газов приведены в таблице. Эффект Джоуля Томсона., характеризуемый малыми значениями DT при малых перепа дах давления Dр, называют дифференциальным. При больших перепадах давления на дросселе температура газа может изменяться значительно. Например, при дросселировании от 200 до 1 атмосферы и начальной температуре 17°С воздух охлаждается на 35°С. Этот интегральный эффект положен в основу большинства технических процессов сжижения газов. В простейшей схеме установки НТС газ из скважин с давлением значительно выше рабочего давления в газопроводе поступает в сепаратор-каплеотбойник, где из газового потока удаляется часть жидкости, после чего газ охлаждается до температуры 5—15 °С в рекуперативном теплообменнике и дросселируется до рабочего давления в магистральном газо проводе. При дросселировании температура газа снижается обычно до минус 5—10 °С. В поток газа перед его охлаждением вводится ингибитор (обычно спирты) для предотвращения гидратообразования. Затем газ поступает в сепаратор, где из него удаляется конденсат и водный раствор ингибитора, а осушенный газ, проходя через теплообменник, охлаждает поток сырого газа и направляется в газопровод.
По мере отбора газа пластовое давление снижается и оказывается недостаточным для достижения заданной точки росы; процесс обработки газа ухудшается. Это основной недостаток промысловой подготовки газа с использованием НТС, т.к. к этому времени обычно свыше 50% запасов газа ещё остаётся неизвлечённым. Для продления работы установки НТС используют предварительное охлаждение газа в водяных и воздушных теплообменниках или холодильных машинах. Для совершенствования НТС ведутся работы по созданию малогабаритных скоростных турбохолодильных агрегатов. На Шебелинском месторождении газа (УССР) внедрена технологическая схема об работки газа с вводом и регенерацией сорбента, поглощающего влагу.
Физико – химические методы увеличения нефтеотдачи (полимеры, ПАВ, кислоты, щелочи) пласта.
Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пласта - это методы, базирующиеся на заводнении, но предусматривающие повышение его эффективности путем добавки к воде различных химических реагентов (полимеров, поверхностно-активных веществ, кислот, щелочей и др.). В качестве вытесняющего агента применяется водный раствор химических веществ с концентрацией 0,001-0,4 % и более. Обычно в пласте создают оторочки растворов в объеме 10-50 % от общего объема пустот залежи, которые вытесняют нефть, затем оторочку перемещают путем нагнетания в пласт обычной воды. Методы могут применяться при тех же плотностях сеток скважин, что и при обычном заводнении. При использовании физико-химических методов расширяется диапазон значений вязкости пластовой нефти (до 50-60 мПа *с), когда возможно эффективное применение заводнения. 1. Полимерное заводнение – это раствор полиакриламида (ПАА). Добавка ПАА к воде повышает ее вязкость, и, следовательно, уменьшает относительную вязкость пластовой нефти μо = μн / μв. Это повышает устойчивость раздела между водой и нефтью - фронт вытеснения, способствует улучшению вытесняющих свойств воды и более полному вовлечению объема залежи в разработку. Метод рекомендуется для залежей с повышенной вязкостью пластовой нефти (10-50 мПа*с), при проницаемости пород-коллекторов более 0,1мкм2, температура в пластах должна быть не более 800 С. 2. Щелочное заводнение – химической добавкой служит каустическая или кальцинированная сода, аммиак, силикат натрия. При взаимодействии щелочи с органическими кислотами пластовой нефти образуются поверхностно-активные вещества, улучшающие смачиваемость породы. В результате улучшаются отмывающие свойства воды. Метод эффективен в гидрофобных малоглинистых коллекторах. 3. Вытеснение нефти водными растворами ПАВ. Наиболее применимыми считаются растворы неионогенных ПАВ. Добавка ПАВ улучшает отмывающие свойства воды. 4. Применение двуокиси углерода. СО2 можно нагнетать в сжиженном виде в пласт в виде оторочки, которую продвигают нагнетаемой водой. Чаще применяют водный раствор СО2. Углекислота хорошо растворяется в нефти. Переходя в нефть, она увеличивает ее объем в 1,5-1,7 раза, снижает вязкость, что улучшает вытеснение нефти из пор. 5. Мицеллярное заводнение. В качестве вытесняющего агента выступает раствор, представляющий собой микроэмульсию, состоящую из агрегатов (мицелл) молекул, внутри которых молекулы нефти и воды могут перемещаться относительно друг друга. Состав мицелл – легкая углеводородная жидкость, пресная вода, ПАВ, стабилизатор. Мицеллярную оторочку перемещают раствором полимера (буферная жидкость), а последнюю водой. Этот метод предназначен для извлечения остаточной нефти из заводненных пластов. Для применения мицеллярных растворов выбирают залежи нефти в терригенных коллекторах, не содержащих карбонатного цемента для избежания нарушения структуры раствора.
3-билет
І. Схематизация формы залежей.
ІІ. Осушка газа адсорбционным способом. Адсорбенты. Требования, предьявляемые к промышленным адсорбентам.
ІІІ. Тепло-физические методы увеличения нефтеотдачи пласта (горячий воздух, пар).
Схематизация формы залежей
При гидродинамических расчетах процесса обводнения и определения нефтеотдачи реальные, неоднородные по параметрам и свойствам газожидкостных смесей пласты необходимо схематизировать расчетной схемой (форму залежи, контур нефтеносности, наклон пласта и т.д.).
Схематизация формы залежи
Нефтяные залежи не имеют в плане правильной геометрической формы. Для решения задачи возможна схематизация (аппроксимация) истиной формы залежи правильной геометрической формой, которая зависит от соотношения короткой (а) и длинной (в) осей залежи.
1. Если соотношения осей а:в<1:3, то залежь схематизируется полосой. Для определения размеров полосы L и В соблюдаются следующие правила: площадь полосы равна площади нефтеносности залежи S.
Sпол = Sзал. B*L = S
Периметр полосы должен равняться периметру залежи Р. 2(В+L)=P
В — ширина полосы; L — длина полосы.
2. Если соотношения осей 1:3≤ а: в≤1:2, то залежь схематизируется кольцом.
При этом соблюдаются следующие условия: площадь кольца Sk равняется площади нефтеносности залежи S,
Sk=π(rвн2 – rвнут.2)
а длина внешней окружности кольца равна периметру залежи Р,
2 π rвн = Р
Тогда rвн= Р/2 π и rвнут=√rвн2- S/ π
rвн -радиус внешней окружности кольца;
rвнут - радиус внутренней окружности кольца.
3. Если соотношение осей а:в>1:2 то залежь схематизируется кругом, площадь которого равна площади нефтеносности S.
S = π* r2
r - радиус круга.
Адсорбенты. Требования предьявляемые к промышленным адсорбентам. Осушка газа адсорбционным способом.
Адсорбент — это твердый поглотитель влаги. В качестве твердых поглотителей влаги в газовой промышленности при¬меняют активированную окись алюминия или боксит, кото¬рый на 50 — 60 % состоит из А12О3. Активизируется боксит при температуре 633 К в течение 3 ч без доступа воздуха. Поглотительная способность боксита составляет 4 — 6,5 % от массы. Преимущества адсорбции: низкая точка росы газа; простота регенерации поглотителя; компактность, простата конструкции и низкая стоимость установки. Боксит поставля¬ется в гранулах диаметром 2 — 4 мм. Насыпная масса состав¬ляет 800 кг/м3. Продолжительность работы бокситовой заг¬рузки больше года. Скорость прохождения газа через акти¬вированный боксит равна 0,5 — 0,6 м/с. Схема установки осушки газа твердым поглотителем. Влажный газ через сепаратор поступает в адсорбер, где проходит через несколько слоев активирован¬ного боксита, насыпанного на тарелки с перфорированным основанием. Толщина одного слоя не превышает 60 см. Про¬ходя через боксит, газ освобождается от влаги и направляет¬ся в газопровод. После определенного промежутка времени в зависимости от загрузки твердого поглотителя и объемной скорости газа (этот промежуток времени обычно составляет 12— 16 ч) адсорбер переводят на восстановление (регенера¬цию), а газ переключают на второй адсорбер, который уже прошел регенерацию. Боксит регенерируют (осушают), про¬дувая через него горячий газ. При этом из боксита выделяет¬ся вся влага, поглощенная им из газа в процессе осушки. Регенерацию боксита проводят следующим образом. При пуске адсорбера на регенерацию определенное количество газа, требуемое для заполнения системы регене¬рации, отводят от линии сухого газа через регулятор давле¬ния РД (при давлении, несколько большем 0,1 МПа). Этот газ поступает сначала в холодильник и далее в сепаратор. Газодувкой под давлением не более 3 кПа газ подается в подогре¬ватель, где он нагревается до температуры 473 К, и далее поступает в адсорбер, в котором регенерируют боксит. По выходе из адсорбера нагретый насыщенный газ поступает в холодильник, а затем в сепаратор, где отделяется влага, погло¬щенная в адсорбере. В результате повторных циклов регене-рирующего газа (газодувка — подогреватель — адсорбер — холодильник — сепаратор — газодувка) боксит осушается и может снова поглощать воду из газа.
1,5— сепараторы; ГН — газ нагретый;
2, 3 — адсорбенты; ГС — газ сухой;
4 — холодильник; ГНН — газ нагретый насыщенный;
6 — насос; 7 — подогреватель;
ГВ — газ влажный;
К — конденсат; РД — регулятор давления
Тепло – физические методы увеличения нефтеотдачи пласта (горячий воздух, пар).
Применение этих методов основано на внесении в пласт тепла с поверхности. В качестве теплоносителей применяют пар или горячую воду. Метод вытеснения паром рекомендуется для разработки залежей высоковязких нефтей вплоть до 1000 мПа*с и более. Наибольшее признание получил процесс, при котором путем нагнетания пара в пласт в нем создается высокотемпературная оторочка в объеме 20-30 % от объема пустот, которая перемещается закачиваемой в пласт водой. Применение метода позволяет достигать значений коэффициентов извлечения нефти до 0,4-0,6. Метод обеспечивает снижение вязкости пластовой нефти, гидрофилизацию породы-коллектора, тепловое расширение породы и содержащихся в ней жидкости. Для уменьшения потерь тепла в стволе нагнетательной скважины глубина залегания пласта ограничивается 1000м. Рекомендуемая нефтенасыщенная толщина – 10-40м. При меньшей толщине резко возрастают потери тепла в породах, покрывающих и подстилающих продуктивный пласт. При большей толщине горизонта возможен низкий охват воздействием по вертикали. Процесс наиболее эффективен при разработке залежей с высокой начальной нефтенасыщенностью, т.к. при этом потери тепла на нагрев воды, содержащейся в пласте, минимальны. Нагнетание пара может вызвать усиление выноса породы в добывающие скважины, а также разбухание глин в пласте, приводящее к уменьшению размера пор и к соответствующему снижению проницаемости. Для процесса благоприятны кварцевые песчаники. Применение метода эффективно при расстояниях между скважинами не более 200-300 м. Метод вытеснения нефти горячей водой может применяться для разработки залежей высоковязких нефтей и залежей высокопарафинистых нефтей для предотвращения выпадения парафина в твердом виде в пласте. Процесс вытеснения нефти горячей водой менее эффективен, чем при использовании пара, поскольку для прогрева пласта требуется закачивать в пласт большие объемы горячей воды из-за отставания фронта прогрева пласта от фронта вытеснения нефти.
4-билет
І. Разработка нефтяных месторождений с закачкой в пласт двуокиси углерода.
ІІ. Осушка газа абсорбционным способом. Абсорбенты.
ІІІ. Термо-химические методы увеличения нефтеотдачи пласта.
11. Разработка нефтяных месторождений с закачкой в пласт двуокиси углерода.
После заводнения нефтяных месторождений по обычной технологии или с повышением вытесняющих свойств воды (ПАВ, полимеры, щелочи) в недрах остаются неизвлекаемыми до 30-70% начальных запасов нефти, которые оказываются сложно рассредоточенными в заводненном объеме пласта в виде остаточной рассеяной нефти и неохваченных заводнением слоев, линз, пропластков.Остаточную нефть из заводненных пластов способны вытеснять лишь те рабочие агенты, которые смешиваются с нефтью и водой или имеют сверхнизкое межфазное натяжение на контакте. Такие условия возникают при вытеснения нефти двуокисью углерода (СО2) и мицеллярмыми растворами, которые практически полностью устраняют отрицательное влияние капиллярных сил на вытеснение нефти.
Эти методы относятся к числу наиболее потенциальных и перспективных, способных снижать остаточную нефтенасыщенность в зоне охваченным рабочим агентом, до 2-5%. Эти методы для нашей промышленности имеют принципиальное значение, так как основная часть остаточной нефти на известных разрабатываемых месторождениях остается в виде заводненных остаточных запасов, которые значительно труднее извлекать, чем из не заводненных пластов.С нефтью и водой могут смешиваться спирты и жидкая двуокись углерода. Однако некоторые спирты плохо растворяются в воде (бутиловый и пропиловый), а другие, наоборот, плохо растворяются в нефти (этиловый и метиловый). Двуокись углерода растворяются в воде и нефти разного состава и плотности. Растворимость СО2 в воде увеличивается с повышением давления и уменьшается с повышением температуры.
При растворении в воде двуокиси углерода вязкость ее незначительно увеличивается. При массовом содержании в воде 3-5% СОг вязкость ее увеличивается лишь на 20-30%. Образующаяся при растворении СОг в воде угольная кислота Н2СО3 растворят некоторые цемента и породы пласта и повышает проницаемость (песчаников на 5-15%, доломитов на 6-7%). В присутствия СО2 снижается набухаемость глинистых частиц.Двуокись углерода в воде способствует разрыву и отмыв у пленочной нефти, покрывающей зерна породы и уменьшает возможность межфазном натяжении свободно перемещаются поровых каналах и фазовая проницаемость нефти увеличивается. При растворении нефти СО2 вязкость нефти понижается, плотность уменьшается, а объем значительно увеличивается: нефть как бы набухает. Увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза при растворении в ней СОа вносит особенно большой вклад в повышение нефтеотдачи пластов при разработке месторождений, содержащих маловязкие нефти. При вытеснении и высоковязких нефтей основной фактор, увеличивающей коэффициент вытеснения -уменьшение вязкости нефти при растворении в ней СО2, причем вязкость нефти снижается тем сильнее, чем больше ее начальное значение. Важным условием технология вытеснения нефти СО2 -его чистота. Чистый СО2 (99,8-99,9%) имеет минимальное давление смесимости, лучше смешивается с нефтью и вытесняет ее, а при снижении может закачиваться в пласты насосами без осложнений и необходимости удаления газа. Для вытеснения нефти одним СО2 требуется его большой расход для ощутимого увеличения нефтеотдачи. С целью экономии СО2, предотвращения его прорывов к добывающим скважинам, увеличения коэффициент охвата, применение СО2 целесообразно сочетать с заводнением. Самый простой способ подачи СО2 в пласт- нагнетание воды, полностью или частично насыщенной (3-5%) CO2 В пласте СО2 переходит из воды в оставшуюся за фронтом нефть, изменяя ее объем н фильтрационные свойства, вязкость и фазовую проницаемость. При этом фронт концентрации СО2 воде значительно отстает от фронта вытеснения.
Отставание зависит от коэффициента вытеснения нефти водой, коэффициента распределения С02 между нефтью и водой, концентрации СО2 в воде, давления и температуры.
Отставание фронта СО2 от фронта вытеснения водой можно избежать (или значительно уменьшить), нагнетая в пласт чистую СО2 в виде оторочки и объеме 10-30% от объема пор, продвигаемой затем водой.
Осушка газа абсорбционным способом. Абсорбенты.
Абсорбенты — жидкие сорбенты, применяемые для осуш¬ки природных и нефтяных газов. Они должны иметь высокую растворимость в воде, низкую агрессивность, стабиль¬ность по отношению к газовым компонентам, простоту реге¬нерации, малую вязкость, низкую упругость паров при тем¬пературе контакта, слабое поглощение углеводородных ком¬понентов газа, пониженную способность к образованию пены или эмульсий. Большинству этих требований отвечает диэтиленгликоль, триэтиленгликоль и в меньшей степени этиленгликоль. Диэтиленгликоль получают реакцией соединения двух мо¬лекул ЭГ с образованием молекулы воды. В химически чис¬том виде это бесцветная жидкость с молекулярной массой 106,12, относительной плотностью (по воде) 1,117 и темпера¬турой кипения 518 К при р = 0,1013 МПа.
Схема установки осушки газа жидкими сорбентами, получившая широкое распространение на газовых месторождениях. Газ с промысла проходит сепа¬ратор 1, где осаждается капельная влага, и поступает в ниж¬нюю часть абсорбера 2. Сначала газ направляется в нижнюю скрубберную секцию 3, в которой дополнительно очищается от взвешенных капель влаги благодаря большой поверхности контакта с насадками. Затем газ движется вверх, последова¬тельно проходя через тарелки 4, поднимаясь вверх. Число колпачковых тарелок в абсорбере 4— 12. Навстречу потоку газа протекает 95 — 97%-ный раствор ДЭГ, вводимый в абсор¬бер насосом 10. Осушенный вследствие контакта с раствором газ проходит через верхнюю скрубберную секцию 5, где освобождается от захваченных капель раствора и направля¬ется в газопровод. Насыщенный раствор, содержащий 6 —8 % влаги, с нижней глухой сборной тарелки абсорбера поступа¬ет в теплообменник 7, в котором нагревается встречным потоком регенерированного раствора, а далее проходит через выветриватель 8, где из него выделяется растворенный газ, который используется затем на собственные нужды. Из выветривателя насыщенный ДЭГ насосом 9 закачивается в вы¬парную колонну (десорбер) 12, где осуществляется регенера¬ция раствора. Выпарная колонна состоит из двух частей: собственно колонны тарельчатого типа, в которой из насы-щенного раствора ДЭГ, стекающего вниз, выпаривается влага встречным потоком острого водяного пара и паров ДЭГ; кипя¬тильника-испарителя 11, в котором происходит нагревание раствора гликоля и испарение воды. В кипятильнике под¬держивается температура раствора гликоля в пределах 423 — 433 К, а в верхней части выпарной колонны — 378 — 380 К. Это достигается за счет орошения верхней части колонны водой с температурой 303 К, что позволяет сконденсировать пары ДЭГ и уменьшить его потери. Водяной пар из десорбера 15 поступает в конденсатор 16, где основная часть пара конденсируется и собирается вакуумным насосом 14 и на¬правляется на сжигание. Часть полученной воды, содержа-щей ДЭГ, подается в верхнюю часть колонны насосом 13 для орошения и поддержания температуры 105 — 107 °С. Регене¬рированный раствор ДЭГ насосом 10 прокачивается через теплообменник 7 и холодильник 6, где его температура сни¬жается, и вновь поступает на верхнюю тарелку абсорбера. Экономичность работы абсорбционных установок в зна¬чительной степени зависит от потерь сорбента. Для сниже¬ния этих потерь в первую очередь необходимо строго поддерживать расчетный температурный режим десорбера, тща¬тельно сепарировать газ и водяной пар на выходе соответ¬ственно из абсорбера и десорбера и по возможности исклю¬чить пенообразование при контакте с абсорбентом за счет специальных добавок.
Термо – химические методы увеличения нефтеотдачи пласта.
Они основаны на способности пластовой нефти вступать в реакции с нагнетаемым в пласт кислородом (воздухом), сопровождающиеся выделением большого количества тепла (внутрипластовым «горением»). Могут быть применены следующие методы: прямоточное сухое «горение», когда на забое воздухонагнетательной скважины производится поджог нефти и зона «горения» перемещается нагнетаемым воздухом в направлении к добывающим скважинам; прямоточное влажное или сверхвлажное «горение», при котором в пласт нагнетаются в определенном соотношении воздух и вода. Это обеспечивает образование впереди фронта горения оторочки пара, т.е. перенос тепла в зону впереди фронта «горения». Второй процесс более эффективен, т.к. реализуются те же факторы улучшения механизма вытеснения нефти, что и при нагнетания в пласт пара. Кроме того, процессу вытеснения нефти способствуют образующиеся водогазовые смеси: углекислый газ, ПАВ и др. Современные компрессоры позволяют разрабатывать залежи на глубинах 1500-2000м. Методы рекомендуются для залежей с вязкостью пластовой нефти от 30 до 1000мПа*с и более. Такие нефти содержат достаточное количество тяжелых фракций, служащих в процессе «горения» топливом. Процесс сухого «горения» в связи с температурой 7000 С и выше применим для терригенных коллекторов. При влажном и сверхвлажном «горении» процесс протекает при температуре 300-5000 С, поэтому они применимы как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов.
5-билет
І. Технология разработки нефтяной залежи при закачке горячей воды и пара.
ІІ. Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
ІІІ. Охрана недр при разработке залежей. Требования к скважинам, подлежащим ликвидации и консервации.
Технология разработки нефтяной залежи при закачке горячей воды и пара.
Тепловые методы воздействия на призабойную зону при¬меняют при эксплуатации скважин, в нефтях которых со¬держится парафин или смола. В процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти изменяет¬ся фазовое равновесие составляющих ее компонентов, умень-шается растворимость парафинов и смол и последние осаж¬даются в призабойной зоне, на стенках скважин и в подъем¬ных трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта и продуктивность скважины снижается.
При прогреве призабойной зоны парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Это улучшает фильтрационную спо¬собность породы в призабойной зоне, снижает вязкость и увеличивает подвижность нефти, что также облегчает усло¬вия ее продвижения в пласте. Призабойную зону прогревают при помощи электронагревателей и газонагревателей, горя¬чей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем термохимического воздействия на пласт.
При электротепловой обработке призабойных зон в сква¬жину на кабель-тросе спускают электронагреватель, который состоит из трубчатых электронагревательных элементов (ТЭ-Нов), заключенных в перфорированном кожухе.
Призабойная зона обычно прогревается в течение несколь¬ких суток, после чего электронагреватель извлекают из сква¬жины, спускают в нее насос и скважину вводят в эксплуата¬цию. Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо и др.) закачиваются в скважину, с помощью насосов обычно через затрубное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.
Вытеснение нефти паром. Метод направлен на снижение вязкости нефти при ее нагреве. Кроме того, важную роль при вытеснении нефти из пористой среды играет дистилляция легких фракций нефти в газовую фазу. Эффективность способа зависит в первую очередь от свойств пластовой нефти. Считается, что метод целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа∙с. По имеющимся данным, полученным по результатам промысловых экспериментов, установлено, что лучшие результаты паротеплового воздействия получают в терригенных коллекторах. Сильная неоднородность, трещиноватость, а также набухание глин пласта как результат взаимодействия с дистиллатом пара являются факторами, ограничивающими область применения способа.
Эффективность способа снижается с уменьшением пористости и проницаемости пласта. Результаты исследований показывают, что нижний предел пористости для использования метода (18-20%) и проницаемости около 0,1 мкм. Увеличение толщины пласта положительно сказывается на повышении эффективности метода. Однако при толщине пласта свыше 20 м начинают проявляться гравитационные силы, что приводит к некоторому снижению эффективности. На эффективность метода существенное влияние оказывают теплопотери при закачке пара с поверхности. С ростом глубины скважины теплопотери в среду, окружающую ствол скважины, возрастают, поэтому в настоящее время ограничиваются глубиной скважин в 1000-1200м.
Закачка горячей воды Наряду с использованием пара находит применение метод нагрева пласта с использованием нагретой до 200°С воды.
Закачка теплоносителей (перегретый пар или горячая вода) в пласт это обязательное условие технологии разработки при внутриконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина.
После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков метров от скважины можно переходить на закачку холодной воды. Размеры зоны прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зависимости, от темпа нагнетания горячей и холодной воды, температур пласта и теплоносителя, а также тегшофизических характеристик пласта и теплоносителя и др. Метод закачки горячей воды находит применение на месторождении Узень (Республика Казахстан).
Теоретическими и экспериментальными исследованиями установлено, что в определенном диапазоне температур и давлений может происходить взаимная растворимость воды и нефти без добавления к воде и нефти специальных растворителей. Доказано, что при температурах 200 -380°С и давлениях 23-32,6 МПа (в результате взаимного растворения) может образовываться однофазный раствор при самых различных соотношениях воды и нефти в системе, т.е. вода приобретает свойство растворителя. При понижении или повышении давления относительно давления в интервале полного растворения нефти в воде происходит расслоение системы на две фазы.
Коэффициент вытеснения нефти водой по достижении термодинамических параметров растворимости нефти в воде резко возрастает, приближаясь к полному (100%) вытеснению.
Поскольку растворение нефти в воде происходит при давлениях 18-21 МПа, то глубина объектов промышленного внедрения метода должна составлять 1700-2000 м и ниже при предварительном снижении пластового давления в залежи.
Так как температура нагнетаемой воды существенно выше пластовой температуры при глубине скважины 1700-2000 м, то выбираемый под нагнетание горячей воды объект разработки должен иметь значительную толщину пласта и быть однородным. Для пластов малой толщины и неоднородных, теплопотери в окружающие продуктивный пласт породы будут большими, а это существенно ухудшит экономические показатели процесса. Кроме того, потери теплоты определяются продолжительностью контакта нагретой части пласта с окружающими породами. Отсюда следует, что темп перемещения нагретой жидкости должен быть высоким. Поэтому следующим требованием к объекту разработки является наличие высокой проницаемости, так как только в пластах высокой проницаемости можно обеспечить высокие темпы разработки. Предварительными экономическими исследованиями установлено, что удовлетворительные показатели достигаются при проницаемости 0,1 и более мкм2.
При проведении опытно-промысловых работ рекомендуется ис¬пользование площадных систем поддержания пластового давления с расстоянием между скважинами 250-300 м. В этом случае можно, осуществляя интенсивное нагнетание горячей воды, достичь ожидаемых результатов внедрения за 3,5-5 лет. Следует заметить, что, как показали исследования Ю.И. Филяса, добавкой к горячей воде углекислого газа (СО2) достигается снижение температуры растворения нефти в воде до 250°С.
Наилучшие теплоносители среди технически возможных - вода и пар. Это объясняется их высокой энтальпией (теплосодержанием на единицу массы). Вообще теплосодержание пара выше, чем воды, однако с увеличением давления они приближаются друг к другу. С увеличением давления нагнетания преимущества пара по сравнению с водой уменьша¬ются, если их оценивать только с позиций количества вводимой в пласт теплоты. Это также указывает на то, что наибольшая эффективность достигается при закачке пара в неглубокие скважины, когда требуются низкие давления. Следует иметь в виду, что теплосодержание единицы объема пара меньше, чем воды, и особенно при низких давлениях. Однако приемистость нагнетательных скважин при закачке пара выше, чем при за¬качке воды, вследствие меньшей вязкости пара.
При паротепловой обработке скважин теплоносителем слу¬жит перегретый водяной пар, вырабатываемый в специаль¬ных паропередвижных установках (ППУ), смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубо¬проводами высокого давления с устьем скважины. Пар из парогенератора установки своим высоким давлением вытес¬няет нефть из насосно-компрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.
При движении горячей воды по трубопроводам и пласту происходит ее охлаждение. При движении пара такого снижения температуры непроисходит благодаря скрытой теплоте парообразования и изменению его сухости. Процессы теплового воздействия связаны с потерей теплоты в трубопроводах, скважине и в самом пласте на прогрев кровли и подошвы. К.п.д. применяемых парогенераторов около 80%. Теплопотери в поверхно¬стных паропроводах оцениваются примерно от 0,35 до 3,5 млн. кДж/сут на каждые 100 м трубопровода. Это сравнительно малая доля, так как современные парогенераторы имеют производительность порядка 250-650 млн. кДж/сут.
Теплопотери в скважине составляют примерно 1,7 млн. кДж/сут на каждые 100 м длины НКТ, Для снижения потерь теплоты кольцевое пространство заполняют газом (теплопроводность газа меньше теплопроводности жидкости). Расчеты показывают, что при осуществлении мер по снижению потерь теплоты в скважине их можно довести до 2-3 % от общего количества теплоты, вводимой в скважину при закачке горячей воды, и до 3-5 % при закачке пара на каждые 100 м длины ствола. Потери в стволе скважины существенно ограничивают эффективные глубины залегания пластов для теплового воздействия: для воды 1000-1200 м и для пара 700-1000 м при максимально возможных темпах закачки теплоносителя. Увеличение скорости закачки почти не сказывается на абсолютной величине теплопотерь, поэтому увеличение темпов закачки приводит к уменьшению доли теплопотерь от общего количества вводимой в пласт теплоты.
Тепловая эффективность воздействия на пласт оценивается отношением накопленной в объеме пласта теплоты Qп к общему количеству введенной теплоты QB. Это отношение называют коэффициентом теплоиспользования.
Оценка реальных потерь теплоты (см. рис. 13.3) показывает, что через 86,8 сут. закачки в пласт толщиной h=5 м при χ= 0,003 м2/ч теплопотери достигнут 42%. Причем эти так называемые интегральные потери не зависят от геометрии течения теплоносителя по пласту (радиальная или линейная). Эти оценки указывают также, что темп ввода теплоносителя в пласт должен быть максимально возможным, так как при этом коэффициент теплоиспользования возрастает.
Теплопередача в пласте осуществляется конвективным (потоком горячей воды или пара) и диффузионным (за счет теплопроводности пористой среды) способами. В результате в пласте формируется температурный фронт перемещающийся в направлении фильтрации теплоносителя. Однако теплоперенос, т.е. движение теплового фронта, и массоперенос, т.е. движение самого теплоносителя в пласте, происходят с разными скоростями вследствие утечки теплоты на нагрев не только самого пласта, по которому происходит фильтрация теплоносителя, но и окру¬жающих пород.
Разработка месторождений путем закачки теплоносителей в пласт методом тепловых оторочек
По этому методу вместо непрерывной закачки теплоносителя после проникновения его в пласт через определенное время можно нагнетать воду при пластовой температуре. При этом в пласте создается перемещающаяся в направлении процесса вытеснения нефти нагретая область, получившая название тепловой оторочки.
Использование тепловых оторочек позволяет получить несколько меньшую нефтеотдачу по сравнению с л им показателем при непрерывной закачке теплоносителей и пласт. Но в таком случае на подготовку горячей воды или пара значительно меньше тратится энергии.
Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
В составе добываемой газообразной продукции присутствуют такие агрессивные компоненты, как сероводород и двуокись углерода, с характерным запахом. Человек улавливает этот запах при объемной концентрации сероводорода в воздухе 0.002%. Симптомы отравления (жжение слизистой оболочки, тошнота, головная боль, одышка, головокружение). Смертельный исход возможен при длительном действии концентрации более 0.1%. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе составляет 10мг/м3. Вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии. Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших проблем в мире. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30% приводит к загрязнению окружающей среды. Интенсивность коррозионных разрушений, вызываемых агрессивными средами, зависит от многих факторов. Основными внешними факторами, оказывающими влияние на скорость коррозии металла труб и оборудования, являются парциальное давление сероводорода и углекислого газа, степень насыщения газа влагой, температура, общее давление и скорость движения газового потока. По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия - точечная, пятнами.. Коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений. Сероводородное растрескивание наиболее интенсивно происходит при температуре от +20о до +40оС. При повышении или понижении температуры интенсивность сероводородного растрескивания снижается. Повышение скорости газожидкостного потока также способствует коррозионному разрушению труб. Наибольшая степень коррозионных разрушений наблюдается при скоростях 15-17м/с.
Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий работы оборудования, изготовленного из сталей различных марок. Несмотря на это интенсивность и характер разрушений по технологической линии движения газа в системе пласт- скважина - газосборные сети- установки подготовки газа имеют некоторую закономерность. Например, в насосно-компрессорных трубах их гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно. От забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает. В фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в местах резкого изменения направлений газожидкостного потока ( поворотах, выступах, задвижках, тройниках, уплотнительных кольцах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер.
Максимальные разрушения от коррозии в горизонтально уложенных трубопроводах наблюдается в нижней образующей линии в местах движения электролита. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоянно смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.
Наряду с общим равномерным характером коррозии имеются участки с язвенной и точечной коррозией.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зависят от концентрации сероводорода и двуокиси углерода в воде. С увеличением концентрации коррозионных веществ в воде скорость коррозии увеличивается. В свою очередь концентрация зависит от давления, температуры и минерализации воды.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
1. применение ингибиторов коррозии.
2. применение коррозионно-стойких сталей и сплавов;
3. использование металлических и неметаллических покрытий;
4. применение катодной протекторной защиты;
1. Применение ингибиторов коррозии - самый распространенный метод защиты. Все ингибиторы условно можно разделить на следующие группы:
а).Нейтрализаторы (известковое молоко, сода) имеют высокий эффект защиты (100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и Н2S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы.
б). Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые (отходы нефтехимического производства – гудроны и сульфокислоты) ИКСТ-1, СБ-3, МСДА и водородорастворимые ингибиторы-А, КО.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в затрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов.
Инжекция ингибиторов в затрубное пространство осуществляется с помощью ингибиторной установки (УИ-1) монжусного типа. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через затрубное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Ингибиторы закачивают в пласт один раз в 3-12 месяцев заливочным агрегатом. Этот метод очень эффективен и не требует больших затрат. Однако необходимо осторожно подходить к выбору ингибитора, чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств пласта.
Твердые ингибиторы сбрасывают при помощи троса на забой скважины, где они постепенно растворяясь в жидкости, поднимаются вверх, образуя защитную пленку на внутренней поверхности фонтанных труб и арматуры.
Методы введения ингибиторов следующие:
1. непрерывный ввод ингибитора в поток газожидкостной смеси;
2. периодический ввод ингибиторов в поток газожидкостной смеси;
3. однократная обработка внутренней поверхности оборудования растворами ингибиторов повышенной концентрации.
Расход ингибитора и периодичность обработки определяется в зависимости от состояния оборудования и интенсивности коррозии. Удельная норма расхода ингибитора коррозии составляет 150мг/л.
2. Применение коррозионно-стойких сталей и сплавов. Для защиты различного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так уплотнительные кольца, изготовленные из сталей марки IХ8Н9Т, увеличивают срок службы задвижек фонтанной арматуры в несколько раз. Наиболее коррозионно-устойчивые трубы, изготовленные из сталей марок 2Х13, Х13, Х8, Х9М.
3. Использование металлических и неметаллических покрытий; Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные) можно использовать в различных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасочные покрытия применяются для покрытий внутренних поверхностей оборудования при наличии в газе агрессивных компонентов. Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо сложных, сточки зрения коррозии, условиях эксплуатации.
Для защиты оборудования и труб от коррозии можно использовать стеклоэмалевые покрытия, наносимые на внутреннюю и внешнюю поверхности труб в заводских условиях. Преимущества эмалевых покрытий заключается в их химической стойкости и механической прочности. При механических и термических нагрузках в пределах упругой деформации они работают как единое целое с металлом трубы. В эксплуатационных условиях эмалированные изделия могут работать при температуре -50-+300оС. Основными материалами, входящими в состав большинства эмалей являются недорогие материалы- кварцевой песок, полевой шпат. Эмалирование труб ведется на станках автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности. Эмалированные НКТ выпускаются со стандартной резьбой.
4.Применение катодной протекторной защиты - это метод защиты внутренней поверхности оборудования от коррозии. Сущность данного метода заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом, имеющим большой отрицательный потенциал (магнием, цинком). В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной сероводородом и углекислым газом) анод (магний, цинк) разрушается, на катоде ( стальное оборудование) эффект коррозии не проявляется. При катодной защите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника постоянного тока накладывается положительный потенциал- вторым отрицательным электролитом является обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом также является вода, насыщенная сероводородом и углекислым газом. Протекторная защита может быть эффективно использована в условиях низкой обводненности продукции.
Охрана недр при разработке залежей. Требования к скважинам, подлежащим ликвидации и консервации.
Охрана недр предусматривает осуществление мер по обеспечению возможно более полного, экономически целесообразного извлечения из недр нефти, газа и попутных ценных компонентов с предотвращением нежелательных изменений в геологическом разрезе месторождения и прилегающей к нему территории. При использовании недр должны обеспечиваться: полное и комплексное изучение недр; соблюдение установленного порядка предоставления недр в использование и недопущение самовольного пользования недрами; рациональное использование запасов основных и совместно залегающих полезных ископаемых; предупреждение необоснованной застройки площадей залегания полезных ископаемых; предотвращение загрязнения недр при подземном хранении нефти и газа, а также при захоронении вредных веществ и отходов производства и сбросе сточных вод. Мероприятия по охране недр и окружающей природной среды излагаются в лицензии на использование недрами и в проектных документах. При разработке месторождений полезных ископаемых для выполнения требований охраны недр необходимо следующее: применение наиболее рациональных и эффективных методов добычи; осуществление доразведки месторождений и иных геологических работ; учет состояния , движения запасов и потерь полезны ископаемых; недопущение порчи разрабатываемых и рядом расположенных месторождений. С целью охраны недр и окружающей природной среды на каждую скважину, подлежащую ликвидации или консервации составляется план проведения работ по оборудованию устья и ствола скважин с соблюдением установленных правил и норм. Скважины, пришедшие в аварийное состояние в процессе бурения или вследствие неустранимой не герметичности колонны, могут создавать угрозу недрам и окружающей среде на поверхности. Особого внимания требуют скважины, вскрывшие нефтеносные, газоносные или водоносные горизонты. В таких скважинах должны быть проведены работы по изоляции указанных пластов. Устье скважин должно быть оборудовано заглушкой или фланцем, фиксируемых точечной сваркой с приваренным патрубком репера, на котором указывается номер скважины, месторождение и организация, проводившая работу. При консервации скважин должна быть обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию или проведения в ней ремонтных работ. Нельзя консервировать скважину с межколонными пропусками газа, консервация таких скважин допускается только после ликвидации пропуска газа.
6-билет
І. Механизм и технология разработки нефтяных месторождений с использованием внутрипластового горения.
ІІ. Условия продуктивности коллектора.
ІІІ. Колебательные и складчатые движения земной коры. Типы складок.
14. Внутрипластовое горение
Создание подвижного фронта горения непосредственно в пласте сокращает потери теплоты и поднимает эффективность теплового воздействия. В пористой среде, насыщенной частично коксоподобными остатками нефти, возможно непрерывное горение при подаче в пласт воздуха в необходимых количествах.
В результате горения в пласте происходит термическая перегонка нефти и унос продуктов разложения в зону перед фронтом горения. Коксоподобные остатки термической перегонки нефти в пористой среде и являются топливом, которое поддерживает очаг горения. Зона горения перемещается от стенок нагнетательной скважины в радиальном направлении. Образующиеся горячие газы проталкивают нефть и воду к добывающим скважинам. В результате создания теплового фронта, температура которого достигает 450 - 500 °С, происходит следующее.
1. Переход в газовую фазу некоторых (наиболее легких) компонентов нефти, насыщающей породу перед фронтом горения.
2. Расщепление (крекинг) некоторых углеводородов, составляющих нефть.
3. Горение коксоподобного остатка, образовавшегося в результате крекинг-процесса.
4. Плавление парафинов и асфальтенов в порах породы.
5. Переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом.
6. Уменьшение вязкости нефти перед фронтом в результате ее нагревания и смешивания с легкими фракциями нефти, переносимыми потоком газов от фронта горения.
7. Конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения по мере снижения температур.
Образование сухой выгоревшей массы пористой породы часто с разрушенными связями между твердыми частицами вследствие термического воздействия за фронтом горения.
При внутрипластовом горении в пласте формируется несколько зон (рис. 3.17).
Рис. 3.17. Схема внутрипластового горения: 1 - нагнетательная скважина (воздух);
2 - добывающая скважина; 3 - распределение нефтенасыщенности;
4 - распределение водонасыщенности; 5 - распределение температуры
I. Выгоревшая зона со следами несгоревшей нефти или кокса, в которой закачанный воздух нагревается теплотой, оставшейся в этой зоне после прохождения фронта горения.
II. Зона горения, в которой максимальная температура достигает 300 - 500 °С. Теплота в этой зоне передается главным образом за счет конвекции.
III. Зона испарения, в которой происходит разгонка нефти на фракции и крекинг остаточной нефти в результате ее нагрева горячими газами, поступающими из зоны горения. Пластовая и связанная воды в этой зоне превращаются в пар сухой или влажный в зависимости от температуры и давления в пласте.
IV. Зона конденсации, в которой происходит конденсация углеводородов и паров воды вследствие понижения температуры. Нефть и вода проталкиваются к добывающим скважинам несконденсировавшимися газами и газами, образовавшимися в результате горения, такими как С02, СО и N2.
V. Зона увеличенной водонасыщенности, содержащая все три компонента - нефть, воду и газы.
VI. Зона увеличенной нефтенасыщенности, образующаяся в результате перемещения нефти из предыдущих зон и содержащая маловязкую нефть вследствие обогащения ее легкими фракциями углеводородов. Температура в этой зоне близка к первоначальной.
VII. Невозмущенная зона, в которой пластовая температура практически остается первоначальной, а поэтому и вязкость вытесняемой нефти низкой.
Термодинамический и гидродинамический расчеты процесса внутрипластового горения представляют сложную задачу, но в специальной литературе имеются приближенные методы расчета параметров процесса. Горение в пласте происходит в результате выгорания коксоподобного остатка, крекинга и разгонки нефти, на что расходуется от 5 до 15% запасов пластовой нефти. Это количество зависит от пластовых параметров, химического состава нефти и других факторов. Экспериментально определяется количество коксового остатка на единицу объема пласта. Затем расчетным путем или также экспериментально определяется количество окислителя (воздуха), необходимого для сжигания единицы массы коксового остатка. Причем считается, что не весь кислород воздуха используется на процесс, а только часть. Это учитывают введением коэффициента использования воздуха, равного 0,8 - 0,9. По мере расширения фронта горения в пласте количество нагнетаемого воздуха соответственно должно увеличиваться.
Горение коксоподобного остатка нефти происходит при температуре около 375 "С. Для поддержания такой температуры, а следовательно, непрерывного горения необходимо сжечь от 20 до 40 кг кокса на 1 м3 породы. Такое количество кокса могут дать только тяжелые нефти с относительной плотностью выше 0,870. Легкие нефти не дают нужного для процесса количества коксоподобного остатка. С другой стороны, очень тяжелые нефти, с относительной плотностью свыше 1, также приводят к неэффективности процесса, поскольку в этом случае содержание кокса в нефти чрезмерно велико и объем вытесняемой нефти может оказаться незначительным.
Для сжигания 1 кг кокса требуется примерно 11,3 м3 воздуха при 100%-ном использовании кислорода воздуха. Однако для расчетов принимают коэффициент использования от 70 до 90 %. Таким образом, для обеспечения процесса горения на 1 м3 породы, содержащей от 20 до 40 кг кокса, потребуется примерно от 325 до 500 м3 воздуха.
Воспламенение кокса в пласте происходит либо принудительно, либо самопроизвольно. Так, например, на залежи нефти Павлова Гора на одном участке фронт горения был создан самопроизвольно после прокачки около 600 тыс. м^ воздуха в течение 66 сут (около 4-х месяцев с учетом перерывов). Для ускорения процесса на другом участке инициирование горения в пласте было осуществлено с помощью забойной газовой горелки в течение 54 ч. За это время на забое было введено около 25 млн. кДж теплоты. Для розжига пласта используются также забойные электронагреватели и зажигательные химические смеси. Дальнейшее поддержание горения осуществляется закачкой необходимого количества окислителя - воздуха.
Различают прямоточный процесс внутрипластового горения и противоточный. При прямоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении нагнетаемого воздуха, т.е. от нагнетательной скважины к окружающим эксплуатационным. В этом случае пласт разжигается со стороны нагнетательной скважины. Считается, что прямоточный процесс горения эффективен при сравнительно легких нефтях. Нефть вытесняется по всему пласту впереди фронта горения при температурах, близких к пластовой, что является недостатком. При противоточном процессе очаг горения перемещается по пласту в направлении, противоположном нагнетаемому воздуху, т. е. От эксплуатационных скважин к нагнетательной. В этом случае нефть разжигается на забоях эксплуатационных скважин при последующей подаче окислителя через центральную нагнетательную скважину. При этом прогретая зона остается не за (фронтом горения, как при прямоточном процессе, а перед ним, что способствует более эффективному вытеснению нефти.
Кроме того, различают сухое и влажное и сверхвлажное внутрипластовое горение. Сухое горение осуществляется при подаче окислителя атмосферного воздуха, практически не содержащего водяных паров. При влажном горении на 1 м3 воздуха добавляется около 1 л воды. При сверхвлажном горении содержание воды доводится до 5 л.
Учитывая, что при генерации пара в зоне внутрипластового очага горения при испарении связанной воды пар способствует наиболее полному вытеснению нефти из плохопроницаемыхзон, предложено в нагнетаемый воздух добавлять некоторое количество распыленной влаги для генерации пара в зоне горения.
При избытке кокса и при малом количестве связанной воды такое мероприятие может привести к некоторому понижению температуры в зоне горения и переносу теплоты в зону, расположенную впереди фронта горения, за счет испарения воды и последующей ее конденсации. Кроме того, добавление некоторого количества воды снижает удельный расход воздуха, а следовательно, и мощности компрессорной станции. Имеются данные, указывающие, что при влажном горении удается снизить удельный расход воздуха в 1,5 - 3 раза.
Контроль за процессом горения в пласте осуществляется как с помощью измерения температур на забоях добывающих и специальных наблюдательных скважин, так и путем анализа выходящих газов, главным образом на содержание в них CO2.
Условия продуктивности коллектора.
1) присутствие ловушки чтобы преграждать путь нефти и газу;
2) достаточная толщина и протяженность коллектора и достаточный объем пор для накопления значительного объема УВ;
3) возможность выхода нефти и газа из коллектора с достаточной скоростью после того как он будет открыт для добычи;
4)количество нефти и газа должно быть достаточным для обеспечения коммерческой эффективности всего предприятия. Если эти условия выполняются можно приступать к разработке месторождения.
Колебательные и складчатые движения земной коры. Типы складок.
Под влиянием процессов внутри Земли могут происходить колебательные и складчатые движения земной коры. В результате колебательных движений нарушается горизонтальные положение пластов осадочных горных пород, отдельные участки земной коры поднимаются и опускаются относительно друг друга. В процессе складчатых движений образуются складки. Складка – это форма нарушенного залегания слоев горных пород, характеризующаяся их изгибом без разрыва сплошности. Складка слоев горных пород, обращенная выпуклостью вверх, называется антиклиналью. В ядре антиклинали находятся более древние гонные породы. Складка слоев горных пород, обращенная выпуклость вниз, называется синклиналью.Внутренняя часть синклинали сложена более молодыми отложениями, а внешняя – более древними. Смежные антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку, которая может быть различной формы (прямой, косой, опрокинутой и лежащей). Тип вылегания пластов горных пород с одинаковым наклоном в сторону называется моноклиналью.
7-билет
І. Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных месторождений.
ІІ. Коэффициент продуктивности скважины,его определение, назначение, размерность.
ІІІ.Разрывные движения земной коры. Сбросы, взбросы, сдвиги, надвиги, горсты, грабены.
Анализ, контроль и регулирование процесса разработки нефтяных месторождений.
Анализ процесса разработки.В результате анализа должны быть вскрыты главные тенденции развития явлений в залежи, причины сформировавшегося течения процесса и обоснованы методы его регулирования.
Анализ процесса разработки - это сопоставление фактических показателей разработки с данными проекта, выяснение причин изменения каждого показателя, выявление взаимосвязи и влияния основных факторов. Отклонение фактических показателей разработки от проектных может быть вызвано неправильными исходными данными проекта, невыполнением проектных решений ( режимов работы скважин, темпов добычи нефти и закачки воды). Основные задачи анализа определяются режимом работы пласта и стадией процесса разработки.
Анализ процесса разработки включает следующие задачи:
1. Анализ геологической модели месторождения: уточнение геологического строения месторождения, свойств коллектора и флюидов.
2. Анализ технологических показателей разработки:
а) динамики добычи жидкости, нефти и газа (сопоставление добычи флюидов с закачкой воды, текущих и накопленных отборов с гидропроводностью пласта); фондов добывающих и нагнетательных скважин, распределения добычи флюидов по площади и толщине пласта.
б) энергетического состояния месторождения (сопоставление динамики пластового давления с динамикой добычи нефти и закачки воды, фактического и расчетного пластовых давлений с установлением характера распределения фонда нагнетательных скважин и количества закачиваемой воды по площади и толщине пласта, количества перетекающей жидкости в другие пласты и за контур нефтеносности, взаимодействие месторождения с соседними месторождениями);
в) состояния обводненности месторождения ( определение влияния текущих темпов разработки на обводненность продукции; изучение степени и характера обводнения скважин по площади и толщине месторождения, влияния отборов и закачки жидкости на перемещение и скорость продвижения контуров нефтеносности; оценка степени обводненности продукции в зависимости от отобранных запасов; получение зависимости обводненности продукции от отбора нефти и закачки воды);
г) состояния выработки запасов нефти ( определение текущего коэффициента нефтеотдачи по промысловым данными картам изохрон обводнения , потерь нефти в зависимости от плотности сетки скважин, коэффициента охвата и начальных балансовых, извлекаемых и текущих запасов по участкам).
3. Анализ состояния техники добычи: а) фонда скважин по способам эксплуатации ( разбивка скважин на группу по наиболее рациональному способу их эксплуатации и определение условий и времени прекращения фонтанирования скважин);
б) анализ применяемых методов обработки призабойной зоны ( выявление осложнений при работе оборудования в добывающих скважинах, вызываемых песком, парафином, агрессивными жидкостями, и определение технического состояния призабойной зоны; установление наиболее рациональных применяемых методов обработки и крепления призабойной зоны);
в) анализ применяемых способов, технологии и техники эксплуатации скважин и состояния наземного и подземного оборудования ( установление возможности применения различных способов эксплуатации и оборудования для предотвращения образования песчаных пробок, отложения парафина, вредного влияния газа; технического состояния и добывных возможностей применяемого оборудования при механизированном способе добычи; выявление наиболее эффективных и экономичных способов добычи нефти);
г) анализ систем сбора, подготовки и транспортировки нефти и попутной воды ( выявление эффективных систем и их технического состояния; выявление наиболее эффективных и экономичных процессов в системах
сбора и подготовки нефти;
д) автоматизация контроля и управления работой оборудования и процесса добычи;
4. Анализ экономических показателей: а) себестоимости ( установление динамики, оценка по факторам изменения и по статьям затрат;
б) капитальных вложений ( установление динамики, оценка по направлениям промыслового обустройства);
в) производительности труда (установление динамики производительности труда, численности персонала по категориям и цехам);
г) рентабельности предприятия (выявление путей повышения рентабельности предприятия ( выявление путей повышения рентабельности добычи нефти).
Заключительной составной частью следует рассматривать прогноз процесса разработки, связанный с изменением технологических процессов в будущем с целью интенсификации данного процесса.
Контроль. Выбор метода регулирования и установление эффективности процесса разработки основывается на данных контроля и анализа.
Под контролем процесса разработки понимают сбор, обработку и обобщение первичной информации о нефтяной залежи с целью получения сведений о текущем состоянии и динамике показателей разработки. Процесс разработки контролируется систематически, т.е. перед составлением проектного документа и по мере накопления данных в процессе разработки.
Задача контроля - обеспечение высокого качества первичной информации. Информация должна включать весь перечень необходимых для анализа сведений. Объем информации по месторождению определяется объемом информации по каждой скважине. Для определения объема информации и повышения ее точности следует использовать автоматизированные системы управления технологическим процессом, т.е. информационно-вычислительным центром.
Задачи контроля в начальный период эксплуатации сводится к подготовке исходных данных для составления проекта разработки. В последующий период основными задачами являются исследование характеристик процессов выработки запасов нефти; определение показателей эффективности систем разработки и методов ее регулирования.В процессе разработки залежи осуществляются следующие виды контроля:
1. Контроль выработки запасов: учет количества продукции и объема закачки воды (газа); изучение перемещения ВНК и ГНК: изучение полноты выработки продуктивных пластов ( охват закачкой и заводнением, текущая и конечная нефтеотдачи, начальная и остаточная нефтенасыщенность пласта).
2. Контроль эксплуатационных характеристик пластов и энергетического состояния залежи: исследование профиля притока и приемистости; определение пластового, забойного, устьевого и затрубного давлений; изучение изменений пластовой температуры; исследование пластов и скважин гидродинамическими и промыслово-геофизическими методами; изучения изменения физико-химических свойств нефти, газа и воды (в пластовых и поверхностных условиях).
3. Контроль технического состояния скважин и работы технологического оборудования: выявление негерметичности, смятия обсадных колонн, износа оборудования, эффективности использования оборудования и др.
4. Контроль осложняющих условий добычи нефти: изучение условий выпадения парафина и солей в пласте, призабойной зоне и скважине; определение условий разрушения пласта и образования песчаных пробок ; определение анизотропии, трещиноватости пласта, начальных градиентов сдвига, предельных безводных и безгазовых дебитов и др.
Регулирование процесса разработки нефтяных месторождений.
Под регулированием разработки нефтяных месторождений понимается целенаправленное поддержание и изменение условий эксплуатации залежей в рамках ранее принятых технологических решений (при проектировании и анализах разработки) с целью достижения возможно высоких технологических (коэффициентов нефтеотдачи, темп отбора нефти) и экономических показателей разработки.
Регулирование (оптимизацию) процесса разработки проводят с учетом следующих критериев:
1. технологические - обеспечение максимального текущего уровня добычи нефти, максимального накопленного отбора нефти, минимального объема добываемой или закачиваемой воды, максимальных коэффициентов охвата вытеснением.
2. экономические -обеспечение минимальных капитальных вложений или эксплуатационных затрат, минимальной себестоимости и др.
Кроме основных существует много частных критериев, которые должны подчиняться основному принципу разработки: выполнение заданного плана добычи нефти при минимальных н/х. затратах и максимально возможном коэффициенте нефтеотдачи.
По признаку изменения системы воздействия методы регулирования можно разделить на две группы:
1. без изменения системы воздействия и добуривания новых скважин.
Сюда относятся следующие методы регулирования:
а) воздействие на призабойную зону пласта, которое обеспечивает увеличение продуктивности скважин, изоляцию ( ограничение) притока воды в добывающих скважинах, выравнивание и расширение притока нефти и закачки воды (газа) по толщине пласта в добывающих и нагнетательных скважинах;
б) изменение технологических режимов работы скважин: добывающих (увеличение или ограничение подачи подъемного оборудования вплоть до отключения скважин или форсированного отбора жидкости, периодическое изменение отборов), нагнетательных ( увеличение или ограничение расходов закачки, повышение давления нагнетания. перераспределение закачки по скважинам, периодическая или циклическая закачка, создание повышенных давление нагнетания и др.);
в) одновременно-раздельная эксплуатация (отбор, закачка) нескольких пластов в одной скважине на многопластовых месторождениях.
2. Частичное или полное изменение системы воздействия, добуривание новых добывающих и нагнетательных скважин.
Сюда входят следующие методы регулирования:
а) добуривание добывающих и нагнетательных скважин, число которых определено в проектном документе или возврат скважин с других пластов;
б) частичное изменение системы воздействия (организация очагового заводнения, приближение к зоне отбора линии нагнетания добуриванием новых скважин и переносом закачки в существующие скважины, применение физико-гидродинамических и физико-химических методов повышения нефтеотдачи);
в) полное изменение системы воздействия (переход с законтурного на внутриконтурное заводнение, разрезание залежи на отдельные блоки).
Регулирование разработки осуществляется в течение всей «жизни» (продолжительности эксплуатации) месторождения. Круг задач методом регулирования определяется стадией процесса разработки.
На первой стадии может возникнуть необходимость увеличения гидродинамического совершенства и продуктивности скважин, выравнивания и расширения профиля притока нефти.
На второй стадии разработки одна из главных задач регулирования- обеспечение возможно длительного периода стабильной добычи нефти. Для решения данной задачи приходится бурить резервные скважины, изменять режим их работы, воздействовать на призабойную зону пласта. На этой стадии приходится ограничивать дебиты высокообводненных скважин или даже останавливать их и увеличивать отбор по безводным и малообводненным скважинам. Это позволит предупредить или сократить преждевременный прорыв воды в призабойную зону.
На третьей стадии основные задачи регулирования заключаются в замедлении темпов падения добычи нефти и обеспечении заданной ее добычи при возможно меньших объемах добываемой воды. Широкое применение находят методы регулирования, связанные с изоляцией обводнившихся пропластков и выравниванием профилей притока жидкости и закачки воды по толщине пласта.
Задача регулирования на четвертой завершающей стадии- дренирование невыработанных пропрластков и участков залежи, что можно достичь изменением направления фильтрационных потоков, организацией очагового заводнения, применением форсированного отбора жидкости.
1. Коэффициент продуктивности скважины,его определение, назначение, размерность
Коэффициент продуктивности скважины (well productivity [production] factor) - отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. Величина К.п. с. прямо пропорциональна толщине работающего пласта и его проницаемости, обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся в скважину жидкости и в меньшей степени - логарифму отношения радиуса контура питания к радиусу скважины. К.п.с. показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 ат. Величины К.п.с. колеблются от долей тонны до сотен тонн в сутки на атмосферу. Различают: удельный коэффициент продуктивности - К.п.с, отнесенный к единице вскрытой данной скважиной толщины пласта (к 1 м); приведенный коэффициент продуктивности - коэффициент продуктивности данной гидродинамически несовершенной скважины, если бы она была гидродинамически совершенной и работала при том же перепаде давления. Приведенный К.п.с. численно равен отношению коэффициента продуктивности к коэффициенту совершенства скважины.
Коэффициент продуктивности по скважинам определяют по формуле:
К = Q / (Рпл - Рзаб), где К - коэффициент продуктивности, м3/сут*МПа;
Q - дебит жидкости или приемистость скважины, м3/сут;
Рпл - пластовое давление, МПа;
Рзаб - забойное давление, МПа.
Огромное множество нефтяных пластов, залежей и месторождений отличаются колоссальным разнообразием. В связи с этим важно и необходимо классифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктивности скважин, пробуренных на эти пласты. Коэффициентом продуктивности называется отношение дебита скважины к перепаду давления
Размерность:
С практической точки зрения коэффициент продуктивности это важный параметр нефтяных пластов, но следует подчеркнуть независимость этого параметра относительно глубины залегания нефтяного пласта. Действительно чем больше глубина пласта, тем дороже скважина, но одновременно, чем больше глубина СКВ, тем при прочих равных условиях больше депрессия на нефтяные пласты, больше дебит нефти и больше экономический эффект от добычи и реализации нефти. Получается, что капитальные затраты и экономический эффект от добычи нефти одинаково пропорциональны глубине залегания пластов.
Назначение: 1) позволяет классифицировать нефтяные пласты по среднему коэффициенту продуктивности добывающей СКВ и ее производительность( существующая классификация включает 8 типов); 2) осуществлять выбор способа эксплуатации, а также выбор оборудования для того или иного способа добычи.
На скважинах с низкими коэффициентами продуктивности проводят интенсификационные работы: кислотные обработки, разглинизацию, промывку растворами поверхностно-активных веществ, гидроразрыв пласта, бурение новых горизонтальных и наклонных столов из существующих скважин и т.п. Добиваются сближения величин коэффициентов продуктивности в скважинах, приближаясь к максимальным значениям. Разработку продолжают, поддерживая по залежи близкую разность давлений между зоной нагнетательных скважин и ближайшей зоной добывающих скважин, т.е. поддерживают одинаковую разность между забойными давлениями в нагнетательных и в добывающих скважинах.
Разрывные движения земной коры. Сбросы, взбросы, сдвиги, надвиги, горсты, грабены.
В результате разрывных движений земной коры слои горных пород разрываются и участки горных пород, лежащие по обе стороны от поверхности разрыва, смещаются относительно друг друга. При этом образуются разные структуры: сбросы, взбросы, надвиги, грабены, горcты. Сброс - смещение блоков горных пород относительно друг друга по вертикальной или круто наклонной поверхности тектонического разрыва. Взброс – крутопадающий разлом, по которому породы висячего крыла смещены вверх относительно лежащего крыла. Надвиг - разрывное нарушение, при котором одни массы горных пород надвинуты на другие по наклонной поверхности разлома. Грабен - опущенный по разломам участок земной коры. Горст - приподнятый по разломам участок земной коры.
8-билет
І. Выбор технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в различных усло¬виях.
ІІ. Операции вскрытия нефтяных пластов
ІІІ. Типы природных резервуаров и их основные фильтрационно-емкостные свойства. Флюиды и флюидоупоры.
Выбор технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин в различных усло¬виях.
При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений стремятся получить максимально возможный дебит каждой скважины, что способствует уменьшению числа до¬бывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения. Однако следует отметить, что в уже эксплуатирующихся скважинах регулирование дебитов газа возможно лишь в результате изменения диаметров фонтанных труб и газопроводов, со¬вершенствования конструкции забоя и проведения мероприятий технологического характера.
Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются ус¬ловия, при которых обеспечиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ог¬раничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности. Различают фактический и расчетный технологический режим.
Фактический технологический режим устанавливает геологическая служба ежеквар¬тально или раз в полгода в соответствии с данными проекта, результатами исследования, опыта эксплуатации.
Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработ¬ки на много лет вперед. При составлении проекта разработки определяют изменение дебита, забойного и устьевого давлений во времени в зависимости от добычи газа в целом по ме¬сторождению.
Существует шесть технологических режимов
1) Режим постоянного градиента давления
2) Режим постоянной депрессии
3) Режим постоянного дебита
4) Режим постоянного забойного давления
5) Режим постоянного давления на головке скважины
6) Режим постоянной скорости при забое
Расчеты технологического режима производят для трех случаев:
1) Когда задана зависимость отбора газа во времени, т.е. Qr = Qr (t);
2) Когда отбор газа постоянный Qr = const;
3) Для периода падающей добычи при постоянном числе скважин, т.е. п = const
Режим постоянного градиента давления {¥= const) характерен для условий разработки,приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при высоких от¬борах газа из скважины.
Классификация пород по Шахназарову А. А.:
1) Неустойчивые породы при размокании приходят в состояние текучести, раз¬ рушаются при 0/ до 0,5 МПа/м;
2) Слабо устойчивые породы 0,5 < Ц/ < 10 МПа IM;
3) Средне устойчивые породы 10 < 0/ < 15 МПа1 м;
4) Устойчивые породы, не разрушаются при I// > 15 МПа I м.
Значение градиента давления определяют для начального дебита, при котором еще не наблюдается разрушения породы:
Режим постоянной депрессии. АР = Р„-Р,=* const
Этот режим используют в тех же случаях, что и режим постоянного градиента.
Режим постоянного дебита - Этот режим удобен с точки зрения осуществления на практике. Он применяется для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления не достигнет опасного значения.
Режим постоянного забойного давления применяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение забойного давления, например, в случаях выпадения конденсата на забое скважины.
Режим постоянного давления на головке скважины является разновидностью режима Р3 = const, более удобным для осуществления на практике. Он применяется в бескомпрессорный период эксплуатации, для поддержания в газопроводе постоянного давления, а также для осуществления низкотемпературной сепарации.
Режим постоянной скорости на забое применяется в случаях, если происходит разрушение коллектора, а также в случае большого выноса с забоя скважины твердых частиц и прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа.
Операции вскрытия нефтяных пластов.
Вскрытие пласта – это комплекс операции для сообщения продуктивного пласта со скважиной. Различают первичное и вторичное вскрытие пласта. Первичное вскрытие – это процесс углубления скважины от кровли до подошвы продуктивного пласта. Вторичное вскрытие – это создание перфорационных каналов после спуска и цементирования обсадной (и эксплуатационной) колонны.
В разрезе нефтяных и газовых месторождений встречается большое количество пористых пластов-коллекторов (песков, песчаников, известняков), разобщенных друг от друга глинами, мергелями, плотными песчаниками и другими породами. Эти пласты могут быть нефтеносными, газоносными, водоносными и сухими.
Особое внимание должно быть обращено на конструкцию забоя. В практике бурения применяют следующие основные конструкции забоев при заканчивании скважин (рис. 1.).
1. Установка водозакрывающей колонны в кровле продуктивного горизонта и цементирование с последующим вскрытием пласта и спуском специального фильтра (рис. .1, б) или хвостовика (рис. .1, д). В некоторых случаях в устойчивых породах продуктивной части разреза фильтр или хвостовик не спускаются и водозакрывающая колонна является эксплуатационной (рис. .1, а).
2. Полное вскрытие пласта со спуском комбинированной колонны с манжетной заливкой ее выше нефтеносного объекта и с фильтром в нижней части против пласта (рис..1, в).
3. Полное вскрытие пласта со спуском колонны со сплошным цементированием и последующим простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов (рис. .1, г).
Перечисленные методы направлены на то, чтобы не допустить закупорки пор и создать благоприятные условия для движения нефти из пласта в скважину.
Методы вскрытия пласта в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования и других факторов могут быть различными, но все они должны удовлетворять следующим основным требованиям.
1. При вскрытии пласта с высоким давлением должна быть предотвращена возможность открытого фонтанирования скважины.
2. При вскрытии пласта должны быть сохранены на высоком уровне природные фильтрационные свойства пород призабойной зоны. Если проницаемость пород мала, должны быть приняты меры по улучшению фильтрационных свойств призабойной зоны скважины.
3. Должны быть обеспечены соответствующие интервалы вскрытия пласта, гарантирующие длительную безводную эксплуатацию скважин и максимальное облегчение притока нефти к забою.
При вскрытии продуктивных пластов с низким пластовым давлением особенно тщательно следует выбирать буровой раствор, поскольку может происходить интенсивное поглощение глинистого раствора пластом, сопровождающееся оттеснением нефти от забоя скважины и значительным ухудшением фильтрационных свойств пород призабойной зоны. Для вскрытия продуктивных пластов с низким пластовым давлением применяют специальные буровые растворы на нефтяной основе, эмульсионные буровые растворы, глинистые растворы с добавками поверхностно-активных веществ, аэрированные жидкости и др.
Заканчивание скважин, вскрывших истощенные пласты, в основном производят первыми двумя способами. Перед вскрытием водозакрывающую колонну устанавливают в кровле продуктивного пласта, вскрыв продуктивный пласт, спускают хвостовик или фильтр. При отсутствии водозакрывающей колонны после вскрытия истощенного пласта спускают обсадную колонну с фильтром против пласта и при помощи манжетной заливки центрируют ее выше нефтеносного пласта.
Фильтры могут быть как с круглыми, так и со щелевидными отверстиями. Щелевидные фильтры дороги в изготовлении и не всегда надежно предотвращают поступление песка в скважину или часто засоряются. Поэтому применяют также и другие способы оборудования забоя для предотвращения поступления песка в скважину. Например, забой скважины иногда оборудуют металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами.
В скважинах с высоким пластовым давлением должно осуществляться полное вскрытие пласта со всеми мерами предосторожности с последующим спуском эксплуатационной колонны со сплошной цементировкой и простреливанием отверстий против продуктивных горизонтов.
Перфорация обсадной колонны. Для вскрытия пластов с целью их эксплуатации или опробования в обсадной колонне и цементном кольце пробивают отверстия при помощи пулевой или беспулевой перфорации. Перфораторы, соединенные в гирлянды, спускают в скважину на каротажном кабеле. В камеры перфоратора закладывают заряд пороха и запал. При подаче тока по кабелю с поверхности порох воспламеняется и пуля с большой скоростью выталкивается из ствола перфоратора. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6— 12 отверстий пулями диаметром 11—11,5 мм.
Широкое распространение получила беспулевая перфорация. В этом случае отверстие в колонне создается не пулями, а фокусированными струями газов, которые возникают при взрыве кумулятивных зарядов.
* Сущность кумулятивного эффекта заключается в том, что при взрыве заряда, обладающего выемкой, симметричной относительно направления распространения взрывной волны, происходит направленное истечение продуктов взрыва.
Перфораторы кумулятивные применяются корпусные и бескорпусные. Бескорпусные перфораторы бывают неточными и полностью разрушающимися, т. е. однократного действия. Перфораторы кумулятивные корпусные выпускаются различных диаметров, в том числе и для спуска через насосно-компрессорные трубы (НКТ).
При простреле отверстий в колонне на устье устанавливают специальную задвижку, позволяющую закрыть скважину при проявлении пласта после прострела. В процессе прострелочных работ скважина должна быть заполнена глинистым раствором для создания противодавления на пласт.
В каждом отдельном случае геологической службой в зависимости от коллекторских свойств пласта, конструкции скважины, температуры и давления в интервале перфорации устанавливается плотность прострела (количество отверстий на 1 м) и тип перфоратора. Для улучшения связи скважины с продуктивным пластом может применяться гидропескоструйный метод вскрытия пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают струйный аппарат, состоящий из корпуса и сопел. При нагнетании в трубы под большим давлением жидкость с песком выходит из сопел с большой скоростью и песок разрушает колонну, цементное кольцо и породу. Гидропескоструйная перфорация имеет ряд преимуществ перед другими методами: отверстия в колонне и цементе не имеют трещин, имеется возможность регулировать диаметр и глубину отверстий, можно создать горизонтальные и вертикальные надрезы. К недостаткам этого вида перфорации следует отнести большую стоимость и потребность в громоздком наземном оборудовании.
Основные фильтрационно – емкостные свойства природных резервуаров. Типы природных резервуаров. Флюиды и фдюидоупоры.
Коллектором называется горная порода, обладающая такими геолого-физическими свойствами, которые обеспечивают физическую подвижность нефти или газа в ее пустотном пространстве.
Породы с такими геолого-физическими свойствами, при которых движение нефти или газа в них физически невозможно, называются неколлекторами.
В залежах вместилищами нефти, газа и воды являются породы-коллекторы, а неколлекторы являются породами ограничивающими залежь (покрышками).
Способность пород-коллекторов содержать нефть, газ и воду обусловливается наличием в породах пустот, т.е. существованием пустотного (емкостного) пространства, которое может быть представлено порами, кавернами и трещинами. Соответственно емкостные свойства коллекторов нефти и газа обусловливаются пористостью, кавернозностью и трещиноватостью.
Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот(пор).
Коэффициентом пористости т, называется отношение суммарного объема пор Vпор в образце породы к видимому его объему Vобр:
т= Vпор/ Vобр (1.1)
Измеряется пористость в долях единицы или в процентах. Различают пористость полную (абсолютную) и открытую. Полная пористость включает в себя все поры горной породы, как изолированные (замкнутые), так и открытые, сообщающиеся друг с другом. Открытая пористость образуется сообщающимися порами. По происхождению поры и другие пустоты подразделяются на первичные и вторичные. К первичным относят пустоты между зернами, промежутки между плоскостями наслоения и т. д., образующиеся в процессе осадконакопления и формирования породы. Вторичные поры образовались в результате последующих процессов разлома и дробления породы, растворения, возникновения трещин вследствие сокращения породы (например, вследствие доломитизации) и т.д. По величине поры нефтяных и газовых коллекторов условно разделяются на три группы:
1)сверхкапиллярные - диаметром 2 - 0,5 мм;
2) капиллярные - 0,5 - 0,0002 мм;
3) субкапиллярные - менее 0,0002 мм.
По крупным (сверхкапиллярным) порам и каналам движение нефти, воды и газа происходит свободно, а по капиллярным — при значительном участии капиллярных сил. В субкапиллярных каналах в природных условиях жидкости практически перемещаться не могут. Породы, пустоты в которых представлены в основном субкапиллярными порами и каналами, независимо от значения коэффициента пористости практически непроницаемы для жидкостей и газов, т.е. относятся к неколлекторам (глины, глинистые сланцы, плотные известняки и др.).Поровыми в основном являются терригенные коллекторы и переотложенные карбонатные.
Кавернозность горных пород обусловливается существованием в них вторичных пустот в виде каверн. Кавернозность свойственна карбонатным коллекторам.Следует различать породы микрокавернозные и макрокавернозные. К первым относятся породы с большим количеством мелких пустот, с диаметром каверн (пор выщелачивания) до 2 мм, ко вторым - с рассеянными в породе более крупными кавернами - вплоть до нескольких сантиметров.
Коэффициент кавернозности Кк равен отношению объема каверн Vк. к видимому объему образца Voбр:
Кк = Vк /Voбр (1.2)
Трещиноватость горных пород (трещинная емкость) обус¬ловливается наличием в них трещин, не заполненных твер¬дым веществом. залежи, связанные с трещиноватыми кол¬лекторами, приурочены большей частью к плотным карбо¬натным коллекторам. Наличие разветвленной сети трещин, пронизываю¬щих эти плотные коллекторы, обеспечивает значительные притоки нефти к скважинам.
Качество трещиноватой горной породы как коллектора определяется густотой и раскрытостью трещин. Интенсивность трещиноватости горной породы характе¬ризуется объемной Т и поверхностной Р плотностью тре¬щин:
Т = S/V; Р = l/F, (1.3)
где S — суммарная площадь про¬дольного сечения всех трещин, секущих
объем V породы; l — суммарная длина следов всех трещин, пересекаемых по¬верхностью площадью F.
Еще одной характеристикой трещиноватости служит гус¬тота трещин:
Г = Δn/ΔL, (1.4)
где Δn — число трещин, пересекающих линию длиной ΔL, перпендикулярную к направлению их простирания. Размер¬ность густоты трещин — 1 /м.
Трещинная емкость Кт по данным исследования шлифа под микроскопом равна:
Кт = bl/F, (1.5)
где b — раскрытость трещин в шлифе; l — суммарная про¬тяженность всех трещин в шлифе; F — площадь шлифа.
По величине раскрытости трещин в нефтегазопромысловой геологии выделяют макротрещины шириной более 40-50 мкм и микротрещины шириной до 40 — 50 мкм. Трещинная емкость пород-коллекторов составляет от до¬лей процента до 1—2 %.
Исходя из основных коллекторских свойств, обусловливающие емкость и пути фильтрации в трещиноватых коллекторах, последние можно подразделить на следующие основные виды.
1. Коллекторы кавернозного типа. Емкость пород слагается из полостей каверн и карстов, связанных между собой и скважинами системой микротрещин. Приурочены в основном к карбонатным породам. Фильтрация жидкостей и газов в них осуществляется по микротрещинам, соединяющим мелкие каверны.
2. Коллекторы трещиноватого типа. Емкость коллектора определяется в основном трещинами. Коллекторы такого типа приурочены к карбонатным породам, а также к плотным песчаникам, хрупким сланцам и другим плотным породам. Фильтрация нефти и газа происходит только по системам микротрещин с раскрытостью свыше 5-10 мкм. Такие виды коллекторов пока мало распространены.
3. Коллекторы смешанные, представляющие собой сочетания и переходы по площади и по разрезу трещиноватого или кавернозного коллекторов с нормальными. Коллекторы этого вида имеют, по видимому, широкое распространение.
Проницаемость - важнейший параметр, характеризующий проводимость коллектора, т. е. способность пород пласта пропускать к забоям скважин нефть и газ.
Под абсолютной принято понимать проницаемость пористой среды, которая определена при наличии в ней лишь одной какой-либо фазы, химически инертной по отношению к породе. Для её оценки обычно используется воздух или газ, так как установлено, что при движении жидкостей в пористой среде на ее проницаемость влияют физико-химические свойства жидкостей.
Фазовой называется проницаемость пород для данного газа или жидкости при наличии или движении в порах многофазных систем. Величина ее зависит не только от физических свойств пород, но также от степени насыщенности норового пространства жидкостями или газом и от их физико-химических свойств.
Относительной проницаемостью пористой среды называется отношение эффективной проницаемости этой среды для данной фазы к абсолютной.
Для оценки проницаемости горных пород обычно пользуются линейным законом фильтрации Дарси, по которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости:
(1.6)
где v — скорость линейной фильтрации;
Q — объемный расход жидкости в единицу времени;
μ — динамическая вязкость жидкости;
F — площадь фильтрации;
Δр — перепад давления;
L — длина пористой среды.
В этом уравнении способность породы пропускать жидкости и газы характеризуется коэффициентом пропорциональности k, который называют проницаемостью:
(1.7)
где Qг — объемный расход газа, приведенный к среднему давлению р в образце.
В Международной системе (СИ) за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2, длиной 1 м и перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Па•с составляет 1 м3/с.
Для оценки проницаемости на практике обычно пользуются единицей Дарси, которая приблизительно в 1012 раз меньше, чем проницаемость в 1 м2.
За единицу проницаемости в 1 Дарси (1 Д) принимают проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления в 1 кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1 сП (сантипуаз) составляет 1 см3/с. Величина, равная 0,001 Д, называется миллидарси (мД). Учитывая, что 1 кгс/см2 = 105 Н/м2, 1 см3 = 10 -6 м3, 1 см2 = 10-4 м2, 1 сП = 10-3 Н • с/м2, получим следующее соотношение:
. (1.8)
Проницаемость пород нефтяных и газовых пластов изменяется от нескольких миллидарси до 2-3 Д и редко бывает выше.
Коэффициентом нефтенасыщенности Кн (газонасыщенности Кг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства.
Коэффициентом водонасыщенности Кв коллектора, содержащего нефть или газ, называется отношение объема остаточной воды, содержащейся в открытом
пустотном пространстве, к суммарному объему открытых пустот.
Указанные коэффициенты связаны следующими соотно¬шениями:
для нефтенасыщенного коллектора:
Кн + Кв = 1; (1.9)
для газонасыщенного коллектора:
Кг + Кв = 1; (1.10)
для газонасыщенного коллектора, содержащего кроме ос¬таточной воды еще и остаточную нефть:
Кг + Кн + Кв = 1.
Природный резервуар – естественное вместилище нефти, газа и воды (внутри которого может происходить циркуляция подвижных веществ) форма которого обусловливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.. Выделяются 3 основных типа природных резервуаров: пластовый, массивный и литологически ограниченный со всех сторон. Пластовый резервуар – это сочетание значительного по площади, протяженного пластового коллектора небольшой мощности (до десятков метров) с ограничивающими его по кровле (сверху) и подошве (снизу) плохо проницаемыми породами. Ему свойственны сравнительно однородный состав и выдержанная мощность пород – коллекторов. Массивный резервуар представляет собой мощную (несколько сотни метров) толщу проницаемых пород, образующих единую гидродинамическую систему, ограниченную плохо проницаемыми породами. Коллекторы, слагающие единый массивный резервуар, могут иметь различный стратиграфический состав и возраст. Резервуары литологически ограниченные представляют собой участки проницаемых пород, ограниченные со всех сторон плохо проницаемыми породами. Это могут быть участки повышенной пористости и проницаемости в относительно однородных породах(зоны дробления, выщелачивания). В нефтяной геологии циркулирующие в пористых коллекторах жидкости (вода, нефть) и газы называются флюидами, а плохо проницаемые породы, ограничивающие пласты – коллекторы, - флюидоупорами (покрышками). Распространенными флюидоупорами являются глинистые толщи, ими могу быть соли, ангидриты.
Ловушка – часть природного резервуара, в которой благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а так же тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.
Гравитационный фактор вызывает в ловушке распределение газа, нефти и воды по их удельным весам. Ловушка чаще всего представляет собой участок резервуара с застойными условиями даже в том случае, если в остальной части резервуара вода находится в движении.
Типы ловушек (рис4):
Структурная (сводовая)–образованная в результате изгиба слоев;
Стратиграфическая – сформированная в результате эрозии пластов – коллекторов и перекрытия их затем непроницаемыми породами;
Тектоническая – образованная в результате вертикального перемещения мест обрыва относительно друг друга, пласт-коллектор в месте тектонического нарушения может соприкасаться с непроницаемой горной породой.
Литологическая – образованная в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.
Около 80% залежей в мире связано с ловушками структурного типа.
9-билет
І. Эксплуатационный объект и системы разработки нефтяных месторождений.
ІІ. Методы освоения нефтяных и нагнетательных скважин.
ІІІ Миграция, виды миграции.
Эксплуатационный объект и системы разработки нефтяных месторождений.
В многопластовом месторождении выделяется несколько продуктивных пластов, которые могут разделяться на пропластки. Надежно изолированный сверху и снизу непроницаемыми породами отдельный пласт или несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассматриваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки.
Эксплуатационным объектом или объектом разработки называют один или несколько продуктивных пластов месторождения, которые выделяют по геолого-техническим и экономическим соображениям для совместной разработки одной серией скважин. При выделении эксплуатационных объектов необходимо учитывать следующие параметры: толщину продуктивного разреза, число продуктивных пластов в разрезе, глубину залегания продуктивных пластов, толщину промежуточных непродуктивных пластов, положение ВНК по пластам, литологическую характеристику продуктивных пластов, режимы залежей, запасы нефти по пластам. Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом баланса пластовой энергии и определению технических средств по добычи нефти. Затем определяют экономическую эффективность различных вариантов сочетания отдельных пластов в эксплуатационные объекты.
В настоящее время в связи улучшением технической оснащенности промыслов наблюдается тенденция учета большего числа параметров и критериев при объединении нескольких пластов в один эксплуатационный объект. Например, значительная разница в проницаемости пород пластов с различными свойствами не влияет на их объединение в один объект разработки, так как методы поддержания при закачке воды в различные пласты через нагнетательные скважины, расположенные по единой сетке, позволяют регулировать продвижение водонефтяного контакта (ВНК). С увеличением числа разрабатываемых пластов один и тот же дебит получают при меньших депрессиях, в результате чего удлиняется фонтанный период работы пласта, насосные скважины эксплуатируются с меньшими глубинами спуска оборудования, затрудняется разрушение слабосцементированных пластов и прорыв посторонних вод в скважину и.т.д.
Различные пласты объединяются на основе комплексного изучения геологического строения залежи и отдельных ее объектов, гидродинамической их характеристики и технико-экономических показателей разработки при различных схемах выделения эксплуатационных объектов. Основной критерий выделения эксплуатационных объектов- рациональность разработки.
Нецелесообразно объединять пласты с различной литологической характеристикой (например, коллектор, сложенный трещиноватыми карбонатными пародами с терригенными). Считается, что допустимо совмещать пласты, проницаемость пород в которых различается в 2-3 раза, если методы поддержания давления позволяют выравнивать темпы их выработки.
Объединение пластов целесообразно при единых водонапорной системе и поверхности ВНК и нецелесообразно при условиях быстрого обводнения одного или нескольких пластов и при химической несовместимости пластовых вод. Совместная разработка пластов облегчается, если природные их условия способствуют проявлению или поддержанию одинакового гидродинамического режима работы.
На выбор эксплуатационных объектов влияют физико-химические свойства нефти и газа. Высокая вязкость нефти, большое различие в давлениях насыщения нефти газом, значительное содержание парафина и сернистых соединений в нефти некоторых пластов препятствует объединению их в один объект с другими горизонтами. В некоторых случаях нельзя объединять пласты вследствие высокого содержания азота, сероводорода и других примесей в газе, растворенном и нефти.
Системой разработки нефтяного месторождения следует называть совокупность взаимосвязанных инженерных решений, определяющих объекты разработки; последовательность и темп их разбуривания и обустройства; наличие воздействия на пласты с целью извлечения из них нефти и газа; число, соотношение и расположение нагнетательных и добывающих скважин; число резервных скважин, управление разработкой месторождения, охрану недр и окружающей среды. Построить систему разработки месторождения означает найти и осуществить указанную выше совокупность инженерных решений.
В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объектов в разработку выделяют две группы систем разработки многопластового нефтяного месторождения: а) системы одновременной разработки объектов
б) системы последовательной разработки объектов.
Системы одновременной разработки объектов
Преимуществом систем одновременной разработки объектов является возможность использовать запасы всех объектов после их разбуривания.
Системы одновременной разработки объектов подразделяются:
1. Раздельная разработка- это, когда каждый объект эксплуатируется самостоятельной сеткой скважин. Данная система применяется при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого их разбуривания. Преимущества данной системы- обеспечение надежного контроля за процессом разработки и его регулирования. Недостатки- требует большого количества скважин, что приводит к значительным капитальным вложениям.
2. Совместная разработка, при которой два или более пластов в идее единого эксплуатационного объекта разрабатываются единой сеткой добывающих и нагнетательных скважин. Преимущества -обеспечение высоких текущих уровней добычи при заданном числе скважин. Недостатки - нерегулируемая разработка залежи, что приводит к ухудшению технико-экономических показателей.
3. Совместно-раздельная разработка- добывающие скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной эксплуатации, а нагнетательные скважины оборудуют установками для одновременно-раздельной закачки воды. Эта система позволяет преодолеть недостатки первых двух вариантов, сохраняя при этом их преимущества.
Системы последовательной разработки объектов.
Системы последовательной разработки объектов подразделяются на следующие варианты:
1. Разработка сверху вниз, при которой каждый нижележащий пласт разрабатывается после вышележащего пласта. Эта система имеет ряд недостатков: задерживает разведку и разработку нижележащих объектов, увеличивает объем бурения, повышает опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов, при разбуривании нижележащих объектов.
2. Разработка снизу вверх, при которой начинают разрабатывать объекты с нижнего, так называемого опорного (базисного) объекта, а затем переходят на вышележащие пласты. При наличии многих объектов в качестве базисных выбирают наиболее изученные и высокопродуктивные объекты с достаточно большими запасами нефти.
При составлении проектов на разработку месторождения необходимо применять рациональную систему разработки.
Рациональной системой разработки называют систему разработки, которая обеспечивает более полное извлечение из пластов нефти при благоприятных технико-технологических и экономических показателях. Рациональная система должна предусматривать экономное пользование природной энергией залежи, соблюдение правил охраны недр и окружающей среды, полный учет всех природных, производственных и экономических особенностей района.
Методы освоения добывающих и нагнетательных скважин.
Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызо¬ву притока и обеспечению ее продуктивности или приемистости, соот-ветствующей локальным возможностям пласта. После вскрытия пласта и перфорации призабойная зона бывает загрязнена тонкой или глинистой коркой.
Цель освоения - восстановление естественной проницаемости кол¬лектора. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрес¬сии давления, т. е. создание на забое давления ниже пластового.
При освоении скважин применяют шесть основных способов вызова притока: тартание, свабирование (поршневание), замену скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачку газожидкостной смеси, откачку глубинными насосами.
Тартание - это извлечение из скважины жидкости желонкой, спус¬каемой на тонком (до 16 мм) канате с помощью лебедки. Желонка изго-тавливается из трубы длиной 8 м, имеющей в нижней части клапан со штоком, открывающимся при упоре штока на уровень жидкости или забой. В верхней части желонки предусматривается скоба для прикреп¬ления каната. Диаметр желонки обычно не превышает 0,7 диаметра обсадной колонны. За один спуск желонка выносит жидкость объемом, не превышающим 0,06 м3.
Поршневание. При свабировании (поршневании) поршень или сваб спускается на канате или стальной ленте в НКТ. Поршень представляет собой трубу малого диаметра (25,0...37,5 мм) с приемным клапаном в нижней части. На наружной поверхности трубы (в стыках) укреплены эластичные резиновые манжеты (3 - 4 шт.), армированные проволочной сеткой. При спуске поршня под уровень, жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме клапан закрывается, а манжеты, распираемые давлением столба жидкости над ними, при-жимаются к стенкам НКТ и уплотняются. За один подъем поршень вы¬носит столб жидкости, равный глубине его погружения под уровень жидкости. Глубина погружения ограничена прочностью тартального каната и обычно не превышает 75...150 м.
Замена скважинной жидкости. Замена жидкости в скважине проводится с помощью насосных агре¬гатов при спу¬щенных в скважину НКТ и герметизированном устье, что предотвраща¬ет выбросы и фонтанные проявления. Выходящая из бурения скважина обычно заполнена глинистым раствором. Производя промывку скважи¬ны (прямую или обратную) водой или дегазированной нефтью, можно получить уменьшение забойного давления.
Компрессорный способ освоения. В скважину спускается колонна НКТ, а устье оборудуется фонтанной арматурой. К межтрубному про-странству присоединяется нагнетательный трубопровод от передвиж¬ного компрессора.
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве оттесня¬ется до башмака НКТ Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Ре¬гулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкост¬ной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое Рз. При Рз<Рпл начинается приток, и скважина переходит на фонтанный или газлифтный режим работы. Освоение ведется при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен и позволяет быстро получить значительные депрессии на пласт, что особенно важно для эффективной очистки призабойной зоны скважины.
Освоение скважин закачкой газированной жидкости. Освоение скважин путем закачки газированной жидкости заключается в том, что вместо чистого газа или воздуха в межтрубное пространство закачива¬ется смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть)..
Для такого освоения к скважине подвозится передвижной компрес¬сор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергиро¬вания газа в нагнетаемой жидкости. При закачке газожидкостной смеси (ГЖС) на пузырьки воздуха дей¬ствует архимедова сила, под действием которой они всплывают в пото¬ке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырь¬ков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3...0,5 м/с. Поэтому скорость движения жидко¬сти вниз должна быть больше скорости всплытия пузырьков газа. Ина¬че газ не достигнет башмака НКТ и давление на забое не снизится. Для создания достаточно больших скоростей жидкости необходимы боль¬шие расходы. Поэтому при закачке ГЖС предпочтительно это делать не через кольцевое пространство, а через НКТ, так как малое их сечение позволяет получить достаточно большие нисходящие скорости умеренных объемных расходах жидкости. Считается, что для успешно¬го осуществления процесса достаточно иметь нисходящую скорость жидкости порядка 0,8...1,0 м/с.
Освоение скважинными насосами. На истощенных месторожде¬ниях с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соот¬ветствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем. При откачке из скважины жидкости насосами забойное давление уменьша¬ется, пока не достигнет величины рс < рпл, при которой устанавливается приток из пласта.
Освоение нагнетательных скважин
Если целью освоения эксплуатационной скважины является получение возможно большего коэффициента продуктивности при данных параметрах пласта, то цель освоения нагнетательной скважины - получение возможно большего коэффициента поглощения или приемистости, который можно определить как отношение изменения количества нагнетаемой воды к соответствующему изменению давления нагнетания
,
или в дифференциальном виде
.
При больших Кп возможна закачка в пласт расчетных количеств воды при относительно низких давлениях нагнетания. Это приводит к сокращению энергетических затрат на поддержание пластового давления и к некоторому сокращению необходимого числа нагнетательных скважин.
Нагнетательные скважины бурятся в водонасыщенной (например, законтурные) и в нефтенасыщенной (скважины разрезающих рядов или внутриконтурные) частях пласта. Методы их освоения различны. Если первые осваиваются сразу под нагнетание воды, то вторые обычно предварительно эксплуатируются на нефть для получения самой нефти, а также для понижения пластового давления в зоне скважины. Если осваивается под нагнетание внутрпконтурный ряд нагнетательных скважин, то они осваиваются через одну, т. е. одна скважина ряда используется под нагнетание воды, а соседняя эксплуатируется как нефтяная с максимально возможным отбором жидкости. Следующая скважина также осваивается под нагнетание, а соседняя - как эксплуатационная и т. д.
Максимально возможный отбор нефти из скважин нагнетательного ряда производится до тех пор, пока в их продукции появится пресная вода, нагнетаемая в соседние водяные скважины. Такой порядок освоения позволяет сформировать в нефтенасыщенной части пласта линейный фронт нагнетаемой воды, вытесняющий нефть к эксплуатационным рядам скважин.
При освоении нагнетательных скважин используют следующие технические приемы.
1. Интенсивные промывки прямые и обратные с расходом 1200 - 1500 м3/сут до минимально возможного и стабильного содержания КВЧ в обратном потоке. Их продолжительность обычно 1 - 3 сут. Воду для промывки берут из нагнетательного водовода или закачивают насосным агрегатом по закольцованной схеме с обязательным предварительным отстоем воды в специальных емкостях. При этом тщательно контролируются выходящая и нагнетаемая воды на содержание КВЧ. Вообще скважины промывают после всех операций, проводимых для увеличения их поглотительной способности.
2. Интенсивный дренаж скважины для очистки призабойной зоны. Дренаж осуществляется различными методами.
а) Поршневанием при максимально возможной глубине спуска поршня, при этом необходимо устанавливать пакер, изолирующий кольцевое пространство. В последнем случае удается получить большие депрессии на пласт (до 12 МПа).
б) Компрессорным способом. Жидкость из скважины отбирается с помощью передвижного компрессора при условии, что последний позволяет продавить жидкость до башмака НКТ. Трубы в этом случае должны быть спущены до верхних дыр фильтра. Сверление в НКТ пускового отверстия для снижения необходимого давления компрессора в данном случае нежелательно, так как при последующем нагнетании воды через это отверстие давление будет передаваться в затрубное пространство. Использование пускового отверстия возможно только лишь в период интенсивного дренирования. Дренирование производится до стабилизации КВЧ при постоянном контроле за его содержанием.
в) Насосным способом (ПЦЭН) до стабилизации КВЧ.
г) Самоизливом при интенсивном водопритоке, т. е. сбросом воды из скважины в канализацию. Такая операция более эффективна при многократных кратковременных изливах, когда скважина периодически в течение 6 - 15 мин работает на излив с максимальной производительностью. Такую операцию повторяют до стабилизации КВЧ. К такому способу целесообразно прибегать в тех случаях, когда дебит скважины превышает несколько десятков кубометров в сутки. Кратковременными изливами удается в 4 - 6 раз сократить расход воды по сравнению с непрерывным самоизливом для достижения стабильного содержания КВЧ.
3. Солянокислотные обработки призабойных зон скважин, вскрывших карбонатные пласты или пласты, содержащие карбонатный цементирующий материал, а также для растворения окалины. Для этого в пласт закачивают 0,8 - 1,5 м3 на 1 м толщины пласта 10 - 15%-ного раствора ингибированной соляной кислоты и оставляют скважину на сутки. Затем после дренирования и промывки скважину переводят под нагнетание.
4. Гидравлический разрыв пласта (ГРП). Скважины III группы обычно удается освоить только после ГРП и ряда последующих операций (дренаж, промывка). Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, ГРП не эффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом прослое. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т. е. гидроразрыве каждого прослоя. При этом необходимо применение двух пакеров, спускаемых на НКТ II устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала.
5. Промывка скважины НКТ и водоводов водопесчаной смесью. Часто малоэффективность освоения нагнетательных скважин или малые приемистости являются результатом быстрого загрязнения поверхности пласта окалиной и твердыми частицами, приносимыми водой из водоводов.
Для их очистки водоводы и скважины промывают водопесчаной смесью (50 кг песка на 1 м3 воды) с помощью цементировочных агрегатов. При таких промывках из скважины или водовода выходит густая, черпая водопесчаная смесь с ржавчиной, по через 20 - 30 мин, в зависимости от интенсивности прокачки, вода светлеет и содержание в ней КВЧ и железа уменьшается до следов. После таких промывок уменьшаются почти наполовину потери на трение в водоводах.
6. Нагнетание в скважину воды в течение нескольких часов под высоким давлением, превышающим нормальное давление нагнетания, в тех случаях, если коллектор имеет некоторую естественную трещиноватость. Для этого к скважине подключают три-четыре насосных агрегата и создают дополнительное давление, при котором естественные трещины в пласте расширяются и поглотительная способность скважины резко возрастает. Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП» после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки.
7. Предварительная обработка горячей водой или нефтью нефтяных скважин, предназначенных под нагнетание, для удаления парафиновых и смолистых накоплений в призабойных зонах. Подогрев осуществляют от паровых передвижных установок, смонтированных на автомобильном ходу (ППУ).
Расход нагнетаемой воды обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания. Другими словами, коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания. Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытости естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.
Для расширения интервала поглощения иногда закачивают в скважину 2 - 5 м3 известковой суспензии концентрации 15 кг СаО на 1 м3 воды с последующим добавлением сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью примерно 500•10-3 Па-с для уплотнения поглощающего прослоя. При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости. При получении отрицательных результатов закачанная известковая суспензия растворяется слабым раствором НСL и последующей промывкой скважины.
Миграция и виды миграции.
Миграция – это перемещение УВ из мест зарождения в места скопления. Виды: первичная миграция – выжимания УВ в результате уплотнения осадочных пород. Вторичная миграция – перемещение УВ по разлому трещин. Вторичная миграция может завершиться образованием скоплений нефти и газа. По масштабу движения различают миграцию региональную – в пределах больших территорий; локальную – в пределах ограниченных участков земной коры; латерильная (внутрирезервуарная) – перемещение УВ по наклону пласта; вертикальная – перемещение УВ от подошвы до кровли пласта; межрезервуарная – перемещение УВ по разломам и трещинам из нижележащих слоев в вышележащие; струйная – перемещение УВ по поверхности воды.
10-билет
І. Проектный документ на разработку месторождения, его основные разделы.
ІІ. Влияние дебита и градиента давления в призабойной зоне на разрушение скелета породы и накопление песка в скважине.
ІІІ. Залежи углеводородов и их типы.
Проектный документ на разработку месторождения, его основные разделы.
Недра любого государства, согласно его конституции, являются общенациональным достоянием. Для того, чтобы начать разведку и разработку месторождения, необходимо получить на это соответствующее разрешение ( лицензию). Как юридические, так и физические лица приобретают лицензию по конкурсу (тендор). Если какая-либо фирма победила в конкурсе на право разработки месторождения и получила лицензию на разработку уже разведанного месторождения, то необходимо, прежде всего, чтобы геологические и извлекаемые запасы нефти на месторождении были апробированы и утверждены Государственной комиссией по запасам полезных ископаемых.
Согласно существующим правилам в промышленную разработку можно вводить месторождения, содержащие не менее 80% запасов категории С1 и до 20% категории С2.
Согласно принятой классификации все запасы нефти и ее ресурсы подразделены на категории А, В, С1, С2, С3, Д1, Д2.
Запасы А и В считаются запасами высокой категории. Это достоверные запасы, находящиеся в разбуренной части месторождения.
С1-это запасы, находящиеся внутри доказанного контура нефтеносности, но относятся к неразбуренной эксплуатационным бурением части месторождения.
Запасы С2-это запасы в прилегающих к контуру нефтеносности частях месторождения, но находятся в недостаточно изученных пропластках.
Запасы С3-это запасы, расположенные в геологических структурах, но не вскрытые разведочным бурением (перспективные запасы).
Запасы категорий Д1 и Д2- прогнозные. Они считаются запасами низких категорий и определяются на основе оценочных геологических и геофизических расчетов с учетом возможного наличия в регионе структурных ловушек нефти и газа и их нефтегазоносности.
Если какая –либо фирма получила лицензию на разработку месторождения, добилась утверждения в ГКЗ необходимой для разработки категорийности запасов, тогда для ввода месторождения в разработку необходимо составить проектный документ по разработке месторождения. Вид и содержание проектного документа по разработке нефтяного или нефтегазового месторождения зависят от стадии разработки месторождения, для которой составляется документ, сложности и степени изученности его строения, от предполагаемых технологий и системы разработки месторождения. По разработке и эксплуатации месторождений существуют следующие виды проектных документов:
Проекты пробной эксплуатации;
Технологические схемы опытно-промышленной разработки;
Технологические схемы разработки;
Проекты разработки;
Уточненные проекты разработки (доразработка);
Анализы разработки.
В принципе каждый последующий документ должен опираться на предыдущий, но не всегда необходимо последовательно составлять весь перечисленный набор документов. Если в регионе предполагается ввести в разработку месторождение, залегающее в уже известном геологическом комплексе, со свойствами ,аналогичными свойствам других месторождений, то можно обойтись, например, без технологической схемы опытно-промышленной разработки и переходить к составлению технологической схемы разработки. Пробная же эксплуатация скважин осуществляется в обязательном порядке, так как при ее проведении получают важнейшие сведения о пласте и скважинах, данные о дебитах добывающих и степени преемственности нагнетательных скважин, забойном и пластовом давлениях, степени ухудшения проницаемости призабойной зоны скважин («скин-эффектах»), необходимые для составления технологической схемы разработки. Если возникают сомнения в использовании тех или иных расстояний между скважинами, в выборе объектов разработки, или же в самой технологии извлечения нефти из недр, то тогда необходимо составлять технологическую схему опытно-промышленной разработки для одного или нескольких участков месторождения. Результаты опытно-промышленной разработки должны дать ответы на имеющиеся вопросы.
Технологическая схема и проект разработки месторождения являются основными документами, определяющими разработку месторождения. Именно в технологической схеме разработки устанавливается система и технология разработки. В процессе реализации технологической схемы разработки производится основное эксплуатационное разбуривание месторождения.
После составления и утверждения технологической схемы составляется проект обустройства месторождения, в котором с учетом рельефа местности, климата устанавливаются трассы промышленных нефтепроводов и их технические характеристики, а также на основе расчетов выбираются типы устройств для сепарации газа и нефти и доведения их до требуемой кондиции.
Проект разработки составляется на стадии, когда месторождение разбурено на 70%, но в систему и технологию еще можно внести существенные изменения. Если после осуществления проекта разработки месторождения возникает необходимость внесения значительных изменений, то составляется уточненный проект разработки месторождения.
После принятия технологической схемы и проекта разработки ведется авторский надзор за осуществлением проектных решений, производится анализ фактических результатов и сопоставление их с теоретическими расчетами и проектными данными. Вплоть до теоретически 100%-го извлечения нефти из пластов каждого месторождения, применяются новые технологии нефтеизвлечения, растет ценность УВ, могут появиться новые инвесторы.
Согласно регламенту, установленному Министерством топлива и энергетики, проектные документы должны содержать:
• общие физико-геологические сведения о месторождении, о слагающих его пластах насыщающих их нефти газе и воде;
• геолого-физическую характеристику месторождения: строение и данные об эффективных толщинах и распространении пластов и пропластков, данные о запасах нефти и газа, пористости, проницаемости, вязкости нефти, газа и воды, начальном и текущем пластовом давлении:
• данные гидродинамических исследований скважин ( индикаторные кривые и кривые восстановления давления в скважинах, определение «скин-эффекта»), данные о дебитах;
• данные лабораторных исследований извлечения нефти и газа из недр, теплофизические и физико-химические свойства пластов в соответствии с предполагаемой технологией нефтеизвлечения;
• обоснование выявления объектов разработки;
• обоснование конструкции скважин, техники и технологии эксплуатации скважин, систем первичной переработки нефти газа;
• характеристику источников водоснабжения и газоснабжения;
• обоснование экологической безопасности разработки месторождения;
• экономические характеристики вариантов разработки.
На каждый проектный документ Заказчиком выдается техническое задание.
Влияние дебита и градиента давления в призабойной зоне на разрушение скелета породы и накопление песка в скважине.
Разрушение скелета породы и вынос частиц породы на забой обусловлены превыше¬нием градиентов давления в призабойной зоне над допустимыми. Накопление на забое пес¬чаной пробки уменьшает дебит скважины и может привести к различным нарушениям, на¬пример к прихвату фонтанных труб.
Классификация пород по Шахназарову А. А.:
1) Неустойчивые породы при размокании приходят в состояние текучести, раз¬ рушаются при 0/ до 0,5 МПа/м;
2) Слабо устойчивые породы 0,5 < Ц/ < 10 МПа IM;
3) Средне устойчивые породы 10 < 0/ < 15 МПа1 м;
4) Устойчивые породы, не разрушаются при I// > 15 МПа I м.
Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может проводиться путем ограничения отбора газа;
выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверх¬ность;
периодическим удалением песчаных пробок различными методами;
применением забойных фильтров различной конструкции креплением призабойной зоны различными цементирующими составами.
В этих условиях необходимо применение различных фильтров, предупреждающих поступление песка в скважину. Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1,5—2,0 мм, изготовленные из обсадных труб. Применяются также щелевые, проволочные и другие фильтры. На газовых скважинах подземных газохранилищ используют гравийные фильтры, которые не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют его стенки.
Для укрепления призабойной зоны в рыхлых слабосцементированных породах ис¬пользуют фенолформальдегидные, карбамидные и другие смолы, а также фенолспирты, Для укрепления призабойной зоны применяют также цементные или цементно-песчаные раство¬ры.
Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую или обратную промывку. Прямую промывку осуществляют для разрушения и выноса на поверхность плот¬ных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается Е фонтанные трубы, а породы вы¬носятся через межтрубное пространство.
При обратной промывке промывочная жидкость поступает в межтрубное пространст¬во и поднимается на поверхность по фонтанным трубам. При этом скорость восходящего по¬тока жидкости намного больше, чем при прямой промывке, так как площадь сечения фон¬танных труб меньше, чем площадь поперечного - сечения межтрубного пространства. Необ¬ходимое условие для выноса твердых частиц на поверхность — превышение скорости восхо¬дящего потока жидкости над скоростью падения частиц, песка в жидкости, находящейся в покое.
Залежи УВ и их типы.
Залежь – это естественное скопление УВ в недрах. Пластовые залежи приурочены к пластам проницаемых пород, ограниченных сверху и снизу непроницаемыми породами – глинами, плотными известняками, солями, ангидритами. Пластовые залежи могут быть сводовыми и экранированными. Пластовые сводовые залежи приурочены к сводовым частям антиклинальных структур. Пластовые экранированные залежи различают залежи тектонически экранированные, стратиграфически экранированные и литологически экранированные. Пластовые тектонически экранированные залежи образуются в результате тектонических смещений вдоль плоскости разрыва смежных блоков горных пород. Пластовые стратиграфически экранированная залежь – это залежь, приуроченная к стратиграфической ловушке. Пластовые литологически экранированные залежи заключены в линзах проницаемых пород, окруженных непроницаемыми породами.
11-билет
І. Наземное и подземное оборудование фонтанных скважин.
ІІ. Стабилизация нефтей (горячая сепарация, ректификация). Требования к качеству товарных нефтей.
ІІІ. Месторождения углеводородов и их классификация.
Наземное оборудование фонтанных скважин.
Способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии, называется фонтанным.
Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загрязнена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.
Отбираемая смесь жидкости и газа идет из скважины пo HKT и на устье отводится арматурой в промысловые коммуникации. При фонтанировании скважины устье скважины оборудовано колонной головкой, соединяющей на поверхности окончания обсадных колонн и герметизирующей межколонное пространство.
На колонной головке крепится фонтанная арматура, которая состоит из трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герме¬тизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости по НКТ, контролировать давления в них и выполнять необходимые исследования скважины.
Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначается для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины.
Основными деталями и узлами арматуры являются крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один боковой от¬вод, катушка или переводник 3, запорное устройство 4, фланец под манометр или буфер 5, кран 6, манометр 7, дроссель 8, ответный фланец 9. Крестовина и тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам. Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы - дроссели (штуцера). Дроссель имеет корпус, в который вставлена стационарная или сменная втулка с небольшим по диаметру отверстием. Через отверстие втулки проходит вся продукция скважины. Подбором отверстия регулируют дебит скважины. Диаметр штуцера от 3мм до 25мм.
Детали и узлы арматуры соединяются между собой резьбой, фланцами с уплотнениями или хомутами. По этому признаку арматура делится на резьбовую и хомутовую (или бугельную). Вертикальная, стволовая часть елки может иметь отводы в одну сторону (через тройники) или в две стороны (через крестовины). По этому признаку арматура делится на тройниковую (
Основные параметры арматуры - диаметр проходного сечения стволовой части фонтанной елки 50, 65, 80, 100, 150мм. и рабочее давление, на которое рассчитана арматура Рраб = 14, 21, 35, 70, 105 МПа.
Давление испытания принято для рабочих давлений от 7 до 35 МПа равным 2 Рраб , а для давлений от 70 до 105 МПа- 1,5 Рраб .
ГОСТом установлены типовые схемы арматуры - тройниковые и крестовые. У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верхний является основным рабочим отводом. При выходе его деталей из строя закрывается стволовое запорное устройство и жидкость или газ направляются по нижнему отводу без остановки работы скважины. Это удобно при необходимости ремонта верхнего отвода. Но расположение отводов по вертикали (один над другим) увеличивает высоту арматуры, что усложняет ее обслуживание.
Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Для средних и высоких давлений ГОСТ рекомендует применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание.
К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а следовательно, останавливать скважину. При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство.
Вследствие тяжелых условий работы арматуры ее крестовины, тройники, переводники, фланцы и корпусные детали запорных устройств выполняются только из стали. Уплотнение между фланцами арматуры осуществляется стальными кольцами.
Для изготовления элементов фонтанной арматуры применяются стали марок сталь 45, 45ХЛ, 40ХНЛ и другие легированные стали.
Классификация фонтанной арматуры
Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным признакам:
1) по рабочему давлению — отечественные заводы выпускают фонтанную арматуру, рассчитанную на давление от 7 до 105 МПа. Арматуру, рассчитанную на давление 105 МПа, можно использовать для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). 2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм. Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин;
3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые. Боковые отводы в этих видах арматуры при помощи выкидных линий соединяются со сборными и замерными установками;
4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные. На рис. 3.3 показана фонтанная арматура для однорядного подъемника;
5) по виду запорных устройств — с задвижками и кранами. Задвижки применяют на нефтяных скважинах, а краны — на газовых.
Подземное оборудование фонтанных скважин
Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:
1) защиту скважины от открытого фонтанирования;
2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидко¬стью;
3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;
4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;
5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее подземное оборудование: колонна насосно-компрессорных труб- спускается в скважину для подъема продукции на поверхность. Диаметр фонтанных труб рассчитывают из необходимости выноса с забоя на поверхность твердых и жидких примесей газа. Поскольку газовые скважины часто работают с поступлением из пласта частиц породы и воды, то диаметр НКТ должен обеспечивать полный вынос газовой струей частиц породы и воды, скапливающихся на забое. Вынос этих частиц обеспечивается тогда, когда скорость восходящего потока превышает критическую скорость, соответствующую взвешенному состоянию частиц, и равна: ν=1.2ωкр , где ν-скорость восходящего потока газа в скважине, м/с; ωкр-критическая скорость, при которой капля воды находится во взвешенном состоянии, м/с.
При эксплуатации скважин используются фонтанные трубы, изготовленные в соответствии с ГОСТ 633-80: 48,60, 73, 89 114мм.
Глубина спуска НКТ в скважину определяется продуктивной характеристикой пласта и технологическим режимом скважины. Обычно НКТ целесообразно спускать до нижних отверстий перфорации.
Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов, входящих в состав газа. Обычно пакер устанавливают между обсадной колонной и НКТ для разобщения зон межтрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера. Пакер имеет корпус, состоящий из двух труб, соедененных между собой. На наружней поверхности верхней трубы размещен уплотнительный элемент. Он состоит из резиновых манжет, при продольном сжатии которых происходит увеличение их в диаметре, в результате чего он плотно прижимается к обсадной колонне и движение жидкости по колонне прекращается.
. На наружней поверхности нижней трубы смонтирован шлипсовый узел. Шлипсы состоят из 3-4- сегментов с зубчатой поверхностью, которые прижимаются к обсадной колонне и удерживают пакер в устойчивом положении.
Между уплотнительным элементом и шлипсовым узлом имеется камера, которую образует цилиндр и соедененные с ним толкатель и поршень. Для удержания пакера в рабочем состоянии поршень и цилиндр снабжены механизмами, состоящими из четырех секторов и двух пружинных колец. Для освобождения пакера от обсадной колонны НКТ вращают по часовой стрелке на 1.5 оборотов, одновременно поднимая ее. При повороте уплотнительные элементы и шлипсы освобождаются от торцевых упоров и принимают первоначальные размеры. В этом состоянии пакер можно извлечь из скважины.
Циркуляционный клапан расположен над уплотняющим элементом и обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных тезнологических операций: задавки скважины, прмывки забоя, затрубного пространства и НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами. Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска в скважину и извлекается вместе с ними
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана отсекателя. Он спускается в скважину на НКТ и устанавливается выше пакера.
Клапан –отсекатель служит запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме НКТ из скважины без задавки жидкостью.
Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством НКТ при подаче ингибитора коррозии или же гидратообразователя.
Клапан устанавливается в НКТ во время их спуска и извлекается вместе с ними.
Стабилизация нефтей (горячая сепарация, ректификация). Требования к качеству товарных нефтей.
Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки. К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 ° С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).
Месторождения УВ и их классификация.
Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. По классификации бывают: газовые, нефтяные, газонефтяные, газоконденсатные. Газовые называют если оно содержит только газовые залежи, состоящие более чем на 90% из метана. К газоконденсатным относят такие газовые месторождения, из газа которых в атмосферных условиях при снижении давления выделяется жидкая фаза – конденсат. Если месторождение состоит из нефтяных залежей, оно называется нефтяным или газонефтяным – в случае наличия над нефтью газовой шапки. По объему запасов: мелкие: <10 млн.т.н. или 10 млрд.м3.г; средние: от 10-30 млн.т.н. или 10-30 млрд.м3.г; крупные: 30-300 млн.т.н. или 300-500 млрд.м3.г; уникальные: >300 млн.т.н. или >500 млрд.м3.г. По количеству залежей: НМ – одно залежная и ГКМ – двух залежная.
12-билет
І. Исследование нефтяных скважин при неустановившихся режимах.
ІІ. Основы подъема газожидкостной смеси. Условия фонтанирования скважин и возможные методы продления
ІІІ. Ресурсы нефти и газа.
Основы подъема газожидкостной смеси. Условия фонтанирования скважин и возможные методы продления.
Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах. При всех известных способах добычи нефти приходится иметь дело с движением газожидкостных смесей либо на всем пути от забоя до устья, либо на большей части этого пути. Эти законы сложнее законов движения однородных жидкостей в трубах и изучены хуже. Если при движении однофазного потока приходится иметь дело с одним опытным коэффициентом λ (коэффициент трения), то при движении двухфазного потока - газожидкостных смесей приходится прибегать по меньшей мере к двум опытным характеристикам потока, которые в свою очередь зависят от многих других параметров процесса и условий движения, многообразие которых чрезвычайно велико.
Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе.Зависимость подачи жидкости от расхода газа
Качественную характеристику процесса движения газожидкостной смеси (ГЖС) в вертикальной трубе легче уяснить из следующего простого опыта (рис. 7.1). Представим, что трубка 1 длиною L погружена под уровень жидкости неограниченного водоема на глубину h. К нижнему открытому концу трубки, который по аналогии с промысловой терминологией будем называть башмаком, подведена другая трубка 2 для подачи с поверхности сжатого газа. На трубке имеется регулятор расхода 3, с помощью которого можно установить желаемый расход газа.
Рис. 7.1. Принципиальная схема газожидкостного подъемника
Давление у башмака подъемной трубки 1 будет равно гидростатическому на глубине h - P1 = rgh и, очевидно, не будет изменяться от того, много или мало газа подается к башмаку. По трубке 2 подается газ, и в трубке 1 создается газожидкостная смесь средней плотности rс, которая поднимается на некоторую высоту H. Поскольку внутренняя полость трубки 1 и наружная область являются сообщающимися сосудами, имеющими на уровне башмака одинаковые давления, то можно написать равенство
откуда
. (7.1)
Плотность смеси в трубке rс зависит от расхода газа V. Чем больше V, тем меньше rс. Изменяя V, можно регулировать Н. При некотором расходе V = V1 величина Н может достигнуть L. При V<V1 H<L. При V>V1 H>L и наступит перелив жидкости через верхний конец трубки 1. При дальнейшем увеличении V расход поступающей на поверхность жидкости q увеличится. Однако при непрерывном увеличении V расход жидкости не будет увеличиваться непрерывно, так как под воздействием неизменяющегося перепада давления DР = Р1 - Р2 (Р1 = const, так как h = const), труба определенной длины L и диаметра d должна пропускать конечное количество жидкости, газа или газожидкостной смеси. Таким образом, при некотором расходе газа V=V2 дебит достигнет максимума q = q max.
Можно представить другой крайний случай, когда к башмаку подъемной трубы подводится так много газа, что при постоянном перепаде давления DР = Р1 - Р будет идти только газ, DР будет расходоваться на преодоление всех сопротивлений, вызванных движением по трубе чистого газа. Расход этого газа пусть будет V=V3. Если к башмаку подать еще больший расход (V>V3), то излишек газа не сможет пройти через подъемную трубу, так как ее пропускная способность при данных условиях (L, d, DP) равна только V3, и устремится мимо трубы, оттесняя от башмака жидкость. Очевидно, при этом расход жидкости будет равен нулю (q = 0). Таким образом, из этого опыта можно сделать следующий вывод.
1. При V<V1 q = 0 (H < L).
2. При V = V1 q = 0 (H = L) (начало подачи).
3. V1 < V < V2 0 < q < qmax (H > L),
4. При V = V2 q = qmax (точка максимальной подачи).
5. При V2 < V < V 3 qmax > q > 0.
6. При V = V3 q = 0 (точка срыва подачи).
Обычно правая ветвь кривой q(V) (рис. 7.2) пологая, левая крутая.
Рис. 7.2. Зависимость подачи q газожидкостного подъемника от расхода газа V
Для всех точек кривой постоянным является давление P1, так как погружение h в процессе опыта не изменялось. Существует понятие - относительное погружение e = h / L. Таким образом, для данной кривой ее параметром будет величина относительного погружения ε.
7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
Поскольку при наших рассуждениях никаких ограничений на величину e не накладывалось, то при любых e, лежащих в пределах 0 < e < 1, вид соответствующих кривых q(V) будет одинаковый. При увеличении е новые кривые q(V) обогнут прежнюю, так как с ростом h потребуется меньший расход газа для наступления перелива. По тем же причинам возрастет qmax, а точка срыва подачи на соответствующих кривых сместится вправо. При уменьшении e все произойдет наоборот. Новые кривые q(V) расположатся внутри прежних и при e = 0 кривая q(V) выродится в точку. Другой предельный случай - e = 1 ( h = L, 100% погружения). В этом случае при бесконечно малом расходе газа немедленно произойдет перелив. Точка начала подачи сместится в начало координат. Кривая q(V) для e = 1 начнется в начале координат и обогнет все семейство кривых. Таким образом, каждый газожидкостный подъемник характеризуется семейством кривых q(V), каждая из которых будет иметь свой параметр e (рис. 7.3).
Рис. 7.3. Семейство кривых q(V) для газожидкостного подъемника данного диаметра
7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
В наших рассуждениях никаких ограничений на диаметр подъемной трубы и на ее длину не накладывается. Поэтому аналогичное семейство кривых q(V) должно существовать для подъемников любого диаметра и любой длины. Однако возникает вопрос, как располагать повое семейство кривых для трубы диаметром d2 > d1 по отношению к прежним кривым. Увеличение диаметра потребует большого расхода газа, так как
Рис. 7.4. Семейство кривых q(V) для двух газожидкостных подъемников различных диаметров
объем жидкости, который необходимо разгазировать для достижения данной величины rс, при прочих равных условиях ( h = const, L = const) возрастает пропорционально d2. Пропускная способность трубы по жидкости, газу или газожидкостной смеси (ГЖС) также возрастет. Поэтому для увеличенного диаметра будет существовать также семейство кривых q(V), все точки которого будут смещены вправо, в сторону увеличенных объемов, кроме одной точки, совпадающей с началом координат для кривой q(V) при e = 1. В каждом из этих семейств и любых других, кривые q(V) при значениях e, близких к единице и к нулю, не имеют практического значения, так как они либо неосуществимы (e = 0), либо бессмысленны (e = 1), и введены в рассуждения только для понимания физики процессов, происходящих при движении ГЖС в трубах.
7.1.4. К. п. д. процесса движения ГЖС
На каждой кривой q(V) имеется еще одна характерная и очень важная точка, точка так называемой оптимальной производительности, соответствующая наибольшему к. п. д. Если проанализировать произвольную кривую q(V), для которой e = const, то для нее будут справедливы следующие рассуждения.
Из определения понятия к. п. д. следует, что
. (7.2)
Полезная работа заключается в поднятии жидкости с расходом q на высоту L - h, так что
. (7.3)
Затраченная работа - это работа газа, расход которого, приведенный к стандартным условиям, равен V. Полагая для простоты, что процесс расширения газа изотермический, на основании законов термодинамики идеальных газов можем записать
, (7.4)
где Р1 + Рo - абсолютное давление у башмака; Р2 + Ро - то же на устье, Ро - атмосферное давление.
Подставляя (7.3) и (7.4) в (7.2), получим
. (7.5)
В (7.5) все величины, кроме q и V, постоянны, так как рассматривается одна кривая q(V), для которой ε = const. Следовательно, для данной кривой
, (7.6)
где С - константа.
Поэтому к. п. д. будет иметь максимальное значение в той точке, в которой отношение q / V максимально. Но q / V = tg φ, так как q - ордината, V - абсцисса, φ - угол наклона прямой, проведенной из начала координат через данную точку (q, V). Только для касательной tgφ будет иметь максимальное значение, так как только для нее угол φ максимален. Поэтому в точке касания прямой, проведенной из начала координат с кривой q(V), получаются такой дебит q и такой расход газа V, при которых к. п. д. процесса будет наибольшим. Расход q при максимальном к. п. д. называют оптимальным дебитом qoпт.
Таким образом, для любой кривой q(V), имеющей ε = const, оптимальный расход жидкости определится как точка касания касательной, проведенной из начала координат.
7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
Удельным расходом газа называют отношение
. (7.7)
Из определения следует, что для точек начала и срыва подачи, когда q = 0, а V > 0, удельный расход R обращается в бесконечность. Для режима оптимальной подачи, когда к. п. д. максимален, R минимально. Это очевидно, так как при максимальном
Рис. 7.5. Зависимость удельного расхода газа R от общего расхода газа V для данной кривой q (V)
к. п. д. должно расходоваться минимально возможное количество газа на подъем единицы объема жидкости. При режиме максимальной подачи (qmax) η < ηmax. Поэтому и удельный расход газа R будет при этом режиме больше оптимального. Величина R может быть получена для любой точки кривой q(V) путем деления абсциссы на ординату данной точки (рис. 7.5).
7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
Для любого семейства кривых q(V), построенного для данного диаметра труб, можно найти qmax и qопт и проследить их зависимость от изменения относительного погружения ε. С увеличением ε величины qmax также увеличиваются по криволинейному закону (см. рис. 7.3 и 7.4). Что касается qопт, то последние, во-первых, всегда остаются меньше соответствующих qmax и, во-вторых, сначала увеличиваются с ростом ε, а затем при 0,5 < ε < 1 начинают уменьшаться. В частности, при ε = 1 кривая q(V) выходит из начала координат. Поэтому касательная, проведенная из начала координат, будет иметь точку соприкосновения с кривой q(V) в начале координат. Это
Рис. 7.6. Зависимость оптимальной qопт и максимальной qmax подачи от относительного нагруження ε
означает для q(V) при ε = 1 qопт = 0. Таким образом, величины qопт должны сначала увеличиваться, затем уменьшаться и при ε = 1 обращаться в нуль. Наибольшая величина qопт достигается при ε = 0,5 - 0,6 (рис. 7.6). Это подтверждается и многочисленными опытами различных исследователей. Отсюда можно сделать важный для практики вывод: для достижения наибольшей эффективности работы газожидкостного подъемника необходимо осуществить погружение подъемной трубы под уровень жидкости на 50 - 60% (ε = 0,5 - 0,6) от всей длины трубы L. Однако эта рекомендация в реальных условиях не всегда может быть выполнена из-за низкого динамического уровня или из-за ограниченного давления газа, используемого для этой цели.
Основными источниками естественного фонтанирования является потенциальная энергия жидкости Wж и газа Wг, выделяющегося нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии Wп, которой обладает продукция скважины на забое Wзаб ;
. (5.1)
В зависимости от физико-химических свойств продукции и технологического режима работы скважины составляющие при энергии (Wж и Wг) могут быть различными по величине:
,
, (5.2)
В зависимости от соотношения этих слагаемых природной энергии, а также от соотношения Рзаб и P|нас можно использовать различные принципиальные схемы оборудования добывающих скважин которые представлены на рис. 5.4.
Если разработка ведется при искусственном воздействии на залежь например, поддержанием пластового давления, то в залежь: значительное количество потенциальной энергии с поверхности, которая распределяется между скважинами, и на каждую скважину приходится определенное количество искусственно введенной энергии Wи.
В общем случае энергия, которой располагает продукция на забое скважины, такова:
или
(5.3)
Из выражения (5.3) следует, что при Wu = 0 подъем продукции скважины осуществляется только за счет природной энергии, поэтому такой способ будем называть естественным фонтанированием. Если же Wu > О, то такой способ подъема продукции будем называть искусственным фонтанированием. Если в выражении (5.3) положить Wи = 0 и Wг = 0 (Py>Pнас), то
(5.4)
и такой вид фонтанирования называется артезианским.
Возвратимся к рис. 5.4, на котором схематично показаны скважины, осуществляющие подъем продукции за счет фонтанирования.
Схема, представленная на рис. 5.4 а, предпочтительна в том случае, когда Wж < Wг (P6 < Рзаб), т.е. для нефтей различной газонасыщенности и с большим давлением насыщения (Рзаб ≤ Рнас), что позволяет в значительной степени использовать природную энергию газа на подъем продукции (Н6 ≈ LC).
Схема, представленная на рис. 5.4б, предпочтительна в том случае, когда Wж > Wг, т.е. для нефтей с невысокой газонасыщенностью и небольшим давлением насыщения. С целью максима использования природной энергии газа башмак подъемника, необходимо спускать на глубину, соответствующую давлению насыщения (Рб = Рнас, Нб< LC ).
Схема, представленная на рис. 5.4в, предпочтительна в том случае, когда Wж > Wг (Рзаб >Рнас, Рб < Р|нас), и может быть рекомендована для различных физико-химических свойств продукции при определенных технологических ограничениях. По экономическим критериям эта схема может не уступать двум предыдущим.
Схема, представленная на рис. 5.4 г, характерна для артезианских скважин и технологически отличается от описанных тем, что давление на устье скважины больше или равно давлению насыщения (Ру ≥ Рнас).
Забойное давление для таких скважин рассчитывается так:
, (5.5)
где ρж – плотность продукции скважины, кг/м3;
- суммарные потери энергии на преодоление сопротивлений, определяемых динамикой потока, Па.
Глубина спуска башмака подъемника Нб в таких скважинах может быть различной и зависит только от свойств продукции и режима ее движения. В отдельных случаях допустима эксплуатация таких скважин без подъемных труб.
Рис. 5.4. Схемы оборудования скважин при фонтанировании:
а – условия: Wж ≤ Wг, Рзаб ≤ Рнас, Рб ≤ Р|нас, Нб= LC;
б – условия: Wж > Wг, Рзаб >Рнас, Рб = Р|нас, Нб< LC;
в- условия: Wж > Wг, Рзаб >Рнас, Рб < Р|нас, Нб< LC;
г – условия: Wж =Wг, (Wг = 0), Ру ≥ Р|нас, Нб< LC (Нб≥0);
I – зона движения жидкости в скважине;
II – зона движения газожидкостной смеси в скважине;
III – зона движения газожидкостной смеси в подъемнике
Ресурсы нефти и газа.
Недра конкретного региона характеризуются начальными потенциальными ресурсами УВ. В степени разведанности месторождения выделяют запасы обнаруженных (достоверных) и предполагаемых (вероятных) скоплений УВ. Первые подразделяются на 4 категории: А, В, С1 и С2. Запасы категории А+В+С1 называют разведанными, или промышленными. Запасы С2 – предварительно оцененные. Запасы С3 – перспективные и Д – прогнозные ресурсы. Запасы любых категорий – это геологические запасы, экономическая целесообразность разработки определяется извлекаемыми запасами.
Согласно принятой классификации все запасы нефти и ее ресурсы подразделены на категории А, В, С1, С2, С3, Д1, Д2.
Запасы А и В считаются запасами высокой категории. Это достоверные запасы, находящиеся в разбуренной части месторождения.
С1-это запасы, находящиеся внутри доказанного контура нефтеносности, но относятся к неразбуренной эксплуатационным бурением части месторождения.
Запасы С2-это запасы в прилегающих к контуру нефтеносности частях месторождения, но находятся в недостаточно изученных пропластках.
Запасы С3-это запасы, расположенные в геологических структурах, но не вскрытые разведочным бурением (перспективные запасы).
Запасы категорий Д1 и Д2- прогнозные. Они считаются запасами низких категорий и определяются на основе оценочных геологических и геофизических расчетов с учетом возможного наличия в регионе структурных ловушек нефти и газа и их нефтегазоносности.
Согласно действующей Классификации, запасы месторож¬дений нефти и газа по народнохозяйственному значению разделяются на две группы, подлежащие отдельному учету: балансовые запасы, вовлечение которых в разработку в на¬стоящее время экономически целесообразно, и забалансо¬вые, вовлечение которых в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невоз¬можно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.
В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конден¬сата и содержащихся в них компонентов подсчитываются и учитываются извлекаемые запасы, т.е. часть балансовых за¬пасов, которую экономически целесообразно извлечь из пла¬ста при рациональном использовании современной техники и технологии добычи нефти и газа.
Различают начальные и текущие запасы нефти, газа и конденсата.
Начальные балансовые (соответственно начальные извле¬каемые) запасы УВ - это запасы залежи или месторождения до начала разработки. Текущие балансовые (соответственно те¬кущие извлекаемые) запасы - это запасы, составляющие на определенную дату разность между начальными запасами и накопленной добычей.
13-билет
І. Текущий ремонт скважин.
ІІ. Пластовое и забойное давление при разработке залежей.
ІІІ. Геофизические, геологические и геохимические исследования при поисках и разведки месторождений нефти и газа.
Текущий ремонт скважин.
Добывающая система состоит из различных элементов, которые могут быть разделены на три группы:
- элементы, связанные с работой пласта и скважины;
- элементы, связанные с работой подземного и наземного обо¬рудования;
-элементы, связанные с работой системы сбора и подготовка скважинной продукции.
Естественно, что в период разработки месторождения нормальная работа системы может нарушаться по различным причинам, связан¬ным, например, с выходом из строя наземного или подземного обору¬дования каждой конкретной скважины; с нарушением работы систе¬мы сбора и подготовки скважинной продукции; с изменением усло¬вий притока продукции в скважину; с нарушением работы самой сква¬жины (образование песчаных пробок, отложение солей или парафи¬на в перфорационных отверстиях, смятие обсадной колонны и др.). Кроме того, скважины могут простаивать из-за отсутствия электро¬энергии, например, вследствие форс-мажорных обстоятельств и т.п.
Таким образом, все календарное время жизни скважины можно разделить на две части:
- время, в течение которого система выполняет свои функции;
- время, в течение которого система не функционирует (простаивает).
Очевидно, что соотношение времени работы системы и време¬ни ее простоя определяет технико-экономическую эффективность выработки запасов месторождения.
Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.
Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.
Все ремонты, связанные с восстановлением нормальной работы сква¬жины или призабойной зоны (пласта) и оборудования для ее эксплуатации, разделяют на текущие и капитальные.
Ремонтные работы, связанные с созданием нормальных условий функционирования тех¬нической системы, с восстановлением или заменой ее отдельных эле¬ментов или всей системы в целом, будем относить к текущему ремонту.
К текущему ремонту скважин (ТРС) 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.
Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.
Пластовое и забойное давление при разработке залежей.
Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление – показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт. Начальное пластовое давление – это давление в пласте до начала его разработки. Как правило, начальное пластовое давление находится в прямой связи с глубиной залегания продуктивного пласта и может быть определено приближенно по формуле: , где: - начальное пластовое давление; Н – глубина залегания пласта, м; - плотность воды, кг/м3; g – ускорение свободного падения (9,81 м/сек2); - переводный коэффициент, Па. Обычно пластовое давление бывает больше или меньше вычисленного по формуле. Его определяют при непосредственных замерах глубинным манометром, также как и забойное. Забойное давление – это давление на забое работающей или простаивающей скважины. При эксплуатации скважины важнейшее значение имеет перепад давления на забое, которое является определяющим при работе скважины. Оно представляет собой разницу между пластовым давлением и забойным давлением и называется депрессией: . Решающую роль играет забойное давление, чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Увеличение депрессии достигается повышением давления на линии нагнетания или снижением давления на забое добывающих скважин, а также уменьшением ширины блоков, на которые разрезана залежь рядами нагнетательных скважин. Пластовое давление на линии нагнетания, исходя из опыта разработки залежей в условиях заводнения, признано целесообразным поддерживать на 10-20% выше начального пластового. Это способствует увеличению годовой добычи нефти и более полному включению залежи в процесс разработки. Необходимое пластовое давление на линии нагнетания обеспечивается соответствующим давлением на устьях нагнетательных скважин при закачке воды. С увеличением давления нагнетания увеличивается приемистость интервалов, ранее принимавших воду, возрастает работающая толщина этих интервалов, включаются в работу новые интервалы, которые ранее эту воду не принимали. Дополнительная добыча нефти, полученная при увеличении давления нагнетания, экономически эффективна, поскольку требуются относительно небольшие капитальные затраты. Однако, повышение давления нагнетания имеет геологические ограничения. Превышение давления нагнетания над давлением, при котором происходит гидроразрыв пласта, может привести к преждевременным прорывам нагнетаемой воды к добывающим скважинам по образующимся трещинам. Снижение забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем перевода скважин на механизированный способ эксплуатации. По залежам с низкой продуктивностью механизированную эксплуатацию скважин применяют с самого начала разработки. С экономической точки зрения увеличение перепада давления путем снижения забойного давления менее эффективно, чем повышение давления нагнетания, т.к. перевод скважин на механизированную эксплуатацию – процесс более капиталоемкий. При определении допустимых минимальных значений забойного давления в добывающих скважинах учитываются геологические и другие ограничения. Снижение его допустимо по азным залежам лишь на 10-20% от значения давления насыщения.
Геофизические, геологические и геохимические исследования при поисках и разведки месторождений нефти и газа.
Геологические исследования позволяют дать общую оценку геологического строения и нефтегазоносности крупного региона или его части. Выявленные с их помощью перспективные площади затем становятся объектом проведения более детальных работ. Основной их задачей является выяснение тектонического строения площади и наличия ловушки. Геофизические исследования позволяют установить тектоническое строение исследуемого региона. С их помощью определяют глубину залегания кристаллического фундамента, наличие разломов и ловушек и т. п. С помощью геохимических исследований выявляются участки повышенной концентрации УВ в земной коре. Геохимические исследования подразделяются на региональные и детальные. Региональное исследование – это обстановка перспективных территорий или отдельных литолого – стратиграфических комплексов с целью оценки перспектив их нефтегазоносности. При детальных исследований изучаются ареалы рассеивания УВ на отдельных площадях.
14-билет
І. Физико-химические свойства природных газов.
ІІ. Способы учета влияния гидродинамического несовершенства скважин на дебит
ІІІ. Геологические предпосылки нефтегазоносности: историко-геологические, стратиграфические, литолого- фациальные, геофизические, гидрогеологические.
Физико-химические свойства природных газов.
Газовые и газоконденсатные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие УВ в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышками и основанием.
УВ - это химические соединения, состоящие из атомов углерода и атомов водорода, с общей формулой СпН2п+2
В зависимости от числа атомов углерода в молекуле, они могут находиться в трех агрегатных состояниях:
1. газообразные УВ- это УВ, содержащие в молекуле до 4 атомов углерода (от СН4 до С4Н10); (метан, этан, пропан, бутан)
2. жидкие УВ - это УВ, Содержащие в молекуле от5 до 17 атомов углерода (С5Н12 до С!7Н36); ( конденсат, нефть)
3. твердыеУВ – это УВ, содержащие 18 и более атомов углерода (отС18Н38 и более); (парафины, асфальтены).
Классификация углеводородов.
Среди природных УВ - ов выделяют три основные группы:
1. Метановые парафиновые УВ, или алканы, с общей формулой Сn Н2n+2.
Природные горючие газы, используемые в промышленности и быту, состоят из метана на 90-98% (СН4). Среди тяжелых газообразных Ув в природном газе преобладают этан пропан, в меньших количествах присутствует бутан, пентан, гептан и более тяжелые УВ. Они образуют с метаном единый гомологический ряд. Гомологи- вещества со сходными химическими свойствами, но отличающиеся количеством групп СН2 (метилен).
Некоторые тяжелые УВ- бутан, пентан имеют изомеры.
Изомерами называют вещества с одинаковым составом, но различающиеся в химическом строении. Например нормальный бутан- СН3-СН2-СН2-СН3, а изобутан- СН3-СН-СН3 -СН3
Метан, этан, этилен (С2Н4) при нормальных условиях (Р=0.1МПаи Т=273оК) являются бесцветными газами. Метан легче воздуха (относительная его плотность по воздуху 0.5545 при 20оС). Поэтому в случае утечки в закрытом помещении он собирается в верхней его части.
Пропан (С3Н8), пропилен (С3Н6), бутан (С4Н10) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенном давлении- в жидком.
2. Нафтеновые УВ- алкены или цикланы, с формулой СnН2n. Среди них часто встречается этилен С2Н4, пропиленС3Н6и бутиленС4Н8.Все они газы, менее стойки, легче окисляются и поэтому в природных условиях не накапливаются в залежах.
3. Ароматические УВ или арены, с формулой СnH2n-6.Они входят в состав конденсата г/к месторождений.
УВ, с формулой С5Н12+-жидкие УВ (нефть, газовый конденсат).
УВ-ый конденсат состоит из большого числа тяжелых УВ, из которых можно выделить бензиновые, керосиновые, легроиновые и даже масляные фракции.
Г/к называют такие месторождения, из газа которых при снижении давления выделяется жидкая фаза- конденсат. Содержание конденсата в газе колеблется от5 до 800г/м3
Для г/к месторождений вводится понятие конденсатный газовый фактор, который обозначает количество жидкого конденсата в 1м3 газа.
Конденсатом называют жидкую УВ-ую фазу, которая выделяется из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно растворен в газе. Различают сырой и стабильный конденсат.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газ в промысловых сепараторах при Р и Т сепарации. Он состоит из жидких УВ при стандартных условиях. Т.е. из пентанов и высших (С6+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ - бутана, пропана, этана.
Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ- петана и высших (С6+высш). Его получают из сырого конденсата путем дегазации. Температура выкипания основных компонентов конденсата равна 40-200оС. Плотность стабильного конденсата в ст. усл. изменяется от0.6 до0.82 г/см3.
Газы, г/к месторождений, делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3), средним (150-300см3/м3), высоким (300-600см3/м3) и очень высоким (более600см3/м3).
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке г/к залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом, в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах.
Конденсат-это бензиновый концентрат, являющейся альтернативой нефти , направляемый на переработку, но с более высоким выходом светлых жидких УВ. Экономическая эффективность его переработки-1т. конденсата равноценна 3-5т. нефти.
Газы добываемые из залежей, представляют собой многокомпонентные системы , состоящие в основном из метана (85-98%), этана, пропана, бутана колеблется от1 до 20%. Кроме того в них содержится азот N, углекислый газ CO2- от долей % до 10-25%), сероводород H2S от0 до 15-20%, инертные газы- аргон Аг, гелий Не, ртути -сотые и тысячные доли %.
Условия и процессы образования природных газов разнообразны. Это биохимические превращения органического вещества, химические реакции, процессы , протекающие при воздействии на горные породы высоких температур и давлений, радиоактивный распад и т.д.
Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 17—40. Метан (СН4), этан (С2Н6 и этилен (С2Н4) при нормальных условиях (р= 0,1 МПа и То=273 0К) являются реальными газами. Для идеального газа PV=zRT, где z — коэффициент сверхсжимаемости реального газа, характеризующий откло¬нение газа от идеального, т.е. чем больше отклонение от идеального газа, тем больше z от¬лично от 1.
Коэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонение свойств реального газа от идеального. В уравнении Клайперона — Менделеева PV=zRT для идеального газа z=l. При определении коэффициента сверхсжимаемости используются понятия «приведенные и критические параметры газа»
Т,ср . критическая температура чистого вещества это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут существовать в равновесии или та температура при которой средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул. Выше этой температуры газ ни при каком давлении не может перейти в жидкость. Давление паров вещества при критической температуре называется критическим давлением (Рк)
Пропан (C3H8), пропилен (С3Н6), изобутан (I-C4HIO), нормальный бутан (и-С4Н10) бу-1сны (СЛ) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоя-и, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.
Природные газы классифицируют по трем группам:
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений.
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутные газы).
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений.
Газовыми и газоконденсатными месторождениями являются месторождения, которые находятся в пластовых условиях в однофазном состоянии. Нефтяными являются залежи, в которых объем нефтяной части залежи больше объема газовой шапки и составляет более ,75. Газонефтяные 0,5-0,75. Нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (НГКМ), в которых обьем нефтяной части 0,25-0,5. В газовых и газоконденсатных месторождениях содержание метана обычно превышает 90%, тогда как в газонефтяных находится в пределах 50%.
Сухой газ состоит преимущественно из метана. Жирный газ содержит в своем составе тяжелые компоненты, характерные для попутных нефтяных газов. Искусственными газами называют газы, полученные при сухой перегонке твердых топлив (каменный уголь, горючий сланец).
Основными физическими свойствами газа являются:
1.Пплотность газа. Под плотностью газа понимают отношение массы газа к его объему. Единица измерения плотности в СИ – кг/м3.
Плотность газа (p)в нормальных условиях (при Р=0.1МПА и Т=273оК) можно определить по его молекулярной массе М:
Ро = М / 22.41.
Часто для характеристики газа применяют относительную плотность его по воздуху при нормальных условиях, т.е. при Р=0.1МПа и Т=273оК: ро = Ро / 1.293.
2.Вязкость газов .Вязкостью (μ) называется свойство газов сопротивляться скольжению или сдвигу одной части относительно другой. Вязкость УВ-ых газов зависит от давления и температуры. Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости, который необходимо знать для разных расчетов при движении газа в пласте скважине, газопроводах, оборудовании ит.д. При расчетах часто применяют коэффициент кинематической вязкости ν (в м2/с), который равен коэффициенту динамической вязкости, деленному на плотность газа ( ρ): = μ/ ρ.
Теплоемкость –это отношение количества теплоты, поглощенной газом в определенном термодинамическом процессе за определенное время: С=dQ/dt
Удельной теплоемкостью называется количество теплоты, которое необходимо подвести к единице массы вещества, чтобы изменить его температуру на 1оС. Измеряется теплоемкость в ккал/м3 .
Теплопроводность газа определяется количеством теплоты, проходящего через стенку площадью F , толщиной δ, за определенный промежуток времени при разности температурt (t1-t2). Теплоемкость природных газов зависит от давления и температуры.
Температура Наиболее распространенными являются три шкалы измерения температуры:
Абсолютная шкала (0А), в которой используются градусы абсолютной температуры или градусы Кельвина (0К).Абсолютный нуль-это низшая точка шкалы, от которой значения температуры отсчитываются в положительную сторону.
Шкала Цельсия (0С) разделена на 100 единиц, причем в качестве начала отсчета принимается температура плавления чистого льда. Любая температура ниже нуля имеет знак минус, а выше нуля плюс.
Шкала Фаренгейта (0F) также отсчитывается от точки плавления чистого льда до точки кипения чистой воды на уровне моря. Точке плавления льда соответствует 320 F, а точке кипения воды-2120 F.
Перевод температуры из одной шкалы в другую.
0 F=(0С*1.8)+32.
0С=(0 F-32)*5/9
0А=0С+273.15.
Сравнение шкал измерения температуры
Шкала Абсолютный нуль Точка замерзания Точка кипения
0А(0К) 0 273.15 373.15
0С -273.15 0 100
0 F -459.67 32 212
Состояние газа определяется такими показателями, как критическая температура и критическое давление.
Критическая температура- это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут существовать в равновесии или это температура, выше которой газ не может перейти в жидкое состояние.
Критическое давление-это давление паров вещества при критической температуре.
Приведенными параметрами компонентов газа называются безразмерные величины, показывающие. во сколько раз действительные параметры состояния газа больше или меньше критических.
Температура, при которой с повышением давления в газе появляется первая капля жидкости, называется точкой конденсации (точка росы).
Температура, при которой происходит полный переход газа в жидкость, называется точкой насыщения.
Коэффициент Джоуля-Томсона.
Дросселирование - расширение газа при прохождении через дроссель (вентиль, кран, сужение трубопровода), сопровождающееся изменением температуры. В процессе дросселирования реального природного газа при его движении через штуцер, задвижку, регулятор давления, клапан - отсекатель уменьшается температура газа. Изменение температуры газов и жидкостей при его расширении называется эффектом Джоуля-Томсона. Величина изменения температуры при снижении давления на 0.1 МПа, называется коэффициентом Джоуля-Томсона (ε):
ε =Ткрf(PпрTпр)/PкрCр
Если ε>0, то газ в процессе дросселирования охлаждается; при ε<0, то газ в процессе дросселирования нагревается; при ε=0, имеем точку инверсии. В большинстве случаев газ в процессе дросселирования охлаждается, а жидкость нагревается.
Упругость насыщенных паров. Если над паром, находящимся в емкости, повышать давление, то он сначала сжимается и через некоторое время становится насыщенным. При дальнейшем повышении давления будет происходить конденсация пара и вследствие этого уменьшение его объема. Когда весь пар перейдет в жидкость, то при дальнейшем повышении давления эта жидкость будет сжиматься на незначительную величину, которой можно будет пренебречь. Следовательно, повышение давления способствует конденсации, а снижение давления - испарению. Это прямые процессы.
При очень высоких давлениях упругость паров увеличивается интенсивнее. Это значит, что в области высоких давлений жидкость становится более летучей. Но в зоне высоких давлений могут происходить обратные процессы, т.е. при повышении давления происходит испарение, а при понижении давления – конденсация. Такие процессы называют обратными. Месторождения, образовавшиеся в результате таких процессов, называют газоконденсатными. Существование г/к месторождений объясняется тем, что УВ-е смеси при давлении, начиная с 3-4 МПа , перестают подчиняться законам упругости паров. В результате г/к смесь может оказаться в газообразном состоянии. Все это происходит при температуре выше критической. На практике явления обратной конденсации и испарения происходят при давлении более 15 МПа.
Влагосодержание природных газов- важнейший параметр, определяющий технологический процесс добычи, сбора и подготовки газа к дальнейшему его транспорту. Газ в условиях пластовых давлений и температур насыщен парами воды, т.к. газоносные породы содержат в огромных количествах подошвенную или краевую воду. По мере движения газа по скважине давление и температура уменьшаются. При понижении температуры происходит уменьшение водяных паров в газовой фазе, а со снижением давления- увеличения влаги в газе. Влагосодержание природного газа в продуктивном пласте увеличивается и при падении пластового давления по мере разработки месторождения.
Влагосодержание газа определяется отношением массы паров воды, содержащейся в единице массы газа, к единице сухого газа.
В практике чаще пользуются абсолютной влажностью, т.е. выражают массу паров воды в единице объема газа, приведенной к нормальным условиям. Абсолютную влажность (W) измеряют в г/м3.
Относительная влажность- это отношение количества водяных паров, содержащихся в единице объема газовой смеси, к количеству водяных паров том же объеме и при тех же температурах и давлении (выраженное в %)
Гидраты природных газов. Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты. ( СН4*6Н2О; С2Н6*8Н2О). По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. На практике условия образования гидратов определяют расчетным путем. Чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Гидраты СН4 при 00С устойчивы, еслиР=2,8 МПа и более. Для других УВ-ов парафинового ряда (С2Н6;С3Н8;С4Н10) давление составляет 0.1- 0.5 МПа. Критическая температура образования гидратов: для этилена (С2Н4)-17оС; для этана (С2Н6)-14.5оС; для пропана (С3Н8) -5.5оС. В присутствии Н2S температура гидратообразования УВ-ых газов значительно повышается. Например при давлении 5МПа для чистого метана температура гидратообразования составляет6оС, а при 2%-ном содержании Н2S она достигает 10оС. При разработке газовых и г/к месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов.
Опасным свойством УВ-х газов является токсичность. С увеличением молекулярной массы предельных УВ, токсические свойства их возрастают.
Санитарными нормами проектирования промышленных предприятий предусмотрена предельно допустимая концентрация УВ равная 0.3 мг/дм3. Из газовых компонентов наиболее токсичны сероводород и углекислый газ.
2. Способы учета влияния гидродинамического несовершенства скважин на дебит
(по степени и характеру вскрытия пласта в скважинах).
.
Геологические предпосылки нефтегазоносности: историко – геологические, стратиграфические, литолого – фициальные, геофизические, гидрогеологические.
К числу важнейших поисковых предпосылок нефтегазоносности относятся историко – геологические, стратиграфические, литолого – фациальные, геофизические, гидрогеологические показатели. Историко – геологические предпосылки базируются на анализе геологической истории развития осадочного бассейна. В различных регионах скопления нефти и газа обычно характеризуются региональной приуроченностью к определенным стратиграфическим интервалам. Стратиграфические предпосылки позволяют выделять эпохи нефтегазонакопления, наиболее существенные для различных регионов. К литолого – фациадьным предпосылкам нефтегазоносности относится наличие в разрезе осадочного чехла отложений с различными коллекторскими свойствами, в частности хорошо проницаемых пород, перекрытых толщами плохо проницаемых пород. Геофизические предпосылки базируются на предположении, что резкие отклонения геофизических показателей от их нормальных (фоновых) значений иногда могут вызываться наличием в недрах возможных ловушек УВ. К гидрогеологическим предпосылкам нефтегазоносности относится образование скоплений УВ предшествует их миграции из зон наибольшего прогибания земной коры к их краевым частям и к внутренним сводовым поднятиям и выступам.
15-билет
І. Эксплуатация газовых скважин в условиях образования песчаных пробок.
ІІ. Особенности разработки шельфовых месторождении.
ІІІ. Понятие механизированной добычи нефти, основные способы механизированной добычи.
Эксплуатация газовых скважин в условиях образования песчаных пробок.
Разрушение скелета породы и вынос частиц породы на забой обусловлены превыше¬нием градиентов давления в призабойной зоне над допустимыми. Накопление на забое пес¬чаной пробки уменьшает дебит скважины и может привести к различным нарушениям, на¬пример к прихвату фонтанных труб.
Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может проводиться путем ограничения отбора газа;
выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверх¬ность;
периодическим удалением песчаных пробок различными методами;
применением забойных фильтров различной конструкции креплением призабойной зоны различными цементирующими составами.
В этих условиях необходимо применение различных фильтров, предупреждающих поступление песка в скважину. Наибольшее распространение получили фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1,5—2,0 мм, изготовленные из обсадных труб. Применяются также щелевые, проволочные и другие фильтры. На газовых скважинах подземных газохранилищ используют гравийные фильтры, которые не только предотвращают поступление песка в скважину, но и создают вокруг забоя зону высокой проницаемости и укрепляют его стенки.
Для укрепления призабойной зоны в рыхлых слабосцементированных породах ис¬пользуют фенолформальдегидные, карбамидные и другие смолы, а также фенолспирты, Для укрепления призабойной зоны применяют также цементные или цементно-песчаные раство¬ры.
Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую или обратную промывку. Прямую промывку осуществляют для разрушения и выноса на поверхность плот¬ных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается Е фонтанные трубы, а породы вы¬носятся через межтрубное пространство.
При обратной промывке промывочная жидкость поступает в межтрубное пространст¬во и поднимается на поверхность по фонтанным трубам. При этом скорость восходящего по¬тока жидкости намного больше, чем при прямой промывке, так как площадь сечения фон¬танных труб меньше, чем площадь поперечного - сечения межтрубного пространства. Необ¬ходимое условие для выноса твердых частиц на поверхность — превышение скорости восхо¬дящего потока жидкости над скоростью падения частиц, песка в жидкости, находящейся в покое.
Особенности разработки шельфовых месторождении.
Разведка и разработка морских нефтегазовых месторождений отличается от аналогичных работ на суше. Большая сложность и специфичность условий проведения этих работ в море обуславливается окружающей средой, инженерно-геологическими изысканиями, высокой стоимостью и уникальностью технических средств.
К особенностям освоения морских нефтегазовых месторождений можно отнести следующие: 1) Создание с учетом суровых морских гидрометеорологических условий, специальных технических сооружений новых плавучих технических средств для геофизических, геологических работ и строительства нефтепромысловых объектов на море и их обслуживания в процессе обустройства, бурения, эксплуатации и ремонта скважин, а также при сборе и транспорте их продукции; 2) бурение наклонно-направленного куста скважин с индивидуальных стационарных платформ, с приэстакадных площадок, на искусственно создаваемых островках, с самоподъемных и полупогружных плавучих установок и других сооружений как над водой, так и под водой; 3)решение дополнительных технических , технологических и аналитических задач по бурению, эксплуатации месторождений; 4) создание новейших технических средств для освоения, эксплуатации и ремонта скважин в морских условиях; 5) создание специализированных береговых баз для изготовления технических сооружений, технологических комплексов в модульном исполнении, плавсредств и других объектов для бурения, добычи нефти и газа, строительства и обслуживания комплекса морского нефтяного производства.; 6) решение вопросов одновременного бурения, эксплуатации и ремонта скважин при малых расстояниях между их устьями, когда это связано с длительным сроком их строительства; 7) создание малогабаритного, высокой мощности, надежного в работе блочного автоматизированного оборудования в модульном исполнении для ускорения строительства объектов бурения, эксплуатации и ремонта скважин и обустройства платформ для сбора, транспорта добываемой продукции в морских условиях; 8)решение научно-исследовательских, конструкторских задач по созданию новой, совершенно отличной от традиционных технологий и техники; 9)разработка техники и технологии освоения шельфов морей и океанов в особо суровых условиях; 10) создание специальных технических средств т технологических процессов, а также плавучих установок и физико-химических веществ, обеспечивающих охрану морской среды, а также воздушного бассейна; 11) решение комплекса задач по созданию технических средств и принятию специальных мер по охране труда персонала.
Понятие механизированной добычи нефти, основные способы механизированной добычи.
По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость механизированной добычи нефти. В настоящее время разработка нефтяных месторождений ведется с поддержанием пластового давления (хотя это и не всегда целесообразно), а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом
Подъем продукции скважин на дневную поверхность с по¬мощью потенциальной энергии газа называется газлифтным спосо¬бом эксплуатации. Таким образом, в качестве рабочего агента исполь¬зуется газ, отбираемый, например, из газовой залежи (природный газ) или попутно-добываемый (нефтяной газ). Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам:
- окисление нефти с потерей ее качества;
- образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено. Кислород воздуха за счет окислительных про¬цессов образует на поверхности глобул воды прочные оболочки, которые препятствуют их коалесценции и укрупнению;
- при определенном содержании углеводородных газов с воз¬духом образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая чрез¬вычайно опасна в пожарном отношении;
- компрессоры, используемые для компримирования воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться.
К механизированному спо¬собу эксплуатации скважин; относится компрессорный газлифт и все виды насосной эксплуатации скважин. Компрессорный газлифт обладает рядом преимуществ и недостатков в сравнении с насосной добычей.
К основным преимуществам относятся:
- возможность эксплуатации высокодебитных скважин;
- достаточно простое оборудование, спускаемое в скважину;
- легкое регулирование работы скважины.
Вместе с тем компрессорный газлифт обладает и существенны¬ми недостатками:
- относительно низкий КПД процесса подъема, особенно обводнен¬ной продукции, составляющий в ряде случаев всего несколько процентов;
- необходимость строительства компрессорной станции, что удорожает добычу нефти;
- как правило, высокие удельные затраты энергии на подъем единицы продукции.
В мировой практике нефтедобычи получили распростране¬ние следующие глубиннонасосные установки:
1. Скважинные штанговые насосные установки (СШНУ).
2. Установки погружных центробежных насосов с электропри¬водом (УЭЦН).
3. Установки гидравлических поршневых насосов (УГПН).
4. Установки с винтовыми насосами и электроприводом (УЭВН).
5. Установки с диафрагменными насосами и электроприводом (УЭДН).
6. Установки со струйными насосами (УСН).
16-билет
І. Эксплуатация газовых скважин при содержании в газе агрессивных компонентов.
ІІ. Эстакадный метод обустройства морских нефтегазовых месторождений.
ІІІ. Газлифтная установка добычи нефти, виды газлифта, принцип работы.
Эксплуатация газовых скважин при содержании в газе агрессивных компонентов.
В составе добываемой газообразной продукции ряда месторождений имеются серово¬дород и двуокись углерода. При эксплуатации таких месторождений вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверх¬ности оборудования от коррозии.
По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия — обычно точечная, пятнами; коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зависят от концентрации H2S и СО2 в воде. Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий работы оборудования, изготовленного из стали различных марок. Однако интенсивность и характер разрушений по тех¬нологической линии движения газа в системе пласт — скважина — газосборные сети — установки подготовки газа имеют некоторую закономерность:
в насосно-компрессорных трубах гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно;
- от забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает;
- в фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в местах
резкого изменения направлений газожидкостного потока (поворотах,
выступах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном
язвенный характер.
- в горизонтально уложенных трубопроводах максимальные разрушения
наблюдаются в нижней части, в местах движения электролита. В верхней части
труб скорость коррозии значительно меньше.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
- применяют ингибиторы коррозии;
- используют коррозионно-стойкие стали и сплавы;
- применяют металлические и неметаллические покрытия;
- используют катодную и протекторную защиты.
Применение ингибиторов коррозии — самый распространенный метод. Ингибиторы условно можно разделить на следующие группы.
Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и другие) нейтрализующие коррозионные агенты. Нейтрализаторы имеют высокий эффект защиты (до 100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и H2S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы и др.
Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые и водорастворимые ингибиторы.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ин¬гибиторов в межтрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов. Подачу ингибиторов в межтрубное пространство осуществляют с помощью ингибиторной установки. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под дейст¬вием собственного веса на забой скважины через межтрубное пространство, откуда восхо¬дящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Для защиты различного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие ме¬таллы. При переходе на уплотнительные кольца из стали марки 1Х8Н9Т наплавкой электро¬дов из нержавеющей стали на уплотнительные поверхности задвижек фонтанной арматуры увеличился срок службы этих узлов в несколько раз. Применяются трубы из алюминиевого сплава Д16Т и Д16А, трубы из стали марок 2X13, XI3, Х8, Х9М.
Протекторная и катодная защита. Схема протекторной защиты заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом (магнием, цинком), имеющим большой отрицательный потенциал. В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной H2S и СО2) анод (магний, цинк и другие) раз¬рушается, на катоде (оборудование из стали) эффект коррозии не проявляется. При катодной защите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника постоянного тока подается положительный потенциал. Отрицательным электродом служит обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом здесь также является вода, насыщенная H2S и СО2.
Эстакадный метод обустройства морских нефтегазовых месторождений.
Эстакадный метод обустройства осуществляется при глубине воды до 35 м. создается сеть магистральных дорог соединяющих отдельные эстакадные площадки, на которых располагается оборудование для бурения, добычи и обработки скважинной продукции. Преимущества эстакадного метода заключается в высокой коммуникабельности, независимости строительно-монтажных, эксплуатационных работ, от капризов моря, т. е. условия очень близкие к условиям суши. В системе обустройства указанных месторождений предусмотрен совместный транспорт нефтегазовой смеси до групповых замерных установок и до сепарации за счет избыточного устьевого давления. При этом действующие автоматизированные технические системы сбора, транспорта и подготовки нефти с законченным технологическим циклом, где происходит деэмульсация нефти; замкнутый транспорт газа в системе газлифтного цикла; резервуарный учет нефти; замер дебита нефти, газа и обводненной продукции скважин. Эстакады делятся на: 1) прибрежные, расположенные вблизи берега и имеющие с ним надводную связь; 2)открытые, расположенные вдали от берега и не имеющие с ним надводной связи.
Газлифтная установка добычи нефти, виды газлифта, принцип работы.
Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.
Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на поверхность жидкости.
Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом
Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, диаметрами 60 и 73 мм, которые применяют при фонтанной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению рабочего агента различают кольцевую и центральную систему.
Системы газовых подъемников приведены на рис. 1.
В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, а) сжатый газ нагнетается в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъемной колонне.
В однорядном подъемнике центральной системы (рис. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.
Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 1. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним рядами труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разного диаметра с целью уменьшения общего веса труб. На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и на фонтанных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину.
Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию состоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб наружного ряда и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Максимальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы
Современная технология газлифта базируется на однорядных подъемниках кольцевой системы, оборудованных пусковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъемных труб (рис. 1). Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от затрубного пространства с целью обеспечения более плавной (без пульсаций) работы скважины. Клапаны — приспособления, посредством которых устанавливается или прекращается связь между межтрубным пространством скважины и подъемными
Рис. 1. Схема газлифта с глубинными клапанами и пакером:
Нст — статический уровень; Нскв — глубина скважины
трубами. принцип действия которых основан на Действии перепада давлений в затрубном пространстве и вподъемных трубах.
Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости снижается в затрубном пространстве и повышается в подъемных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорывается через клапан в трубы и газирует жидкость, находящуюся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давлений в затрубном пространстве и трубах. При определенном перепаде давлений клапан закрывается. В этот момент уровень жидкости в затрубном пространстве должен достигнуть следующего нижележащего клапана или башмака подъемных труб.
По окончании фонтанирования или снижения буферного давления эти клапаны заменяют рабочими. Для уменьшения числа клапанов на газовоздушном подъемнике первый клапан следует устанавливать на возможно большей глубине. Погружение первого клапана под уровень жидкости определяется по максимальному оттеснению уровня в затрубном пространстве, когда давление будет равно полному пусковому давлению.
Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объясняется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гидростатический столб в подъемных трубах газонефтяной смеси с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.
При компрессорной эксплуатации скважины на нефтяном месторождении необходимо предусмотреть одну или несколько компрессорных станций с установленными в них компрессорами — машинами, сжимающими газ или воздух до необходимого давления. Компрессоры применяют поршневые двух- и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК, рассчитанные на давление до 5 МПа при производительности 13 м3/мин.
Распределение по скважинам рабочего агента, поступающего от компрессорных станций, осуществляется через газораспределительные будки. В этом случае скважины делят на группы, в центре размещают будки с газораспределительными батареями. От компрессорных станций рабочий агент подается к газораспределительным батареям по трубопроводам высокого давления.
Каждая скважина соединена с газораспределительной батареей самостоятельным газопроводом небольшого диаметра (обычно 48 — 60 мм). Каждая распределительная будка питает газом до 20 и более скважин. На большинстве промыслов в настоящее время регулирование распределения сжатого газа по скважинам автоматизировано.
При компрессорной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяется нефтяной газ, движение его на промысле происходит по замкнутому циклу: компрессорная станция — газораспределительная батарея — скважина — сборная сепарационная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная станция.
На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов (газового бензина) и осушенный поступает на прием компрессора. Избыток газа отводится из системы и используется как топливо.
Глубину спуска колонны подъемных труб и местоположение глубинных клапанов определяют расчетным путем. В тех скважинах, где по геологическим условиям возможен боль¬шой или неограниченный отбор жидкости, длину подъемника принимают наибольшей, т. е. подъемные трубы с рабочим клапаном на конце спускают на максимальную глубину — до фильтра. После пуска скважины в эксплуатацию устанавливают технологический режим ее работы, т. е. определяют количество газа, которое нужно подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.
При низких пластовых давлениях и низких статических уровнях вследствие высокого удельного расхода газа применение газового подъемника с постоянной подачей газа в скважину нецелесообразно. В этих случаях применяют периодическую эксплуатацию, сущность которой состоит в том, что газ нагнетается в скважину не непрерывно, а периодически через определенные промежутки времени по мере накопления в скважине нефти.
Если на каком-либо месторождении или вблизи от него имеются газовые пласты с высоким пластовым давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти называется бескомпрессорным газлифтом. Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и арегатами), наличием источника природного газа высокого давления и отсутствием тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях.
Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу.
При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление. Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.
Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессорной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого
давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.
Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением.
Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.
Высота подъема - это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во время работы.
Относительное погружение - это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника.
Для оборудования скважин однорядным подъемником целесообразно применять в зависимости от дебита скважины подъемные трубы следующих диаметров:
Дебит, т/сут 20...50 50...70 70...250 250...350 350
Диаметр подъемных труб, мм 48 60 73 89 114
17-билет
І. Методы очистки и защиты НКТ от АСПО, их преимущества и недостатки.
ІІ. Морские буровые установки на платформах, их типы и особенности.
ІІІ. Особенности устройства и применения плунжерного газлифта.
1. Методы очистки и защиты НКТ от АСПО.
Одним из наиболее распространенных осложнений при добыче нефти являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирования.
Температура начала кристаллизации парафинов находится приделах 25-360С.
Образование АСПО приводит к снижению дебита скважин, преждевременному выходу из строя дорогостоящего оборудования и дополнительным ремонтам скважин, а в итоге к ухудшению технико-экономических показателей нефтегазодобывающих предприятий. Поэтому знание причин образования отложений, механизм образования отложений в стволе добывающих скважин так же имеет важное практическое значение.
Снижение температуры в пластах со снижением пластового давления приводит к переохлаждению, что обуславливает выпадение кристалликов парафина, выпадению АСПО и как следствие к кольматации ими пор. Содержание парафина в нефтях одного и того же месторождения возрастает с глубиной залегания..
Основными местами отложений парафина являются: скважинные насосы, подъемные колонны в скважинах, выкидные линии от скважин, резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин. В выкидных линиях парафинообразование усиливается в зимнее время, когда температура воздуха становится значительно ниже температуры газонефтяного потока.
Толщина отложений постепенно увеличивается от места начала их образования на глубине 4500-4900 м и достигает максимальной толщины на глубине 50-200 м от устья.
Мероприятия по борьбе с парафиноотложениями
Все используемые методы борьбы с асфальто-смоло-парафиновыми отложениями можно разделить на две группы. В первую, относятся профилактические методы, основанные на предупреждении отложений. Сюда входят: футеровка НКТ (нанесение покрытий из стекла, эпоксидной смолы, полиэтилена и т.п.), применение ингибиторов (замедлителей) отложений, электронагревателей.
Ко второй группе относятся методы удаления сформировавшихся отложений. Сюда входят: применение механических скребков, растворителей (дистиллатно-соляровые обработки), промывка горячей нефтью и пресной водой с эффективными ПАВ типа МЛ-80, пропарка НКТ при ремонтах.
Кроме того, на отдельных месторождениях проводятся в качестве экспериментальных работ применение вибрационных и магнитных способов.
К механическим способам очистки НКТ от парафина относится технология применения скребков для удаления парафина.. Одной из новых технологий является конструкция автоматического «летающего» скребка. Скребок оснащен ножами-крыльями, которые складывались при движении вниз и раскладывались при движении вверх. Этим и обеспечивалась подъемная сила скребка. Переключение скребка на спуск и подъем обеспечивалось концевыми верхними и нижним переключателями, установленными соответственно в устьевой арматуре и колонне НКТ.
Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при температурах выше 500С и, стекая с нагретой поверхности, освобождать ее.
Воздействие высокой температуры требует применения специального источника тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины.
В настоящее время используются следующие технологии:
применение горячей нефти или воды в качестве теплоносителя; горячего пара;
электрических печей наземного и скважинного исполнения;
агентов, взаимодействие которых ведет к химической реакции, сопровождающейся выделением некоторого количества тепла.
Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях – котельных установках передвижного типа и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки.
Для этой цели выпускаются специальные агрегаты – депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами – подогревателями жидкости до температуры 1500С и насосами, развивающими давление до 16 МПа. Нагретый агент может циркулировать в скважине определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений.
Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.
Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти или нефтепродуктов.
Подачу теплоносителей в виде пара от паровой передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через насосно-компрессорные трубы обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.
Химические способы растворения АСПО.
Основными химическими реагентами для растворения АСПО являются:
простейший растворитель АСПО-керосин, растворяющая способность 1 м3 которого достигает 200 кг парафина или смол. Иногда используют бензин, хотя эффективность его отмечается лишь в 40-50% обработка.
В последние годы все более широкое применение для воздействия на ПЗП находят органические растворители, как правило, побочные продукты или отходы химических и нефтехимических производств.
В качестве водопоглатителей может быть подобрано большое число химических веществ. Для месторождений Западного Казахстана рекомендуется использовать метиловый спирт, ацетон и ацетоновые растворы кремний органических соединений.
Метиловый спирт (метанол, древесный спирт) СН3ОН – бесцветная жидкость. Метиловый спирт смешивается в любых соотношениях с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, ацетоном, бензолом; растворим в хлороформе.
Ацетон (диметилетон; 2- пропан) СН3СОСН3 – бесцветная жидкость.
Ацетон (СН3СОСН3)не ограничено смешивается с водой, этанолом, диэтиловым эфиром, бензолом и хлороформам.
1. Морские буровые установки на платформах, их типы и особенности.
На мелководье при глубине воды до 1 м, в заболоченных районах применяют буровые баржи. Эти суда буксируются на место бурения, нижнюю часть – трюм заполняют балластом и судно затопляется.
При глубине воды от 20 до 120м применяют самоподъемные буровые установки (СПБУ) – эта конструкция имеет полый заполненный воздухом понтон, и в основании понтона имеются специальные отверстия для опор (ног). В плавучем состоянии эта конструкция может доплыть или может быть отбуксирована на место бурения после этого опоры (ноги) опускаются достигнув дна моря, сама платформа приподнимается над водой до определенной высоты, чтобы буровое оборудование оставалось сухим.
При глубине воды до 300-600 м могут быть использованы гравитационные стационарные платформы. Среди всех ныне известных платформ эта самая надежная. За морское дно они удерживаются за счет собственного веса. Нижняя часть платформы – опоры изготовляются из чугуна или железобетонных конструкций, имеют обязательно полые стенки для балласта (вода., песок). В процессе эксплуатации место балласта может занимать добытая скважинная продукция. Основание платформ выполняется округлой или ребристой формы для того чтобы уменьшить ударную силу волны или придать оптикаемость конструкции.
Полупогружные буровые платформы (ППБУ) их применяют при глубине воды от 20до 1200 м. эта платформа представляет из себя нижний понтон с полыми основаниями, сверху оснований располагается палуба с буровым оборудованием. От горизонтальных и вертикальных смещений над точками бурения эту платформу удерживают якоря, стальные цепи, натяжные связи. Эти платформы можно использовать независимо от рельефа дна моря, в основном для бурения скважин и как вспомогательные платформы.
Эксплуатационные суда – эти суда используют для постановки скважин отдаленных акваториях моря при глубине 500-800 м. оснащено буровым и эксплуатационным оборудованием, т. е. после бурения скважин на этом судне имеется оборудование для переработки скважиной продукции
Вспомогательные суда. Эти суда используют как дополнительное вспомогательное оборудование, расположенное рядом с стационарной платформой или буровым судном. В качестве вспомогательного судна могут быть использованы самоподъемные, полупогружные платформы, баржи, буксиры, катера и др.
При бурении нефтяных и газовых скважин в глубоководных районах морей и океанов использовать стационарные платформы технически сложно и экономически невыгодно. Для этого случая созданы плавучие буровые установки, способные самостоятельно или с помощью буксиров менять районы бурения.
Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.
Самоподъемная буровая платформа представляет собой плавучий понтон с вырезом, над которым расположена буровая вышка. Понтон имеет трех-, четырех- или многоугольную форму. На ней размещаются буровое и вспомогательное оборудование, многоэтажная рубка с каютами для экипажа и рабочих, электростанция и склады. По углам платформы установлены многометровые колонны-опоры.
В точке бурения с помощью гидравлических домкратов колонны опускаются, достигают дна, опираются на грунт и заглубляются в него, а платформа поднимается над поверхностью воды. После окончания бурения в одном месте платформу переводят в другое.
Надежность установки самоподъемных буровых платформ зависит от прочности грунта, образующего дно в месте бурения.
Полупогружные буровые платформы применяют при глубинах 300 ...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах. От перемещений такие платформы удерживаются якорями массой 15 т и более. Стальные канаты связывают их с автоматическими лебедками, ограничивающими горизонтальные смещения относительно точки бурения.
Первые полупогружные платформы были несамоходными, и их доставляли в район работ с помощью буксиров. Впоследствии платформы были оборудованы гребными винтами с приводом от электромоторов суммарной мощностью 4.5 тысяч кВт.
Недостатком полупогружных платформ является возможность их перемещения относительно точки бурения под воздействием волн.
Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающемся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейки-резервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива, используемого в качестве энергоносителя, многочисленные трубопроводы.
Морское дно в месте установки гравитационных платформ должно быть тщательно подготовлено. Даже небольшой уклон дна грозит превратить буровую в Пизанскую башню, а наличие выступов на дне может вызвать раскол основания. Поэтому перед постановкой буровой <на точку> все выступающие камни убирают, а трещины и впадины на дне заделывают бетоном.
Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м, хотя такие волны и встречаются раз в 100 лет.
Плунжерный лифт
Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяется менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях, когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер, который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно (рис. 10.9). Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, т.е. подгоняет ее, как показано на рис. 10.10.
Плунжерный подъем применяется для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины. Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа, это позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия. Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.
Рис. 10.9. Основные части плунжерного подъемника
Рис. 10.10. Цикл работы плунжерного подъемника: а— скважина закрыта с маленьким поверхностным давлением, плунжер держится в ловушке, перепускной клапан открыт; б— скважина закрыта, давление нарастает, плунжер выпущен с открытым клапаном, жидкость накапливается на дне насосно-компрессорной колонны; в — скважина закрыта, плунжер ударяется о дно, жидкость оказывается над плунжером; г — скважина открыта, плунжер с грузом жидкости поднимается под действием расширяющегося газа, перепускной клапан закрыт; д — скважина открыта, плунжер сталкивается с крышкой, ловушка срабатывает, перепускной клапан открывается. Далее скважина закрывается и цикл повторяется
Системы плунжерного подъема работают в большинстве случаев в автоматическом режиме или с применением датчиков давления, и можно встретить лишь несколько случаев с ручным управлением. Автоматические регуляторы длительности цикла, плунжеры и ловушки, используемые в системах плунжерного подъема, могут быть весьма различны.
Важнейшее достоинство плунжерного лифта — низкая себестоимость. Установка плунжерной системы относительно недорога, и эксплуатационные расходы невелики по сравнению с другими системами. Плунжерные системы могут устанавливаться на талях, и в случае морских скважин они не требуют дополнительного места на платформе.
Плунжерные подъемники могут быть модифицированы для использования в наклонно направленных скважинах и на скважинах, уже работающих с применением периодического газлифта, что улучшает производительность и эффективность добычи.
Главным недостатком плунжерных подъемников является непригодность для скважин с высокой нормой отбора. Заклинивание плунжера и проблемы с выносом песка могут вызывать остановки добычи. Еще один недостаток плунжерного подъема заключается в том, что пульсирующий поток из скважины может отрицательно сказаться на эффективности наземного оборудования.
18-билет
І. Исследование газовых скважин при стационарных режимах фильтрации. Техника и технология проведения исследований, обработка результатов исследований.
ІІ. Особенности разработки морских месторождений кустовыми скважинами.
ІІІ. Устройство и принцип действия простого штангового насоса.
Исследование газовых скважин при стационарных режимах фильтрации. Техника и технология проведения исследований, обработка результатов исследований.
Исследования этим методом заключаются в непосредственных замерах глубинными манометрами забойных давлений с одновременным замером соответствующих им дебитов на различных установившихся режимах работы скважины. Исследования скважин начинают с кратковременной ее продувки, для очистки забоя от твердых частиц, воды и конденсата. Затем скважину закрывают и измеряют статическое давление и температуру на устье закрытой скважины. При необходимости скважинными приборами измеряют пластовое давление и температуру на забое. Спуск приборов для определения пластового давления и температуры на забое осуществляют с помощью лубрикатора, который устанавливается в верхней части ФЕ, вместо буферного патрубка. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, для соединения с ФЕ, а на другом -сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускают прибор в скважину. Приборы спускают в скважину на проволоке диаметром 1.6-2.2.мм. с помощью лебедки, установленной на автомашине. Давления измеряют скважинными манометрами, пределы измерения рабочего давления достигает до 100Мпа, область рабочих температур от –40 до +100оС.
Далее скважину пускают в работу при малых дебитах, фиксируя дебит, давление и температуру на устье скважины. Увеличивая диаметр штуцера, испытывают скважину при 6-8-ми различных значениях дебита, вплоть до дебита, при котором начинается вынос песка или подтягивание воды. Затем скважину исследуют при уменьшении дебитов. Это осуществляется для контроля при 2-3х значениях дебита. Все значения дебитов, давлений и температур должны соответствовать стационарным (установившимся) условиям.
В результате проведенных исследований полученные данные сводят в таблицу и строят графики зависимости притока нефти от депрессии. Для построения графика берется прямоугольная система координат, где на оси абсцисс откладывают значения дебитов скважины, а на оси ординат- перепад давлений. Нулевая точка соответствует положению статического уровня, при котором дебит скважины равен нулю. т.е. приток жидкости из пласта в скважину отсутствует. График зависимости дебита скважины от перепада давления называют индикаторной диаграммой, а сама линия - индикаторной кривой. Форма индикаторной линии зависит от ряда факторов: 1. от режима пласта; 2. от режима фильтрации; 3. от сопротивлений при движении жидкости из пласта в скважину и внутри самой скважины. В промысловой практике встречается три формы индикаторных кривых.
Индикаторная линия 1 представляет собой прямую линию. Зависимость между дебитом скважины и перепадом давлений, выраженная в виде прямой может быть лишь при одновременном соблюдении следующих условий:
1. жидкость должна в скважину протекать по линейному закону фильтрации, т.е. согласно закону Дарси: V = k F P / L ( скорость фильтрации жидкости прямо пропорциональна перепаду давлений на определенной площади и обратно пропорциональна вязкости фильтрующей жидкости на единицу длины пути ее движения).
2.режим пласта должен быть водонапорный.
3.жидкость должна поступать из скважины однофазным потоком без пузырьков газа.
При прямолинейной зависимости дебита от депрессии показатель степени n=1, характеризует режим фильтрации. Коэффициент продуктивности данной скважины определяется по формуле: К=Q/P.
Индикаторная линия 2 состоит из двух различающихся участков. От начала координат кривая выражена в виде прямой линии и в некоторой точке М она переходит в другой участок в виде выпуклой в сторону оси дебитов. Если на прямом участке показатель степени n является постоянной величиной и равен 1, то за точкой М он делается величиной переменной (n<1) и далее по мере увеличения депрессии становится все меньше и меньше. Для определения коэффициента продуктивности необходимо учитывать только прямолинейный участок, а на криволинейном отрезке Кпр. теряет свое истинное значение, т. к. он не определяет притока жидкости к скважине в каком либо интервале снижения забойного давления. Искривление индикаторной линии обуславливается следующими факторами:
Прямолинейный участок индикаторной линии соответствует начальному периоду притока жидкости к скважине при водонапорном режиме пласта, приток происходит при небольшом снижении пластового давления и характеризуется линейным режимом фильтрации. Далее по мере снижения давления повышается скорость движения жидкости и достигая критической величины линейный режим фильтрации нарушается. Это и обуславливает искривление индикаторной линии. Искривление индикаторной линии может произойти и по следующим причинам:1. если залежь имеет газонапорный режим; 2. из-за неоднородности жидкости (двухфазный или трехфазный поток); 3. из-за потери напора жидкости при прохождении через отверстия фильтра колонны.
Индикаторная линия 3- вогнутая к оси дебитов (n>1). Ее можно считать дефектной и непригодной для анализа. При получении вогнутой индикаторной кривой исследование скважины необходимо повторить, выдерживая интервалы времени на каждом режиме отбора для создания установившихся притоков.
При исследовании скважин данным методом используют диафрагменный измеритель (ДИКТ).
В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при кото¬ром давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяются во времени.
Рисунок 1 - Схема расположения оборудования и приборов при проведении текущих исследований газовой скважины с помощью диафрагменного измерителя критического тече¬ния газа: 1 — диафрагаениый измеритель (ДИКТ); 2 — манометры; 3 — породоулавлива-тель; 4 — термометры.
По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы. По статическому затрубному давлению или динамическому давле¬нию перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.
Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения
Q = K(Pпл – Pзаб)n
где Q – дебит скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб - пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент, характеризующий форму индикаторной кривой.
Особенности разработки морских месторождений кустовыми скважинами.
Для освоения и последовательной эксплуатации МНГ месторождений обычно бурят группу кустовых наклоннонаправленных скважин с ограничением площадок (стационарных платформ, приэстакадных площадок, намывных или специальных сооружаемых островов, плавучих палуб). Этот метод бурения является наиболее экономически целесообразным. Кустовой метод бурения и эксплуатации имеет следующие преимущества: сокращаются объемы работ по сооружению индивидуальных морских оснований; снижаются затраты по бурению и обустройству устьев для эксплуатации за счет сокращения использования морского транспорта и плавучих кранов; уменьшаются затраты на строительство и разборку вышек, монтаж и демонтаж оборудования; уменьшаются капиталовложения в прокладку подводных выкидных линий; уменьшаются затраты по обслуживанию скважин в процессе эксплуатации и ремонта. На площадку может выходить устье 40-50 скв, поэтому возникает высокая пожароопасность.
Принцип устройства и действия простого штангового насоса.
Наиболее распространенный способ добычи нефти – применение штанговых скважинных насосных установок. Дебит скважин, оборудованных ШГН, составляет от нескольких сотен килограммов до нескольких десятков тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких сотен метров до 2000 метров (в отдельных случаях до 3000 м).
Оборудование ШСНУ включает:
1. Наземное оборудование.
• Фонтанная арматура.
• Обвязка устья скважины.
• Станок-качалка.
2. Подземное оборудование.
• Насосно-компрессорные трубы.
• Насосные штанги.
• Штанговый скважинный насос.
• Различные защитные устройства (газовый или песочный якорь, фильтр и т.д.)
В скважине, оборудованной ШСНУ, подача жидкости осуществляется глубинным плунжерным насосом, который приводится в действие с помощью специального привода (станка-качалки) посредством колонны штанг. Станок-качалка преобразует вращательное движение электродвигателя в возвратно-поступательное движение подвески штанг.
Скважинные штанговые насосы представляют собой вертикальную одноступенчатую и одноплунжерную конструкцию одинарного действия с цельным неподвижным цилиндром, подвижным металлическим плунжером, нагнетательным и всасывающим клапанами.
• Детали насоса изготовлены из высоколегированных сталей и сплавов;
• Цилиндр насоса толстостенный с хромированным покрытием, длина цилиндра 4200мм;
• Плунжер из углеродистой стали с хромированным покрытием;
• Непрямолинейность насоса 0,08мм на длине 1000мм;
• Шероховатость поверхности цилиндра и плунжера 0,2мкм;
• На нижней (внешней) стороне насоса нарезана трубная резьба для подвешивания «хвостовика» или дополнительного оборудования (фильтра, ГПЯ и т.п.)
• В верхней части насоса (не вставного) вкручивается патрубок длиной 0,5м с муфтой для работы с ключами и элеватором при спуске его в скважину.
Показатели для нормальной работы штанговых насосов:
• температура перекачиваемой жидкости - не более 130 С
• обводненность перекачиваемой жидкости - не более 99%
• вязкость жидкости - не более 0,025 Па_с
• минерализация воды - до 10 мг/л
• максимальная концентрация механических примесей - до 1,3 г/л
• содержание свободного газа на приеме насоса - не более 10% по объему, с газосепараторами до 75%.
• концентрация сероводорода - не более 50 мг/л
• водородный показатель попутной воды (рН) 4,2-8
Насос работает следующим образом. При ходе плунжера вверх в межклапанном пространстве цилиндра создается разрежение, за счет чего открывается всасывающий клапан (шарик поднимается с седла) и цилиндр заполняется при закрытом нагнетательном клапане. Последующим ходом плунжера вниз межклапанный объем сжимается, открывается нагнетательный клапан и поступившая в цилиндр жидкость перетекает в зону над плунжером при закрытом всасывающем клапане. Периодически совершаемые плунжером перемещения вверх и вниз обеспечивают откачку пластовой жидкости и нагнетание ее на земную поверхность.
Штанговые скважинные насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные (трубные) и вставные.
Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину раздельно цилиндр - на насосно-компрессорных трубах, а плунжер в сборе с всасывающими клапанами — на штангах. Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем — трубы с цилиндром.
Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извлекают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насо¬са в целом) достаточно поднять на поверхность только насосные штанги, а насосные трубы остаются постоянно в скважи¬не, их извлекают при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике встречается редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Кроме того, при использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчивать и завинчивать при каждой смене насоса. Эти преимущества вставного насоса имеют особое значение при эксплуатации глубоких скважин, в которых на спускоподъемные операции при подземном ремонте утрачивается много времени.
Цилиндры трубных насосов собираются из чугунных втулок длиной 300 мм, а вставных насосов - из стальных вту¬лок такой же длины. В зависимости от хода плунжера число втулок в цилиндре составляет от 6 до 17. С целью повышения износостойкости втулки подвергают термической обработке. При сборке они образуют один сплошной цилиндр с тщательно отшлифованной внутренней поверхностью. Рабо¬чий цилиндр насоса заключают в стальной кожух. Собранные втулки зажимают с двух сторон специальными муфтами навинчиваемыми или ввинчиваемыми в кожух.
Плунжеры штанговых насосов изготовляют длиной 1200 -1500 мм из цельнотянутых бесшовных стальных труб. Наруж¬ная поверхность плунжера шлифуется, хромируется для по¬вышения износостойкости и затем полируется На обоих концах плунжера нарезается одинаковая внутренняя резьба для при¬соединения клапанов или переводников.
В штанговых насосах применяют шариковые клапаны с одним шариком - со сферической фаской седла и двумя шариками — со ступенчато-конусной.
В собранном насосе, плунжер смазанный веретенным маслом, должен плавно и без заеданий перемещаться по всей длине цилиндра в зависимости от группы посадки. Посадка плунжера в цилиндре насоса характеризуется предельными величинами зазоров (на диаметр) между плунжером и цилиндром. В зависимости от предельных величин зазоров насосы выпускаются следующих групп посадки по стандарту АРI (Американский нефтяной институт).
Группа посадки Диапазон зазора (мм).
1 0,025-0,088
2 0,050-0,113
3 0,075-0,138
4 0,100-0,163
5 0,125-0,188
При эксплуатации скважин применяют насосы следующих типоразмеров (по размеру плунжера): 28, 32, 38, 43, 56, 68, 82 и 93 мм. Площадь поперечного сечения плунжера у насоса наибольшего диаметра в 11 раз больше площади поперечного сечения насоса наименьшего диаметра.
Имея восемь стандартных размеров насоса, подачу уста¬новки можно регулировать путем замены насосов. Измене¬ние подачи установки без извлечения насоса на поверхность достигается изменением длины хода или числа качаний.
При поступлении ШГН на промысел насосы проходят входной контроль.
Насосы бракуются в следующих случаях:
• в случае не прохождения плунжера в цилиндр (для не вставных насосов), соединенного с патрубком из НКТ длиной не менее 1200мм;
• в случае несовпадения номера плунжера и его размера, указанного в паспорте с фактическим;
• при нарушении целостности покрытия хромировки (отслоения, риски, трещины и.п.);
• при обнаружении в насосе хотя бы одной детали бывшей в эксплуатации;
• при обнаружении искривления или погнутости цилиндра насоса;
УШГН считается годной к эксплуатации, если при опрессовке насос поднимает давление до 30 атм. и при остановке качания падение давления не превышает 5 атм. за 15 минут. При этом в нижнем сальнике и соединениях фонтанной арматуры пропусков газа и жидкости не должно быть.
19-билет
І. Исследование газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации. Техника и технология проведения исследований, обработка результатов исследований.
ІІ. Низкотемпературная сепарация.
ІІІ. Морские трубопроводы. Терминалы.
Исследование газовых скважин при нестационарных режимах фильтрации. Техника и технология проведения исследований, обработка результатов исследований.
Исследования этим методом проводят в простаивающей скважине. После остановки скважины необходимо понизить уровень жидкости в скважине, с помощью желонки. Затем прослеживают подъем уровня, спуская в скважину на тонкой стальной проволоке легкую специальную желонку-поплавок. Прослеживание ведут до тех пор, пока в скважине установится статический (постоянный) уровень и прекратится приток продукции в скважину. В результате исследований методом прослеживания уровня, получают данные изменения уровня продукции в скважине во времени. По полученным данным строят график- по оси абсцисс откладываем время, а по оси ординат -пройденный путь, т.е. получаем зависимость пройденного уровнем пути от времени.
В промысловой практике чаще при неустановившемся режиме скважины исследуют по кривым восстановления давления (КВД). Этот метод исследования скважин основан на перераспределении давления в пласте после изменения темпов отбора жидкости в скважине. При исследовании эксплуатационных скважин этим методом режим отбора продукции изменяют путем остановки скважины. Затем через определенное время измеряют забойное давление. В первое время после остановки скважины продукция будет поступать к забою, но в дальнейшем приток делается незначительным и им при исследовании можно пренебречь. В это время давление на забое будет повышаться за счет упругости пласта и самой жидкости. По результатам исследований строят кривую восстановления давления, откладывая по оси абсцисс логарифмы (десятичные) времени, прошедшего после остановки скважины, а по оси ординат - значение забойного давления.
Полученная прямая будет иметь уклон, который можно определить по следующей формуле:
= Рn-Р1
lg tn-lg t1
Если мы продлим полученную прямую до оси ординат, то она отсечет отрезок А, характеризующий потери давления на трение при фильтрации газа в пористой среде (размерность сут.*Мпа2/м3) Определив величины и А, можно определить коэффициент проницаемости удаленной от скважины области пласта :
2.3Qн
kуд.п.= 4d hэф
и коэффициент пьезопроводности, который характеризует скорость перераспределения давления от скважины до упругой пористой среды пласта и определяется по следующей формуле:
= ____ k ______
(ж +п),
где ж и п- коэффициент сжимаемости жидкости и породы соответственно.
Данный метод исследования рекомендуется применять для скважин с высокой продуктивностью, когда уровень жидкости в скважине восстанавливается быстро и приток жидкости после остановки скважины становится небольшим по сравнению с дебитом до остановки. В малопродуктивных скважинах требуется очень большое время и исследование становится нецелесообразным.
Исследование скважин при неустановившихся режимах дает возможность судить о параметрах коллектора на больших расстояниях от забоя скважин. Вследствие влияния методов вскрытия пластов, его проницаемость в призабойной зоне отличается от проницаемости пласта вдали от забоя. Сравнивая результаты, можно судить о степени ухудшения проницаемости при вскрытии пласта или определить в какой степени улучшилась проницаемость призабойной зоны, если забой был обработан для улучшения притока (СКО, ГРП, торпедирование).
Для получения более полного представления о месторождении, о физических свойствах пласта и жидкости, о процессах, протекающих в залежи при ее эксплуатации, разрабатываются новые методы исследования. Одним из таких методов, позволяющим изучить строение и размеры залежи, физические свойства пород месторождения и за его пределами, является метод гидропрослушивания. Сущность данного метода заключается в наблюдении за изменениями статического уровня или давления в простаивающей скважине, происходящими при изменении отбора жидкости из соседних скважин, пробуренных на тот же пласт. Изменение уровня в простаивающих скважинах (реагирующих) зависит от величины отбора жидкости из соседних ( возмущающих) скважин, от физических свойств пород пласта и жидкостей. Поэтому по величине и характеру изменения уровня (давления) в реагирующих скважинах при изменении режима работы соседних возмущающих скважин можно судить о многих свойствах пласта. Так как изменение давления в пласте распространяется лишь по проницаемым участкам, то, очевидно, что скважины отделенные от возмущающей скважины непроницаемыми границами, не будет совсем реагировать на понижение давления в ней, если эта непроницаемая граница замкнута, или же будет реагировать поздно или слабо, если непроницаемая граница не замкнута.
Таким образом, прослушивание дает возможность судить о наличии не установленных при бурении скважин непроницаемых границ в пласте и примерном их расположении.
Свободный дебит- дебит открытого фонтана, т. е. Ру = 0,1 МПа.
Абсолютно свободный дебит показывает условия притока газа из пласта в скважину без учета потерь давления в стволе скважины. Используют для выяснения потенциальных добывных возможностей скважины, т. е. при Р3 = 0,1 МПа
ИССЛЕДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН
При исследовании скважин газоконденсатных месторождений определяют компо¬нентный состав пластовой смеси и ее фазовое состояние до начала разработки; прогнозиру¬ют и контролируют изменения состава и фазового состояния смеси в процессе разработки и эксплуатации месторождения в системе «пласт — скважина — сепаратор — магистральный газопровод».
Определение компонентного состава пластового газа — важная задача. От правиль¬ного определения состава пластового газа зависят:
1) балансовые запасы компонентов, входящих в его состав;
2) способы подготовки газа к транспорту и переработке;
3) технологическая схема сбора, внутрипромыслового транспорта пластового газа и ее транспортировка на ГПЗ;
4) технологическая схема переработки пластового сырья и производительность;
5) обоснлвание способа защиты металлического оборудования скважин и поверх
ностноro оборудования промысла от коррозии;
6)охрана труда людей и защита окружающей среды.
Технология и техника исследования газоконденсатных смесей в лаборатор¬ных условиях.
Отобрав на промысле пробы сырого конденсата и отсепарированного газа иссле¬дуют в лабораторных условиях на содержание этана, пропана и бутанов, а стабильного кон¬денсата — на CS+.'
Для исследования газоконденсатных смесей используется лабораторная установка УФР-2 (установка фазового равновесия), в комплект лабораторной установки включают не менее двух сосудов высокого давления (бомбы PVT). В первом проводят изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пластового до атмосферного. Фазовые равновесия систем исследуют при температурах от — 10 до + 200 °С и давлениях от 2 Д(О *100 МПа. Поправки на давление и температуру к объемам жидкой и газо¬вой фаз определяют расчетом.
Cooтношение объемов газовой и жидкой фаз измеряют при контактной и дифферен¬циальной конденсации. При контактной конденсации масса и состав газоконденсатной смеси остаются постоянными, а давление снижают, перемещая поршень в бомбе PVT, т. е. увеличивая ее объем. При дифференциальной конденсации газ выпускают из бомбы PVT, не изменяя ее объема. Этот процесс имитирует отбор газа из месторождения. Состав пласто¬вой смеси изменяется, а газовую фазу, отобранную из «пласта» (бомбы PVT), направляют во второй сосуд высокого давления — сепаратор, в котором давление и температуру поддержи¬вают на уровне промысловых условий сепарации. Таким способом имитируют процесс про¬мысловой обработки газа.
Установки позволяют определять такие характеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа при различных термодинамических условиях в процессе эксплуатации залежей глубокозалегающих газоконденсатных месторождений, а также потери конденсата в пласте. Полученные данные служат исходными при подсчете запасов газа и конденсата, по¬терь конденсата в пласте, обоснования метода разработки месторождения.
При исследовании в лаборатории процессов фазовых превращений углеводородной смеси соблюдают термодинамическое подобие тем процессам, которые происходят в пласте.
В лабораторных исследованиях не соблюдаются условия газогидродинамического по¬добия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние по¬ристой среды на фазовые превращения и отклонения реальных процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепараторе не соблюдается газодинамическое подобие промысло¬вым процессам подготовки газа к транспортированию. Эти отличия реальных процессов на месторождении от условий лабораторных исследований обусловили использование ла¬бораторных результатов при расчетах разработки в основном по уравнениям материального баланса.
Несмотря на это, лабораторные исследования являются основным методом прогнози¬рования фазовых превращений при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторож¬дений, так как аналитические (расчетные) методы их прогнозирования менее надежны.
Методы исследования газоконденсатных месторождений и промысловые ус¬тановки для их проведения.
Скважины газоконденсатных месторождений исследуют с целью получения характе¬ристик добываемой продукции путем анализа проб газа, определения количества сырого конденсата, выделяющегося из газа на поверхности при различных режимах эксплуатации скважины и условиях выделения конденсата.
В процессе исследования обычно применяют передвижные установки двух типов:
1) Нетермостатируемые(высокой промышленной производительности);
2) термостатируемые, через которые пропускается только небольшая часть отби¬раемого из скважины газа.
Обычные установки дают промышленную, общую характеристику скважины. Термо¬статируемые позволяют получить изотермы и изобары конденсации, коэффициенты Джо¬уля—Томсона, количество жидкости, которое может выделиться из газа после ее отделения при устьевых значениях давления и температуры.
Для получения полной характеристики работы газоконденсатных скважин и ее про¬дукции используют передвижные и стационарные установки.
На рис.1 приведена принципиальная схема передвижной установки.
Рисунок.1- Схема установки У-900
Установка, смонтирована на двухосном автоприцепе и подключена к скважине с по¬мощью стальных шарнирных труб. Три регулируемых штуцера позволяют создавать на се¬параторах разное давление. Охлаждение газа в термостатируемой установке осуществляется при дросселировании газа высокого напора. Для его подогрева используют электронагрева¬тели.
Отношение количества выделившегося в сепараторах конденсата к количеству про¬текшего газа дает основную характеристику продукции скважины — удельное конденсато-содержание (конденсатогазовый фактор- КГФ)—(г/мЗ или смЗ/мЗ) при различных значениях температуры и давления. Сырой конденсат, получаемый в сепараторах и в термостати¬руемой установке, подвергают разгазированию путем снижения давления в контейнере до 0,1 МПа и выдержке при 20°С и измеряют количество газов дегазации.
Исследования при одновременном отборе промышленных количеств газа и предста¬вительной пробы проводят при помощи установки ЛПГ-1 (Рис.2).
Рисунок 2 - Схема промысловой экспериментальной установки на газоконденсатном ме¬сторождении: 1 — скважина; 2 — ловушка жидкой фазы; 3 — штуцер; 4 — распределитель¬ная гребенка; 5—7 — сепараторы; 8 — сепаратор измерительный; 9, 12 — отводы на факел; 10 — регулятор давления до себя; 11 — емкость мерная; 13 — установка для измерения объ¬ема жидкости; 14 — стекло уровнемерное
Низкотемпературная сепарация.
НТС- разделение жидкой фазы от газовой за счет конденсаций влаги или лекгих УВ при понижений температуры. При НТС используется эффект Джоуля Томсона т.е. понижение температуры при понижении давления за счет резкого расширения газа при помощи клапана Джоуля Томсона. В реприод исчерпания избыточного давления охлаждение газа до низких температур достигается с помощью исскуственного холода.
Важное звено в технологической цепочке бесперебойного газоснабжения потребителей природным газом – его подготовка к транспорту. Она выполняется непосредственно на месторождении. Подача в магистральный газопровод очищенного газа повышает эффективность его эксплуатации, снижает затраты на транспортировку газа, продлевает ресурс трубопровода и технологического оборудования за счет удаления из газа вредных примесей, механических частиц и влаги.
В комплекс основного производственного назначения для газодобывающего предприятия в общем случае входят скважины, кусты скважин, промплощадки с установками предварительной подготовки газа (УППГ), промплощадки с установками комплексной подготовки газа и газового конденсата (УКПГ), головные сооружения с установками полной подготовки газа и газового конденсата (ГС), промысловые трубопроводы.
В составе УППГ – один объект сбора и первичной сепарации газа, а в составе УКПГ –несколько: сбора и первичной сепарации газа; подготовки газа и конденсата; компримирования газа (при необходимости), общего технологического и подсобно-вспомогательного назначения.
Технологические схемы УКПГ обеспечивают прием сырья, поступающего из скважин, прием газа от УППГ и подготовку газа к транспорту на весь период разработки месторождения. Комплексная подготовка газа может состоять из многих операций (необходимость в каждой определяется качеством и состоянием сырья): очистка от мехпримесей и капельной жидкости, осушка, отбензинивание, очистка от агрессивных примесей, охлаждение перед подачей в магистральный газопровод, стабилизация и переработка газового конденсата (или его смеси с попутной нефтью) в моторные топлива (рис. 1). Установки, предназначенные для подготовки газа и извлечения конденсата на газоконденсатных месторождениях, проектируют с учетом пластового давления и возможности работы в условиях изменения объема сырья и вырабатываемых продуктов.
Сбор и первичная подготовка включает в себя: низкотемпературную сепарацию, адсорбционный метод осушки газа и абсорбцию
От механических примесей, капельной жидкости газ очищают в сепараторах на УКПГ и УППГ. На газоконденсатных месторождениях для отбензинивания газа, среди прочих, применяется низкотемпературная сепарация (НТС).
Установка НТС включает следующий минимальный набор оборудования: сепаратор I ступени; узел впрыска в поток газа ингибитора гидратообразования (метанола, 70–80% раствора диэтиленгликоля или др.); рекуперативные теплообменники, дроссель, эжектор утилизации газа выветривания, холодильная машина; низкотемпературный сепаратор (тонкой очистки); разделители газового конденсата и воды с ингибитором гидратообразования. На установках НТС охлаждение газа следует производить за счет дроссель-эффекта, а при его отсутствии в схему необходимо включать источник искусственного холода.
НТС - процесс промысловой подготовки природного газа с целью извлечения конденсата газового и удаления из него влаги до точки росы, исключающей гидратообразование при транспортировке потребителю. НТС заключается в конденсации паров влаги и растворённых в газе тяжёлых углеводородов при температурах от 0 до —15 °С. Для охлаждения газа используют Джо Джоуля — Томсона эффект, изменение температуры газа в результате медленного протекания его под действием постоянного перепада давления сквозь дроссель — местное препятствие потоку газа (капилляр, вентиль или пористую перегородку, расположенную в трубе на пути потока). Течение газа сквозь дроссель (дросселирование) должно происходить без теплообмена газа с окружающей средой (адиабатически).
Эффект Джо Джоуля — Томсона был обнаружен и исследован английским учёными Дж. Джоулем и У. Томсоном в 1852—62. В опытах Джоуля и Томсона измерялась температура в двух последовательных сечениях непрерывного и стационарного потока газа (до дросселя и за ним, рис. 1). Значительное трение газа в дросселе (мелкопористой пробке из ваты) делало с корость газового потока ничтожно малой, так что при дросселировании кинетическая энергия потока была очень мала и практически не менялась. Благодаря низкой теплопроводности стенок трубы и дросселя теплообмен между газом и внешней средой отсутствовал. При перепаде давления на дросселе Dp = p1 — р2, равном 1 атмосфере (1,01×105 н/м2), измеренная разность температур DT = T2 — T1 для воздуха составила — 0,25°С (опыт проводился при комнатной температуре). Для углекислого газа и водорода в тех же условиях DТ оказалась, соответственно, равной -1,25 и +0,02°С.
Эффект Джоуля Томсона принято называть положительным, если газ в процессе дросселирования охлаждается (DТ < 0), и отрицательным, если газ нагревается (DТ > 0).
Согласно молекулярно-кинетической теории строения вещества, эффект Джоуля Томсона свидетельствует о наличии в газе сил межмолекулярного взаимодействия (обнаружение этих сил было целью опытов Джоуля и Томсона). Действительно, при взаимном притяжении молекул внутренняя энергия (U) газа включает как кинетическую энергию молекул, так и потенциальную энергию их взаимодействия. Расширение газа в условиях энергетической изоляции не меняет его внутренней энергии, но приводит к росту потенциальной энергии взаимодействия молекул (поскольку расстояния между ними увеличиваются) за счёт кинетической. В результате тепловое движение молекул замедлится, температура расширяющегося газа будет понижаться. В действительности процессы, приводящие к эффект Джоуля Томсона, сложнее, т.к. газ не изолирован энергетически от внешней среды. Он совершает внешнюю работу (последующие порции газа, справа от дросселя, тесня т предыдущие), а слева от дросселя над самим газом совершают работу силы внешнего давления (поддерживающие стационарность потока). Это учитывается при составлении энергетического баланса в опытах Джоуля — Томсона. Работа продавливания через дроссель порции газа, занимающей до дросселя объём V1, равна p1V1. Эта же порция газа, занимая за дросселем объём V2, совершает работу p2V2. Проделанная над газом результирующая внешняя работа A = p1V1 — p2V2 может быть как положительная, так и отрицательная. В адиабатических условиях она может пойти только на изменение внутренней энергии газа: A = U2 — U1. Отсюда, зная уравнение состояния газа и выражение для U, можно найти DT.
Величина и знак эффект Джоуля Томсона. определяются соотношением между работой газа и работой сил внешнего давления, а также свойствами самого газа, в частности размером его молекул.
Для идеального газа, молекулы которого рассматриваются как материальные точки, не взаимодействующие между собой, эффект Джоуля Томсона равен нулю.
В зависимости от условий дросселирования один и тот же газ может как нагреваться, так и охлаждаться. Температура, при которой (для данного давления) разность DT, проходя через нулевое значение, меняет свой знак, называется температурой инверсии эффект Джоуля Томсона. Типичная кривая зависимости температуры инверсии от давления показана на рис. 2. Кривая инверсии отделяет совокупность состояний газа, при переходе между которыми он охлаждается, от состояний, между которыми он нагревается. Значения верхних температур инверсии (Ti, max, рис. 2) для ряда газов приведены в таблице. Эффект Джоуля Томсона., характеризуемый малыми значениями DT при малых перепа дах давления Dр, называют дифференциальным. При больших перепадах давления на дросселе температура газа может изменяться значительно. Например, при дросселировании от 200 до 1 атмосферы и начальной температуре 17°С воздух охлаждается на 35°С. Этот интегральный эффект положен в основу большинства технических процессов сжижения газов. В простейшей схеме установки НТС газ из скважин с давлением значительно выше рабочего давления в газопроводе поступает в сепаратор-каплеотбойник, где из газового потока удаляется часть жидкости, после чего газ охлаждается до температуры 5—15 °С в рекуперативном теплообменнике и дросселируется до рабочего давления в магистральном газо проводе. При дросселировании температура газа снижается обычно до минус 5—10 °С. В поток газа перед его охлаждением вводится ингибитор (обычно спирты) для предотвращения гидратообразования. Затем газ поступает в сепаратор, где из него удаляется конденсат и водный раствор ингибитора, а осушенный газ, проходя через теплообменник, охлаждает поток сырого газа и направляется в газопровод.
По мере отбора газа пластовое давление снижается и оказывается недостаточным для достижения заданной точки росы; процесс обработки газа ухудшается. Это основной недостаток промысловой подготовки газа с использованием НТС, т.к. к этому времени обычно свыше 50% запасов газа ещё остаётся неизвлечённым. Для продления работы установки НТС используют предварительное охлаждение газа в водяных и воздушных теплообменниках или холодильных машинах. Для совершенствования НТС ведутся работы по созданию малогабаритных скоростных турбохолодильных агрегатов. На Шебелинском месторождении газа (УССР) внедрена технологическая схема об работки газа с вводом и регенерацией сорбента, поглощающего влагу.
Морские трубопроводы. Терминалы.
Морскими трубопроводами называют трубопроводы, предназначенные для транспортировки нефти, газа, нефтепродуктов, воды укладываемые ниже уровня свободной поверхности морей. Конструктивные формы, методы расчетов и технология строительства подводных трубопроводов отличаются от сухопутных. Различают несколько видов: нефтепроводы – для перекачки нефти; продуктопроводы – для перекачки продуктов переработки нефти; газопроводы – для перекачки газов как в газообразном, так и в сжиженном состоянии. В зависимости от задач, решаемых при транспортировке нефти и газов делят на магистральные, внутрипромысловые, отводы, распределительные.
Под магистральными понимают трубопроводы, по которым нефть и газ перекачиваются от мест их добычи до мест потребления на большие расстояния. Такие трубопроводы обычно перекачивают нефть и газ, собранные с одного или нескольких месторождений. Поэтому их диаметр обычно превышает 0,5 м, а давление перекачиваемого продукта достигает 100-250 атм.
Внутрипромысловыми называют трубопроводы, которые предназначаются для сбора нефти и газа от отдельных скважин или кустов скважин и доставки их к пункту первичной обработки или подачи на головную насосную станцию для закачки в магистральный трубопровод.
Отводами называю трубопроводы, подсоединенные к магистральному трубопроводу с целью отбора нефти и газа для каких-либо нужд.
Под распределительными понимают трубопроводы, предназначенные для распределения нефти, нефтепродуктов или газа по нескольким потребителям. Обычно эти тубопроводы малого диаметра.
По расположению трубопровода в акватории относительно дна различают трубопроводы, заглубленные в грунт, расположенные на дне без обвалования, с обвалованием и трубопроводы, расположенные в водной среде, т. е. ниже поверхности воды и выше поверхности дна.
Трубопроводы бывают жесткие и гибкие.
Укладываются с помощью трубоукладочной баржи со стингером. Стингер – это специальное устройство трубоукладочной баржи для направления и безопасного спуска труб на морское дно.
Трубопроводы покрывают пенополиуританом для теплоизоляции.
Терминалы – это перевалочные станции для транспортировки нефти до потребителя. Состоят из насосов и емкостей. Скважинная продукция собирается с разных месторождений, для каждой существуют отдельные емкости. Терминалы оснащены автотранспортом, железнодорожным транспортом, трубопроводами, лабораторией и др.
20-билет
І. Гидроразрыв пласта. Физическая сущность и технология проведения процесса.
ІІ. Основное и вспомогательное оборудование штанговых насосных установок.
ІІІ. Системы разработки месторождения. Геолого-промысловое обоснование выбора системы разработки УВ.
Гидроразрыв пласта. Назначение, физическая сущность процесса, область применения ГРП.
Основные компоненты жидкости разрыва, их назначение. Давление разрыва.
Гидравлическим разрывом пласта называется процесс, при котором на забое скважины с помощью жидкости разрыва создается высокое давление, которое должно превышать давление вышележащих горных пород. При таком давлении жидкость разрыва воздействует непосредственно на породу пласта, вплоть до разрушения и возникновения трещины. Продолжающееся воздействие давления жидкости расширяет трещину вглубь от точки разрыва. В закачиваемую жидкость добавляется грубозернистый песок или керамические шарики для удержания созданной трещины в раскрытом состоянии после сброса давления жидкости. Созданные каналы объединяются с существующими природными трещинами и тем самым создают дополнительную площадь дренирования скважин.
При гидравлическом разрыве пласта должны быть решены следующие задачи:
1. создание трещины;
4. удержание трещины в раскрытом состоянии;
удаление жидкости разрыва;
5. повышение продуктивности пласта.
Проведение ГРП преследует две главные цели:
1. Повысить продуктивность скважины, путем увеличения эффективного радиуса дренирования скважины.
2. Создать канал притока в приствольной зоне нарушенной проницаемости. Причем проницаемость может быть нарушена в результате воздействия физических или химических факторов: закупорка пор буровым раствором, вторжение воды из посторонних источников, разрушение перфорации, уплотнение материнской породы, закупорка пласта природными глинами и т. д.
Основными этапами подготовки проведения ГРП являются:
1. Выбор скважин для проведения ГРП;
2. определение оптимальной геометрии трещины-длины и проводимости с учетом проницаемости пласта;
3. подбор пропластка в соответствии с прочностью пласта;
4. подбор жидкости разрыва с учетом характеристики пласта;
5. расчет необходимого количества жидкости разрыва и определение оптимальных параметров нагнетания;
6. расчет экономической эффективности проведения ГРП.
Скважины, в которых проводится гидравлический разрыв, должны быть до забоя обсажены эксплуатационной колонной и зацементированы. Чтобы улучшит фильтрационные свойства призабойной зоны, скважину перед началом работ очищают, промывают от грязи. Устье скважины оборудуют фонтанной арматурой, рассчитанной на давление на 25% выше статического. К фонтанной арматуре подсоединяется специальная головка, к которой подключаются агрегаты для нагнетания жидкости разрыва. Кроме того, скважина имеет следующее наземное оборудование: насосный агрегат АН-500, который имеет рабочее давление до 500кг/м3, приемный коллектор, цементировочный агрегат, емкость для жидкости разрыва, расходомер, манометр, пескосмеситель П-100, который может создать концентрацию песка до 1000кг/м3 при производительности до 100тонн в сутки.
Над кровлей продуктивного пласта устанавливают пакер, чтобы не подвергать эксплуатационную колонну действию высокого давления. Для предотвращения сдвига пакера по колонне при повышении давления, на трубах выше пакера рекомендуется устанавливать гидравлический якорь. Чем больше давление в трубах и внутри якоря, тем с большей силой кольцевые грани врезаются в колонну и оказывают тормозящее действие по отношению к пакеру. При гидравлическом разрыве в продуктивный пласт, через колонну НКТ закачивают жидкость разрыва. Разрыв пласта осуществляется до момента расслоения пласта, т.е. до образования новых трещин и расширения уже имеющихся.
В качестве жидкостей разрыва в газовых скважинах, вскрывающих плотные терригенные породы, используют керосинокислотную или водокиросиновую эмульсии. В породах менее прочных можно применять пластовую воду, слабые растворы соляной кислоты (1.5-2%). Рабочие жидкости должны легко растворяться в пластовой жидкости, ее вязкость не должна меняться во время проведения гидравлического разрыва, концентрация песка должна быть постоянной, нельзя допускать оседания песка в трубах. Кроме того рабочие жидкости, применяемые для образования трещин, не должны содержать механических примесей и образовывать нерастворимые осадки, т.е не должны уменьшать проницаемость пласта.
После разрыва пласта переходят к нагнетанию жидкости –песконосителя. Для заполнения полученных трещин и предотвращения их замыкания применяют проппанты двух видов: кварцевый песок, имеющий угловатую форму зерен, т.к. окатанные зерна могут вымываться обратно или синтетические проппанты средней и высокой прочности. Основными физическими характеристиками проппантов являются такие параметры как прочность, размер гранул и гранулометрический состав, форма гранул и их плотность. Чаще всего применяют проппанты с размерами гранул 0.4-1.7мм. Наиболее широко используемым материалом для закрепления трещин являются пески, с плотностью 2.6г/см3. Пески обычно используют при гидроразрыве пласта, напряжение сжатия которого не превышает
40 МПа. Среднепрочными являются керамические проппанты плотностью 3-3.3г/см3, используемые при напряжении сжатия до 69МПа. Сверхпрочные проппанты ( боксит и окись циркония) используются при напряжении сжатия до 100МПа, плотность этих материалов 3.2-3.8г/см3. использование сверхпрочных проппантов ограничивается их высокой стоимостью.
В настоящее время на промыслах стали применять так называемый суперпесок – кварцевый песок, зерна которого покрыты специальными смолами, повышающими прочность и препятствующими выносу частиц раскрошившегося проппанта из трещины. Плотность суперпеска 2.5г/см3. Основным критерием при подборе проппантов, с целью обеспечения длительной проводимости трещины на глубине залегания пласта, является прочность пород. В глубоких скважинах минимальное напряжение - горизонтальное, поэтому образуются преимущественно вертикальные трещины. С глубиной минимальное горизонтальное напряжение возрастает приблизительно на 19МПа/км. Поэтому для скважин глубиной до 2500м. применяют кварцевые пески; для скважин глубиной до3500м. -проппанты средней прочности; для скважин свыше3500м. применяют проппанты высокой прочности.
Наибольший эффект достигается , когда жидкость –песконоситель закачивается при больших скоростях и высоких давлений нагнетания. Скорость нагнетания зависит от вязкости жидкости и параметров призабойной зоны пласта ( проницаемости и толщины пласта, конструкции забоя). Это значит, что в низко проницаемых породах гидраразрыв происходит при малых скоростях закачки, с использованием жидкости небольшой вязкости. В высокопроницаемых породах необходимо применять жидкости большей вязкости и с высокими скоростями нагнетания. Объем жидкости – песконосителя для обработки можно определить по количеству песка, который намечено ввести в трещину, а также по допустимой концентрации его в жидкости. При первом разрыве рекомендуется вводить до 5-6тонн песка. При последующих разрывах количество песка увеличивается до 10тонн. В среднем на 1дм3 жидкости вводится 120-500грамм песка.
После закачки жидкости - песконосителя устье скважины закрывают и оставляют ее в покое до тех пор, пока давление на устье скважины не понизиться, т.е. до достижения преемственности пласта.
Затем скважину промывают, очищают от песка и приступают к освоению.
Рисунок 2 - Схема проведения гидравлическо¬го разрыва пласта
1-продуктивный пласт; 2-НКТ; 3- эксплуатацион¬ная колона; 4- пакер.
Основное и вспомогательное оборудование штанговых насосных установок.
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных видов механизированной добычи нефти. Насосная установка (рис 1) состоит из насоса 1, находя¬щегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 12 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных). Труб 9, а плунжер 11 подвешен на колонне штанг 2. Верхняя Штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки 6 канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней — всасывающий клапан 13. Колонна насосно-компрессорных труб, по которым жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на поверхности тройником. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназначено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущегося сальникового штока (т.е. верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в выкидную линию. Возвратно поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродви гателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.
Станок качалка (рис 1) состоит из следующих основных узлов рамы 13 со стойкой 14, балансира с головкой 1 в некоторых станках с противовесами 5, редуктора 10 с кривошипами 9, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами. Приводом станка-качалка является электродвигатель Вращение вала электродвигателя при помощи клиноременной передачи передается ведущему валу редуктора.
Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от его мощности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для каждого типа станка-качалки, но в зависимости от его грузоподъемности и кругящего момента редуктора изменяется от 315 мм у самых тяжелых станков-качалок. Изменение передаточного числа клинороменной передачи станков-качалок от 2,5 до 5,0 достигается сменой шкивов на валу электродвигателя. Передаточное число двухступенчатого редуктора для всех типов одинаково и равно 38, несмотря на то габариты и масса редукторов в зависимости от типа станка изменяются в больших пределах. Так, масса редуктора самого легкого станка-качалки грузоподъемностью 1,5 т составляет 82 кг, а редуктора станка-качалки грузоподъемностью 8 т равна 3960 кг.
Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят от степени его уровновешенностьи. Во время работы неуравновешенного станка- качалки
Рис.1. Станок-качалка:
1 - головка балансира; 2 – стопорное устройство головки; 3 – опорный подшипник балансира; 4 –балансир; 5 – противовесы; 6 – сферический подшипник подвески траверсы; 7 – шатун; 8 – противовес кривошипа; 9 – кривошип; 10 – редуктор; 11 – электродвигатель; 12 – ручка тормоза; 13 – рама; 14 – стойка.
в течение каждого двой¬ного хода насоса двигатель нагружается неравномерно, При ходе плунжера вниз двигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под действием собственного веса штанг, При ходе плунжера вверх на установку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг.
Такие колебания нагрузки отрицательно влияют на прочность всей установки и особенно на работу двигателя. Чтобы предотвратить преждевременный износ двигателя, необходимо выравнивать нагрузку на него в период каждого двойного хода плунжера. Это достигается уравновешиванием станка-качалки при помощи противовесов. Контргруз рассчитывают таким образом, чтобы он уравновесил вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого и тратится энергия электро¬двигателя при движении плунжера вверх.
Для передачи движения от станка качалки к плунжеру насоса предназначены насосные штанги - стальные стерж¬ни круглого сечения длиной 8 м и диаметрами 16 19, 22 или 25 мм, соединяемые с помощью муфт. В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительные пере¬менные нагрузки давление столба жидкости, воспринимаемое плунжером при перемещении вверх, силу тяжести штанг и усилия от продольных колебаний колонны штанг возника¬ющих при изменении нагрузки на плунжер. Часто штанги эксплуатируются в коррозионной среде, которая вызывает ускоренное разрушение поверхности металла и ослабление его прочности. Такие условия эксплуатации штанг определя¬ют повышенные требования к их прочности по уточу штанги и изготовляют из стали высокого качества.
Подача насосной установки. Общее количество жидкости, которое подает насос при непрерывной работе называется ею подачей.
Подачу насосной установки за 1 мин можно определитьпо формуле
q = Fspn, (8.1)
где F - площадь поперечного сечения плунжера, м3; s - длина хода плунжера м; n - число ходов (качаний) плунже¬ре на 1 мин; р - относительная плотность жидкости, кг/м3.
Защитные приспособления на приеме насоса. Все мероприятия режимного и тех¬нологического характера по снижению вред¬ного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособле¬ний у приема насоса - газовых, песочных якорей или ком¬бинированных газопесочных якорей.
Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 1. Этот якорь состоит из двух камер - газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 6, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней - рабочая труба 5, снабженная конической насад¬кой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через пере¬водник 2, одновременно связывающий корпус якоря со вса¬сывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры на¬винчена глухая муфта 9.
При работе насоса жидкость из скважины поступает че¬рез отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделивша¬яся от песка жидкость поднимается по кольцевому простран¬ству в песочной камере и поступает через отверстия в специ¬альной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.
В зависимости от количества песка, выделяемого из жид¬кости, корпус песочной камеры может быть удлинен наращи¬ванием труб. Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штан¬гами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42 и 48 мм. Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоеди¬няют к плунжеру с помощью специальных переводников.
Рис. 1. Газопесоч¬ный якорь
Системы разработки месторождений. Геолого- промысловое обоснование выбора системы разработки УВ.
Под системой разработки месторождения понимают совокупность технологических и технических мероприятий, обеспечивающих извлечение нефти, газа, конденсата и попутных компонентов из пластов и управление этим процессом.
Рациональной называют систему разработки, реализация которой обеспечивает потребности в нефти (газе), и возможно более полное извлечение из пластов нефти, газа и полезных попутных компонентов при благоприятных экономических показателях. Разработка нефтяных месторождений включает в себя последовательность технических мероприятий: бурение скважин на выделенные эксплуатационные объекты, их обустройство, строительство нефтепромыслового хозяйства и коммуникаций, эксплуатацию скважин, контроль за дебитом жидкости, обводненностью и газовым фактором каждой добывающей скважины и закачкой воды каждой нагнетательной скважины и оптимизацию их режимов работы.
В основе выбора системы разработки месторождений углеводородов лежит геолого-промысловое обоснование технологических решений:
1) о выделении эксплуатационных объектов на многопластовом месторождении;
2) о необходимости применения искусственного воздействия на залежь или целесообразности разработки объекта с использованием природной энергии;
3) при необходимости – о методе воздействия и его оптимальной разновидности; о соответствующем взаимном размещении нагнетательных и добывающих скважин на площади;
4) о плотности сети скважин;
5) о градиенте давления в эксплуатационном объекте;
6) о комплексе мероприятий по контролю и регулированию процесса разработки.
По каждому из названных пунктов должны приниматься решения, наиболее полно отвечающие геологической характеристике эксплуатационного объекта. Разработка месторождений может осуществляться на двух основных принципиально различных режимах: на естественном режиме истощения и на искусственном режиме восполнения пластовой энергии. На естественном режиме истощения (при использовании природных видов энергии) разрабатывают залежи с эффективными природными режимами, для которых искусственное воздействие не требуется. Искусственный режим восполнения пластовой энергии включает в себя разные варианты закачки вытесняющего агента, различающиеся по схеме осуществления и виду вытесняющего агента.
1. Геолого-физические свойства пород-коллекторов нефти и газа. Резко отличающиеся по проницаемости, общей и эффективной толщине, а также неоднородности пласты во многих случаях нецелесообразно разрабатывать как один объект, поскольку они могут существенно отличаться по продуктивности, пластовому давлению в процессе их разработки и, следовательно, по способам эксплуатации скважин, скорости выработки запасов нефти и изменению обводненности продукции. Для различных по площадной неоднородности пластов могут быть эффективными различные сетки скважин, так что объединять такие пласты в один объект разработки оказывается нецелесообразным. В сильно неоднородных по вертикали пластах, имеющих отдельные низкопроницаемые пропластки, не сообщающиеся с высокопроницаемыми, бывает трудно обеспечить приемлемый охват горизонта воздействием по вертикали вследствие того, что в активную разработку включаются только высокопроницаемые пропластки, а низкопроницаемые прослои не подвергаются воздействию закачиваемого в пласт агента (воды, газа). С целью повышения охвата таких пластов разработкой их стремятся разделить на несколько объектов.
2. Физико-химические свойства нефти и газа. Важное значение при выделении объектов разработки имеют свойства нефтей. Пласты с существенно различной вязкостью нефти бывает нецелесообразно объединять в один объект, так как их можно разрабатывать с применением различной технологии извлечения нефти из недр с различными схемами расположения и плотностью сетки скважин. Резко различное содержание парафина, сероводорода, ценных углеводородных компонентов, промышленное содержание других полезных ископаемых также может стать причиной невозможности совместной разработки пластов как одного объекта вследствие необходимости использования существенно различной технологии извлечения нефти и других полезных ископаемых из пластов.
3. Фазовое состояние углеводородов и режим пластов. Различные пласты, залегающие сравнительно недалеко друг от друra по вертикали и имеющие сходные геолого-физические свойства, в ряде случаев бывает нецелесообразно объединять в один объект в результате различного фазового состояния пластовых углеводородов и режима пластов. Так, если в одном пласте имеется значительная газовая шапка, а другой разрабатывается при естественном упруговодонапорном режиме, то объединение их в один объект может оказаться нецелесообразным, так как для их разработки потребуются различные схемы расположения и числа скважин, а также различная технология извлечения нефти и газа.
4. Условия управления процессом разработки нефтяных месторождений. Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, тем технически и технологически труднее осуществлять контроль за перемещением разделов нефти и вытесняющего ее агента (водонефтяных и газонефтяных разделов) в отдельных пластах и пропластках, труднее осуществлять раздельное воздействие на пропластки и извлечение из них нефти и газа, труднее изменять скорости выработки пластов и пропластков. Ухудшение условий управления разработкой месторождения ведет к уменьшению нефтеотдачи.
5. Техника и технология эксплуатации скважин. Могут быть многочисленные технические и технологические причины, приводящие к целесообразности или нецелесообразности применения отдельных вариантов выделения объектов. Например, если из скважин, эксплуатирующих какой-то пласт или группы пластов, выделенных в объекты разработки, предполагается отбирать настолько значительные дебиты жидкости, что они будут предельными для современных средств эксплуатации скважин. Поэтому дальнейшее укрупнение объектов окажется невозможным по технической причине.
Односторонний учет только одной из этих групп не позволяет объективно подойти к выделению эксплуатационных объектов.
Системы разработки многопластовых месторождений.
В зав-ти от порядка ввода экс. объектов в разработку выдел. две системы раз-ки месторождений:
1. Система одновременной разработки, к-рая подразделяется:
А) раздельная разработка объектов- когда каждый объект экс-ся самостоятельной сеткой скв. Данная система применяется при наличии высокопродуктивных объектов и возможности быстрого. Преимущества: обеспечение надежного контроля за процессом раз-ки и его регулирования. Недостатки: требует большего количества скв., что приводит к знач. кап. вложениям.
Б) совместная разработка объектов - два и более объектов разрабатываются одной сеткой скв. Преимущества: обеспечение высоких текущих уровней добычи нефти. Недостатки: нерегулируемая раз-ка залежи, что мриводит к ухудшению технико-экономических показателей.
2. Система последовательной разработки, которая подразделяется на след.варианты:
А) Раз-ка объектов «сверху вниз» - каждый нижележащий пласт раз-ся после вышележащего. Недостатки: увеличивается объемы бурения, задерживает разведку нижележащих пластов, повышается опасность нарушения правил охраны недр вышележащих объектов при разбуривании нижележащих.
Б) Раз-ка объектов «снизу вверх»- каждый вышележащий пласт разрабатывается после раз-ки нижележащего.
21-билет
І. Солянокислотная обработка забоя скважины. Назначение, физическая сущность обработки. Виды соляно-кислотных обработок.
ІІ. Погружной электроцентробежный скважинный насос, устройство и принцип его действия
ІІІ. Системы разработки нефтяной залежи с использованием природной энергии.
Солянокислотная обработка забоя скважины. Назначение, физическая сущность обработки, Виды солянокислотных обработок.
Для увеличения дебита газовых скважин широкое применение находят обработки призабойной зоны. Для этого используют способность кислоты растворять различные породы, слагающие продуктивный пласт, что увеличивает проницаемость призабойной зоны, создает благоприятные условия для ее очистки от различных загрязнений и увеличения дебита газа. Основной кислотой для обработки скважин является соляная кислота. Применение ее основано на способности растворять карбонатные породы пласта (известняки, доломиты) с образованием легко растворимых в воде продуктов реакции:
СаСО3MgCO3+4HCl=CaCl2+MgCl2+2H2O+CO2.
СаСО3 +2НСl = СаСl2 + Н2О + СО2;
1м315%-ой соляной кислоты растворяет около 0,081м3 (220кг) известняка. В результате реакции выделяется около 52,5м3 углекислого газа и образуется около 244кг хлористого кальция СаСl2. При кислотной обработке скорость реакции пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению.
Наряду с соляной кислотой применяют смесь соляной и фтористоводородной (плавиковой) кислот, так называемую глинокислоту. Данная кислота способна растворять силикатные или карбонатные породы по схеме
SiO2+4HF=2H2O+SiF4
CaCO3+2HF=CaF2+CO2+H2O.
Соляную кислоту применяют для обработки коллекторов, представленных карбонатными породами или песчаниками с относительно высоким содержанием карбонатов. Соляная кислота, поставляемая заводами, является сильно концентрированной, поэтому ее необходимо разбавлять. Кроме того, она имеет сильно корродирующие свойства, которые резко возрастают с повышением температуры. Для уменьшения влияния соляной кислоты на оборудование в нее добавляют ингибиторы. Вводимые в кислоту ингибиторы не останавливают, а резко замедляют реакцию между кислотой и металлом, в результате чего потери металла после применения ингибиторов составляют 2-5%. В качестве ингибитора применяют формалин, представляющий собой 40%-ный раствор формальдегида Н2С-О в воде, а также уникод ПБ-5, И-1-А с уротропином, а также сульфонол, ДС-РАС, диссольван 4411
Формалина добавляется 5-6кг. На 1т. 10-12%-ного раствора кислотыДля ингибирования кислоты применяют также униколы, представляющие собой продукты отхода лесохимической промышленности.
Выбрать тот или иной реагент для ингибирования следует с учетом изменения скорости реакции породы с кислотой. Установлено, что формалин не влияет на скорость растворения карбонатов кислотой. Уникол же замедляет эту реакцию.
Соляная кислота, взаимодействующая с железом и глинами, образует соли железа и алюминия, которые в пластовых условиях выпадают в осадок. Реагируя с цементом и песчаником, кислота образует гель кремневой кислоты, также выпадающей в осадок. Для предупреждения выпадения этих осадков в кислотный раствор добавляют стабилизаторы - уксусную и плавиковую кислоты. Добавление 0,4-2%(по объему) уксусной кислоты позволяет удерживать в растворе соли железа и алюминия. Добавка 1-2%-ной плавиковой кислоты способствует лучшему растворению цементной корки. Является интенсификатором кислоты и предупреждает образование геля кремневой кислоты.
Эффект кислотной обработки призабойной зоны зависит от глубины проникновения раствора, особенно в плотные малопористые участки пласта , и полноты удаления продуктов реакции при последующем освоении скважины. С целью увеличения проникающей способности раствора в поры пласта и возвращения продуктов реакции в раствор кислоты добавляются поверхностно-активные вещества. ПАВ, вводимые в раствор кислоты, снижают поверхностное натяжение кислоты и продуктов реакции. В качестве ПАВ применяют пихтовые масла и различные спирты. Порядок добавления различных реагентов в кислоту при ее подготовке следующий: вода-ингибиторы - стабилизаторы ( уксусная и плавиковая кислоты) – техническая соляная кислота - хлористый барий - ПАВ.
Скважину до обработки необходимо тщательно очистить от песка, грязи, продуктов коррозии. При наличии подошвенных вод низ скважины изолируют заливкой раствора хлористого кальция плотностью 1200-1300кг/м3 или соленой водой, плотность которой на 100-150кг/м3 больше плотности кислотного раствора. Для получения 1м3 раствора хлористого кальция плотностью 1200кг/м3 необходимо 540кг твердого СаС12 растворить в 660л. воды. Для получения 1м3 раствора плотностью1300кг/м3 требуется 830кг твердого СаС12 и 470л. воды.
Соляно - кислотную обработку скважин осуществляют через насосно-компрессорные трубы. Вначале скважину глушат продавочной жидкостью и устанавливают циркуляцию (положение1). Затем в трубы нагнетают заготовленный раствор соляной кислоты. Объем вытесненной из скважины жидкости равен объему кольцевого пространства. Количество первой порции кислоты, нагнетаемой в скважину, рассчитывают так, чтобы она заполнила трубы и кольцевое пространство от башмака труб до кровли пласта (положение 2). После этого закрывают межтрубное пространство и закачивают весь объем раствора в скважину. Кислота при этом поступает в пласт (положение3). Оставшуюся в трубах и в нижней части скважины кислоту, затем продавливают в пласт продавочной жидкостью (нефтью или водой) (положение 4).
Соляно - кислотный раствор определенной концентрации с учетом всех вводимых в него реагентов приготавливают непосредственно перед его применением. Концентрацию полученной кислоты в полевых условиях контролируют ареометром.
Количество и концентрацию кислоты для обработки скважины выбирают, исходя из пластовых условий. Скважины с высоким пластовым давлением, за счет которого после обработки может создаваться повышенная депрессия, обрабатываают12-15%-ной кислотой. В скважинах с небольшим пластовым давлением для улучшения условий извлечения продуктов реакции следует применять кислоту концентрацией 8-12% (при более высокой концентрации кислоты образуются высоковязкие продукты реакции, трудно извлекаемые из пор пласта). При этом верхние пределы концентраций рекомендуются для малопроницаемых, нижние- для хорошо проницаемых пород. Объем кислоты, нагнетаемой в пласт, рекомендуется брать от 0.4 до 1.5м3 на 1м. толщины обрабатываемой части пласта. При этом 0.4-0.6м3/м кислоты берут при слабопроницаемых породах, 0.8-1.0м3/м - для пород средней проницаемости, 1-1.5м3/м для пластов высокой проницаемости.
В зависимости от пластового давления рекомендуются следующие сроки выдержки кислоты в скважинах:
Давление, МПа………….до 0.7 0.7-2.0 2.0-6.0
Время выдержки, ч………..3 – 6 12 – 24 до 30 и более
Результаты обработки проверяют по коэффициенту продуктивности скважины до обработки и после нее. А также по суммарному количеству газа, добытого из скважины за определенное время после обработки кислотой.
Рисунок 1 - Схема проведения кислотной обработки
Если в призабойной зоне наблюдается отложение парафинистых и асфальтосмолистых веществ, то целесообразно проводить термохимическую или термокислотную обработку.
Под термохимической обработкой (ТХО) понимается процесс воздействия на породы призабойной зоны пласта горячей соляной кислотой, причем нагревается она на глубине за счет теплоты экзотермической реакции между прокачиваемым раствором кислоты и реагентным материалом (обычно магнием). Если термохимическая обработка сопровождается кислотной обработкой, то такую комбинированную обработку называют термокислотной (ТКО).
Термохимическая обработка основана на реакции:
Mg + 2HCl + H2O = MgCl2 + H2O + H2 + 461.38кДж.
Концентрация кислоты в исходном растворе принимается такой (14-18%), чтобы после реакции с магнием остаточная концентрация была достаточной (10-12%) для активного воздействия на породы. В зависимости от степени необходимого нагрева на 1кг. магния принимают 50-100л. раствора.
По технологии проведения кислотной обработки различают:
Внутрискважинную термохимическую обработку (ВСТХО) –можно проводить с помощью термонаконечника, через который прокачивается солянокислотный раствор. Предварительно в термонаконечник загружают 40-100кг. магния (в виде стружки или гранул). Для доставки гранул магния в зону реакции целесообразно использовать химически инертные по отношению к магнию жидкости (например дизельное топливо, керосин, газоконденсат). При ВСТХО гранулированный магний подают в затрубное пространство, а кислотный раствор закачивают в НКТ. Реакция магния с кислотой проичходит либо ниже башмака НКТ, либо в затрубном пространстве напротив продуктивного пласта, где гранулы магния псевдоосаждаются восходящим потоком кислотного раствора.
Внутрипластовая термохимическая обработка заключается в заполнении трещин гидроразрыва смесью песка и гранулированного магния соляно кислотным раствором. Эффективность ВПТХО обеспечивается действием четырех факторов: механического (разрыв или раскрытие трещин пластаи увеличение проницаемости трещин после растворения магния из смеси с песком); теплового ( расплавление органических отложений); термокислотного (воздействие на освобожденные от органических отложений породы нагретым кислотным раствором внутри пласта); гидрогазодинамического (регулирование массообменных процессов и улучшения освоения скважины и очистки призабойной зоны от загрязняющих продуктов. Для эффективного обогрева скважины рекомендуется сразу после окончания продавки кислотного раствора отобрать из скважины 30-40% объема закаченного кислотного раствора, а через 30мин.- оставшуюся часть закаченной жидкости и пустить скважину в работу. Для этого целесообразно продавку осуществлять закачкой газа. Количество магния должно составлять 20% от общей массы магния и песка, что обеспечит 4-6-кратное увеличение проницаемости трещины.
Кислотный раствор готовят, централизовано или же у скважины в строгой последовательности: В воду вводят ингибитор и стабилизатор, соляную кислоту, перемешивают и добавляют ВаС12, перемешивают и вводят интенсификатор, перемешивают и выдерживают до осветления раствора (2-3ч). При работе должны использоваться защитные приспособления (спецодежда, резиновые перчатки, очки), быть в наличии средства оказания первой медицинской помощи.
1) Стабилизаторы—водорастворимые вещества, стабилизирующие свойства кислотного раствора. С целью предотвращения выпадения или удаления солей А1 и Fe используют, как правило, уксусную кислоту (СН3СООН). Добавка уксусной кислоты изменяется от 0,8 до 2% от объема кислотного раствора.
2) Ингибиторы — водорастворимые вещества, понижающие коррозионную активность НС1. В качестве ингибиторов используют формалин (до 1%), уникол ПБ-5 (0,05-0,1%) и др.
3) Интенсификаторы — вещества, обеспечивающие удаление продуктов реакции из призабойной зоны скважины (поверхностно-активные вещества — ПАВ). ПАВ снижают межфазное натяжение, способствуют выносу воды и отмыву нефти с поверхности горной породы. В качестве интенсификаторов используются также спирты, сульфокислоты.
Погружной электроцентробежный скважинный насос, принцип устройства и действия.
Установки погружных центробежных насосов предназначены для откачки из нефтяных скважин, пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ, механические примеси.
Установка погружного центробежного электронасоса (рис.) состоит из наземного и подземного оборудования. К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура 7, барабан со стойками для кабеля, автоматичес¬кая станция управления 10 и автотрансформатор 9. Авто-трансформатор предназначен для компенсации падения на¬пряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному элект¬родвигателю 1. Для защиты от окружающей среды авто¬трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически включать или выклю¬чать агрегат и контролировать его работу (отключать агре¬гат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях). Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герме¬тизации затрубного пространства с учетом ввода в него кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрез¬мерном увеличении его давления.
Подземное оборудование состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля б. Погружной насосный аг¬регат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъем¬ных трубах 5, состоит из центробежного многоступенчатого насоса и погружного электродвигателя с гидрозащитой. Все эти узлы соединены между собой фланцами. Гидрозащита — один из важнейших узлов погружного аг¬регата. Она предохраняет электродвигатель от попадания в его полость пластовой жидкости. Это достигается тем, что в полости электродвигателя, заполненного жидким мас¬лом, создается давление, превышающее давле¬ние окружающей среды. Гидрозащита компен¬сирует также утечки масла из двигателя и обес¬печивает подачу масла к подшипникам насоса.
Насос имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуата¬ционной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку. Насосный агрегат откачивает пластовую жидкость из скважины и подает ее на поверхность по колонне НКТ.
Кабель, обеспечивающий подвод электроэнергии к электродвигателю, крепится к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубам металлическими поясами (клямсами) 3, входящими в состав насоса.
Для откачивания пластовой жидкости, содержащей свыше 25 - до 55% (по объему) свободного газа у приемной сетки - фильтра, к насосу подключают насосный - газосепаратор.
Газосепаратор работают аналогично центрифуге. Лопатки центрифуги, вращающиеся с частотой 3500 об/мин, вытесняют более тяжелые жидкости на периферию, и далее через переходной канал вверх в насос, тогда как более легкая жидкость (пар) остается около центра и выходит через переходной канал и выпускные каналы обратно в скважину.
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор 9 и стан¬цию управления 10 поступает по кабелю 6 к электродвигате¬лю 1, в результате чего электродвигатель вращает вал насоса и приводит таким образом его в действие. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и нагнетается по насосным трубам на повер¬хность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом смонти¬рован обратный клапан, предназначенный для предотвращения обратного вращения (турбинный режим) ротора насоса под воздействием столба жидкости в колонне НКТ при остановках и облегчения, тем самым, повторного запуска насосного агрегата. Обратный клапан ввинчен в модуль - головку насоса,
Кроме того, над насосом устанавли¬вают спускной клапан, (ввинчивается в корпус обратного клапана). через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.
Погружной электронасос представляет собой набор лопаток (ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих ап¬паратов, являющихся статором. Лопатки и элементы, состав¬ляющие статор, изготовляют из чугуна.
Во время работы насоса жидкость, поступающая через всасывающие отверстия к центральной открытой части рабо¬чего колеса, попадает на его лопатки и увлекается ими в полость насоса, где приобретает вращательное движение. Под влиянием центробежной силы и от воздействия лопаток час¬тицы жидкости с большой скоростью отбрасываются к пери¬ферии вращающегося колеса и затем наружу. Выбрасывае¬мая из колеса жидкость обладает большой скоростью и, сле¬довательно, значительной кинетической энергией — энерги¬ей движения. Для преобразования этой энергии в энергию давления служат специальные направляющие устройства — лопаточные диффузоры, устанавливаемые за рабочим коле¬сом. Жидкость, протекая между этими лопатками, плавно изменяет направление движения, постепенно теряет скорость и отводится в следующую ступень.
Рабочие колеса погружных насосов имеют небольшой диа¬метр, и вследствие этого напор жидкости, создаваемый одной ступенью, не превышает 3,5 —5,5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800— 1000 м в корпусе насоса монтируют по 150 — 200 ступеней, а в тех случаях, когда необходим больший на¬пор, применяют двухсекционные или трехсекционные насосы.
Погружные центробежные электронасосы (ЭЦН) применя¬ют для работы в скважинах, закрепленных обсадными труба¬ми диаметрами 140, 146 и 168 мм с внутренними диаметрами соответственно 121,7, 124 и 144,3 мм. Для эксплуатации сква¬жин, в продукции которых содержится большое количество песка (до 1,0 % от количества извлекаемой жидкости), центро¬бежные насосы изготовляют в износостойком исполнении.
К основным параметрам погружного насоса относятся его подача О и развиваемый напор Н. Величина напора характе¬ризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с помощью данного насоса. Напор и подача, — взаимозависи¬мые величины: чем выше развиваемый данным насосом на¬пор, тем ниже его подача. Это хорошо видно из рис. 2.
Рис. 1. Рабочая харак¬теристика ЭЦН
Например, насос, рабочая характеристика которого показана на этом рисунке, способен поднять воду на высоту 1150 м, но при этом он будет работать вхолостую (Q = 0). Если напор приближается к нулю, то насос способен перекачивать до 500 м3/сут жидкости. С увеличением напора подача насоса снижается, а при снижении увеличивается; КПД η насоса в обоих случаях несколько снижается.
Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный КПД установки. В рассматривае¬мом примере максимальный КПД составляет 55 %. При этом Q = 250 м3/сут, Н = 800 м.
Промышленностью выпускаются насосы, рассчитанные на напор от 450 до 1500 м и подачу от 40 до 700 м3/сут.
Приводом ЭЦН служат погружные электродвигатели трех¬фазные, асинхронные с короткозамкнутым ротором. При ча¬стоте тока 50 Гц синхронная частота вращения их вала со¬ставляет 3000 об/мин.
Так как диаметр корпуса двигателя ограничен внутрен¬ним диаметром эксплуатационной колонны (121,7—144,3 мм), с целью обеспечения необходимой мощности длина их со¬ставляет 4,2 — 8,2 м. Мощности выпускаемых погружных дви¬гателей в зависимости от типа насоса могут быть от 14 до 125 кВт, их диаметр — от 103 до 123 мм.
Критерии применения ЭЦН:
среда - пластовая жидкость (смесь нефти, попутной воды и нефтяного газа);
максимальная кинематическая вязкость однофазной жидкости, при которой обеспечивается работа насоса без изменения напора и к. п. д. - 1 мм2/с;
максимальное массовое содержание твердых частиц - 0,01 % (0,1 г/л);
микротвердость частиц - не более 5 баллов по Моосу;
максимальное содержание попутной воды - 99%;
максимальное содержание свободного газа у основания двигателя - 25%, для установок с насосными модулями-газосепараторами (по вариантам комплектации) - 55 %,
максимальная концентрация сероводорода: для установок обычного исполнения - 0,001% (0,01 г/л); для установок коррозионностойкого исполнения - 0,125% (1,25 г/л);
температура перекачиваемой жидкости в зоне работы погружного агрегата - не более 90 °С.
Системы разработки нефтяной залежи с использованием природной энергии.
Система разработки нефтяной залежи с использованием напора краевых вод. Систему применяют для залежей пластового типа с водонапорным или активным упруговодонапорным режимом. Она предусматривает разбуривание залежи добывающими скважинами с расположением их в чисто нефтяной части залежи замкнутыми рядами, параллельными внутреннему контуру нефтеносности. По возможности соблюдается шахматный порядок расположения скважин. Для продления безводного периода эксплуатации скважин расстояния между рядами устанавливаются несколько большими, чем между скважинами в рядах. С этой же целью в скважинах внешнего ряда нижнюю часть нефтенасыщенного пласта не перфорируют. В процессе разработки размеры залежи уменьшаются и постепенно обводняются и выводятся из эксплуатации скважины внешнего кольцевого ряда, а затем скважины последующих рядов. Система разработки нефтяной залежи с использованием напора подошвенных вод. Систему применяют для залежей массивного типа. Обычно на всей площади такие залежи подстилаются водой, которые обладают водонапорным или активным водонапорным режимом. При разработке таких залежей обводняются интервалы залежи, расположенные на одних гипсометрических отметках. Размещение скважин и подход к перфорации продуктивной части разреза зависят от параметров залежи. При высоте залежи, измеряемой десятками метров, скважины располагают равномерно и пласт в них перфорируют от кровли до некоторой условно принятой границы, отстоящей от ВНК на несколько метров. При высоте залежи, составляющей 200-300 метров и более, скважины располагают по сетке, сгущающейся к центру. При низкой вязкости нефти (до 1-2 мПа*с), высокой проницаемости и относительно однородном строении продуктивной толщи возможно перфорирование верхней части нефтенасыщенной толщины, поскольку в таких условиях нефть из нижней части может быть вытеснена к вскрытым интервалам. При неоднородном строении коллектора или при повышенной вязкости нефти реализуется последовательное вскрытие интервалов нефтенасыщенной толщины снизу вверх. Система разработки нефтяной залежи с использованием энергии, выделяющегося из нефти газа (режим растворенного газа). Разбуривание залежи производится по равномерной и более густой сетке, чем рассмотренные ранее. Перфорация во всех скважинах осуществляется по всей нефтенасыщенной толщине. Система разработки газонефтяной залежи с совместным использованием напора пластовых вод и газа газовой шапки. При этой системе скважины располагают по равномерной сетке и перфорируют в них часть нефтенасыщенной толщины со значительным отступлением от ВНК и ГНК для избежания конусообразований. Систему применяют для залежей с относительно небольшими газовыми шапками Система разработки газонефтяной залежи с использованием напора пластовых вод при неподвижном ГНК. Система предусматривает обеспечение отбора нефти из залежи только за счет внедрения пластовых вод при неизменном объеме газовой шапки. Стабилизация ГНК в начальном его положении обеспечивается регулированием давления в газовой шапке путем отбора из нее через специальные скважины строго обоснованных отборов газа для выравнивания пластового давления в газовой и нефтяной частях залежи. При такой системе разработки интервал перфорации может быть расположен несколько ближе к ГНК по сравнению с его положением при совместном использовании напора вод и газа. Такие системы применяются при большой высоте нефтяной части залежи, низкой вязкости нефти, высокой проницаемости пласта. Предусматривается равномерная сетка скважин.
22-билет
І. Разработка газоконденсатных месторождений в режиме истощения. Сайклинг-процесс.
ІІ. Типовые осложнения в скважине при добыче нефти.
ІІІ. Морские трубопроводы. Терминалы.
Разработка газоконденсатных месторождений в режиме истощения, путем обратной закачки сухого газа в пласт. Сайклинг-процесс.
Практика разработки газоконденсатных месторождений показывает, что сущест¬вуют две системы разработки:
1) с поддержанием пластового давления закачкой в пласт рабочих агентов
2) без поддержания пластового давления (на истощение).
На выбор системы разработки влияют следующие факторы:
- промышленные запасы сырого газа;
- количество и состав конденсата, выделяющегося из газа;
- режим эксплуатации пласта;
-однородность пласта (по пористости, проницаемости, литологическому составу).
Поддержание пластового давления можно осуществлять закачкой в пласт сухого газа, воздуха, воды, углекислого газа.
Нагнетание воздуха в пласт связано со значительно большими эксплуатационными затратами, чем при закачке сухого газа, т.к. эксплуатационные затраты зависят от степени сжатия газа: г = Рв/Рп где Рв и Рр давление на выкиде и давление на приеме компрессора.
При одном и том же значении Рв (например 30 МПа) для газа степень сжатия в про¬цессе возврата сухого газа в пласт будет меньше, чем при закачке воздуха, так как для газа Рпр= Рм.к., где Рмк - давление максимальной конденсации. Для воздуха же Рпр= 0,1 МПа.
Таким образом, сухой газ возвращают дожимными компрессорами при г- 2, а воздух многоступенчатыми компрессорами при г = 300 и выше. Закачка воздуха позволяет вести раз¬работку газоконденсатного месторождения в один цикл и направлять сухой газ потребителям. При этом, однако, трудно оценить потери газа в зонах смешения с воздухом.
Закачка воды имеет следующие преимущества:
1) Разработка газоконденсатного месторождения ведется в один цикл;
2) Имеется возможность использования сухого газа как сырья и топлива;
3) Энергетические затраты при закачке воды меньше, чем при закачке воздуха.
Закачка воды в залежь возможна при благоприятных геологических условиях: залежь с большим этажом газоносности, тектонические нарушения отсутствуют, большое содержа¬ние конденсата ценных товарных свойств.
Недостатки при закачке воды:
1) Разбухание глинистых пропластков и закупорка пор призабойной зоны нагнета¬тельных скважин при взаимодействии породы с водой;
2) Образование языков воды;
3) Защемление больших объемов газа водой.
Сайклинг -процесс это возврат сухого газа в пласт с целью поддержания пластового давления на уровне выше, чем давление максимальной конденсации для предотвращения по¬терь углеводородного конденсата в пласте.
Следует учитывать, что при возврате в пласт сухого газа стоимость промыслового оборудования и его обслуживания может превышать прибыль от реализации конденсата. Чтобы этого не было стоит рассмотреть варианты частичного возврата газа в пласт и отправки сухого газа потребителям. В каждом отдельном случае после технико-экономического анализа можно выявить наивыгоднейший вариант. При анализе необходимо учитывать потери конденсата, выпавшего в поровом пространстве. Извлечь его в будущем из истощенной залежи будет практически невозможно без огромных экономических затрат. В отдельных случаях при высокой первоначальной насыщенности газовой фазы конденсатом в результате извлечения газовой фазы образуется остаточное месторождение так называемой «белой нефти», представляющей собой смесь светлых фракций.
Существуют разновидности сайклииг-процесса: в пласт возвращается весь отбензиненый сухой газ (полный сайклинг-процесс) или 40-60% от всего объема отобранного газа (частичный сайклинг-процесс), при этом давление в залежи поддерживается на уровне или выше давления начала конденсации, конденсат не выпадает в поровом пространстве, а выно¬сится на поверхность; сухой газ, попадая в пласт растворяет в себе тяжелые компоненты.
Со временем конденсатогазовый фактор уменьшается, закачка газа продолжается до момента, когда возврат газа становится нерентабельным из-за низкого выхода конденсата, после чего наступает вторая стадия разработки месторождения как газового без поддержания пластового давления до его полного истощения.
Использование других агентов. Закачка в пласт углекислого газа позволяет умень¬шить давление начала конденсации. Существуют простые и дешевые способы получения уг¬лекислого газа, поэтому этот метод является перспективным, представляет интерес также за¬качка углекислого газа в смеси с азотом, а также закачка широкой фракции легких углеводо¬родов и закачка газа, содержащего кислые компоненты (сероводород и углекислый газ).
Одним из возможных способов поддержания пластового давления является комбини¬рованная закачка воды и газа.
Типовые осложнения в скважине при добыче нефти.
Многообразие условий работы фонтанных скважин на различ¬ных нефтяных месторождениях предопределяет и многообразные причины осложнений в их работе. К числу таких осложнений относятся:
- отложения в подъемном оборудовании или выкидных линиях, а также в ПЗС асфальтенов, смол, парафинов и церезинов;
-образование песчаных пробок как на забое скважины, так и в подъемнике,
- отложения солей в различных элементах системы;
- пульсации в работе фонтанной скважины;
- открытое (нерегулируемое) фонтанирование при поврежде¬нии устьевой арматуры или за счет образования грифонов.
Парафиноотложение
Нефть, состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находится, как правило, в термодинами¬ческом равновесии. При изменении термобарических условий в призабойной зоне и в самой скважине, связанных с понижением давле¬ния и температуры, нарушается фазовое равновесие, и из смеси угле¬водородов выделяются как газообразные, так и твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина.
При снижении давления свободный газ, выделяющийся из нефти, понижает ее растворяющую способность и образует границы раздела, которые провоцируют образование твердой фазы в виде микрокристаллов парафина, а также микроагрегатов асфальтенов и смол. Образовавшиеся микрокристаллы и микроагрегаты твердой фазы могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком смеси. В противном случае микрокристаллы парафина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насосно-компрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением деби¬та скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа. Характерные профили отложений парафина внутри подъемника приведены на рис. 1. Механизм и характер формирования отложений парафина доста¬точно сложны и зависят от давления насыщения в подъемнике Р'нас, газонасыщенности нефти (газовый фактор), температурного режима работы скважи¬ны, содержания парафина в нефти, температуры кристаллизации парафина, давления на устье скважины, дебита скважины, обвод¬ненности продукции, состояния внутренней поверхности подъем¬ника (его шероховатость), типа этой поверхности (гидрофильная или гидрофобная), характера работы скважины (работа с постоян¬ным дебитом или в пульсирующем режиме) и др.
Совершенно очевидно, что отложения парафина в подъемнике приводят к нарушению нормальной работы скважины: снижению ее дебита и коэффициента полезного действия процесса подъема.
Существуют два принципиальных подхода к борьбе с этим не¬желательным явлением:
1. Предотвращение отложений парафина (превентивный подход).
2. Различные методы удаления отлагающегося парафина.
Первый подход является предпочтительным и базируется на
создании условий в процессе работы скважины, исключающих фор¬мирование отложений парафина или облегчающих их срыв с внут¬ренней поверхности подъемника.
а б в
Рис. 1. Типичные профили отложений парафина внутри подъемника:
а - с постоянным увеличением отложений к устью скважины; б - с час¬тичным срывом отложений потоком смеси к устью скважины; в - с пол¬ным срывом отложений к устью скважины
Данный подход включает следующие методы: снижение шерохо¬ватости внутренней поверхности НКТ путем нанесения на нее стек¬ла, эмали, эпоксидной смолы или специальных лаков; использова¬ние специальных химических реагентов, называемых ингибиторами парафиноотложений. Сущность такого метода заключается не толь¬ко в гидрофилизации внутренней поверхности подъемника за счет адсорбции на ней химических реагентов, но и в адсорбции этих реа¬гентов на образовавшихся кристаллах парафина и формировании на них тонкой гидрофильной пленки, препятствующей росту кристал¬лов парафина, их слипанию с образованием сгустков твердой фазы и последующим их отложением на стенках НКТ.
Второй подход является широкораспространенным и делится на несколько методов:
1. Механические - использование различных по конструкции
и форме скребков, спускаемых в подъемник либо на проволоке с
помощью специальных автоматизированных лебедок, устанавлива¬емых на устье скважины, либо так называемых автоматических ле¬тающих скребков. Конструктивно скребок устроен таким образом,
что при спуске полукруглые по форме пластинчатые ножи сложе¬ны и скребок свободно спускается в НКТ. При подъеме ножи рас¬крываются, их диаметр становится равным внутреннему диаметру
НКТ, и они срезают отложившийся парафин, который потоком
продукции выносится за пределы устья скважины.
2. Тепловые - прогрев колонны НКТ перегретым паром, зака¬чиваемым в скважину с помощью специальной паропередвижной установки. Такой процесс называется пропариванием НКТ. Часто используют и прокачку горячей нефти. В настоящее время исполь¬зуются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложив¬шийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья.
3. Химические - использование различных растворителей па¬рафиновых отложений, закачиваемых в скважину.
Таким образом, в настоящее время имеется достаточный арсе¬нал методов и средств ликвидации осложнений в работе скважин, связанных с отложениями парафинов.
Песчаные пробки
Как правило, эти проблемы связаны либо с фильтрацией в рых¬лых слабосцементированных коллекторах, либо с недопустимым снижением забойного давления и разрушением даже хорошо сце¬ментированных терригенных коллекторов. В обоих случаях (при отсутствии соответствующего оборудования забоев скважин) в про¬цессе эксплуатации на забое скважины может образовываться пес¬чаная пробка. С гидродинамической точки зрения ее образование связано с недостаточной скоростью восходящего потока продук¬ции в интервале «забой-башмак фонтанного лифта». Песчинки, поступающие из призабойной зоны, в данном случае осаждаются, формируя на забое песчаную пробку. С течением времени размеры и плотность пробки возрастают, что приводит к резкому сниже¬нию дебита скважины вплоть до ее остановки.
Предотвратить образование песчаной пробки можно использо¬ванием специальных хвостовиков, которые представляют собой насосно-компрессорные трубы меньшего, чем подъемник, диамет¬ра и спускаются до нижних перфорационных отверстий. Скорость движения продукции в хвостовике должна быть большей, чем ско¬рость осаждения песчинок. В случае же образования песчаной проб¬ки средством их разрушения и выноса является промывка с исполь¬зованием гидромониторных насадок. Эффективными являются и сконструированные для этих целей струйные насосы. Эксплуата¬ция пескообразующих скважин, как правило, требует периодичес¬ких чисток.
Солеотложение
Разработка нефтяных месторождений на современном этапе характеризуется необходимостью извлечения огромного количества попутных вод, которые имеют различное происхождение, различный химический состав и т.д. Основной причиной солеотложений является пересыщение вод неорганическими солями. Причины пе¬ресыщения делятся на две группы:
- гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов -
вещественный состав и физические свойства пород-коллекторов,
термобарические условия, химический состав и минерализация
пластовых вод;
- состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пла¬стового давления, и геолого-промысловые условия разработки.
Геохимические исследования показывают (МГУ им. М.В. Ломо¬носова), что независимо от состава закачиваемых вод для ПГТД пос¬ледние насыщаются сульфатами и карбонатами под влиянием гид¬рогеохимических условий продуктивных горизонтов. Образующи¬еся при этом новые по составу воды, с одной стороны, химически несовместимы с пластовыми водами и при смешении с ними дают осадки, с другой — пересыщаются и способствуют осадконакоплению при термобарических и гидродинамических условиях, имею¬щих место в добывающих скважинах и депрессионных зонах.
В нефтегазоносных провинциях, где в осадочной толще отсут¬ствуют соленосные отложения и минерализация вод невысока, в составе солей, выпадающих в нефтепромысловом Оборудовании, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соленосных толщ в разрезе месторождения, как правило, способствует высокой мине¬рализации пластовых вод и обуславливает выпадение таких осад¬ков, основными компонентами которых являются сульфат бария или сульфат кальция, а иногда их смесь.
Отмеченное позволяет с большой точностью прогнозировать состав солеотложений, выпадающих в нефтепромысловом обору¬довании и в коллекторах нефтяных месторождений той или иной нефтегазоносной провинции.
Несовместимость пластовой воды с закачиваемой также может служить причиной пересыщения попутно-добываемых вод. Много¬численные экспериментальные исследования показали, что количе¬ство выпадающих при смешении вод осадков зависит от соотноше¬ния объемов пластовой и закачиваемой воды, достигая максимума при их соотношении ~0,8. Одной из причин солеотложений могут служить водорастворимые компоненты нефти, в частности, нафте¬новые кислоты и их соли. Предполагается, что вследствие смешения воды с нефтью и турбулизации потока в процессе подъема водорастворимые компоненты нефти переходят в воду и служат причиной солеотложений. Известны и другие причины образования солей.
Механизм образования солеотложений достаточно сложен и представляется совокупностью таких процессов, как пересыщение попутно-добываемых вод, зародышеобразование, рост кристаллов и перекристаллизация.
Как и при парафиноотложении, предотвращение отложений солей является наилучшей гарантией безаварийной эксплуатации скважин. В этих целях используют соответствующие ингибиторы солеотложений, закачиваемые в призабойную зону скважины. При этом реагент адсорбируется, а затем в процессе эксплуатации сква¬жины десорбируется, смешивается с продукцией, чем предотвращаются солеотложения. К современным ингибиторам солеотложе¬ний предъявляются требования не только высокой ингибирующей способности, но и быстрой и наиболее полной адсорбции на повер¬хности породы при закачке и медленной, но в то же время полной десорбции в процессе эксплуатации скважин. Подбор ингибитора солеотложений с учетом его адсорбционно-десорбционнной спо¬собности позволяет обеспечить рациональный вынос реагента из ПЗС и увеличить время и эффективность предотвращения образо¬вания солеотложений.
Основные методы борьбы с уже отложившимися солями бази¬руются на использовании различных химических растворителей (как правило, кислотных растворов), с помощью которых произво¬дят промывки; в результате - отложения солей растворяются, а продукты реакции удаляются из скважины.
Пульсации
Как уже рассмотрено выше, пульсации в работе фонтанных сква¬жин являются нежелательными, т.к. вызывают нерациональный рас¬ход энергии, снижают КПД подъема продукции, а зачастую приво¬дят к прекращению фонтанирования, т.к. скважина начинает ра¬ботать в периодическом режиме. Самым реальным и действенным путем предотвращения явления пульсации является создание та¬ких условий работы фонтанной скважины, при которых давление у башмака больше или равно давлению насыщения, а коэффициент естественной сепарации свободного газау башмака равен нулю.
При технологической невозможности эксплуатации фонтанных сква¬жин на таком режиме эффективной является установка на расчетной глубине подъемника пускового клапана, который периодически пере¬пускает газ из затрубного пространства в НКТ, не допуская отжима уровня жидкости в затрубном пространстве до башмака подъемника. Расчет места установки пускового клапана будет рассмотрен ниже.
Открытое фонтанирование
Такой вид фонтанирования относится к аварийным ситуациям и в настоящее время является достаточно редким. Для исключения открытого фонтанирования даже при непредвиденном аварийном нарушении устьевой арматуры используют отсекатели, которые установлены в скважине и которые при нарушении заданного тех¬нологического режима ее работы отсекают продукцию пласта и ее поступление в подъемник. Существует много различных конструк¬ций отсекателей, которые описаны в специальной литературе и изу¬чаются в курсе нефтегазопромыслового оборудования.
Серьезной аварией является возникновение грифона. Грифон образуется в случае потери герметичности между стенками сква¬жины и цементным камнем (обсадной колонной). При этом плас¬товая продукция поступает на поверхность по данному каналу, ча¬сто с возникновением пожара на поверхности, что может привести к потере самой скважины.
Морские трубопроводы. Терминалы.
Морскими трубопроводами называют трубопроводы, предназначенные для транспортировки нефти, газа, нефтепродуктов, воды укладываемые ниже уровня свободной поверхности морей. Конструктивные формы, методы расчетов и технология строительства подводных трубопроводов отличаются от сухопутных. Различают несколько видов: нефтепроводы – для перекачки нефти; продуктопроводы – для перекачки продуктов переработки нефти; газопроводы – для перекачки газов как в газообразном, так и в сжиженном состоянии. В зависимости от задач, решаемых при транспортировке нефти и газов делят на магистральные, внутрипромысловые, отводы, распределительные.
Под магистральными понимают трубопроводы, по которым нефть и газ перекачиваются от мест их добычи до мест потребления на большие расстояния. Такие трубопроводы обычно перекачивают нефть и газ, собранные с одного или нескольких месторождений. Поэтому их диаметр обычно превышает 0,5 м, а давление перекачиваемого продукта достигает 100-250 атм.
Внутрипромысловыми называют трубопроводы, которые предназначаются для сбора нефти и газа от отдельных скважин или кустов скважин и доставки их к пункту первичной обработки или подачи на головную насосную станцию для закачки в магистральный трубопровод.
Отводами называю трубопроводы, подсоединенные к магистральному трубопроводу с целью отбора нефти и газа для каких-либо нужд.
Под распределительными понимают трубопроводы, предназначенные для распределения нефти, нефтепродуктов или газа по нескольким потребителям. Обычно эти тубопроводы малого диаметра.
По расположению трубопровода в акватории относительно дна различают трубопроводы, заглубленные в грунт, расположенные на дне без обвалования, с обвалованием и трубопроводы, расположенные в водной среде, т. е. ниже поверхности воды и выше поверхности дна.
Трубопроводы бывают жесткие и гибкие.
Укладываются с помощью трубоукладочной баржи со стингером. Стингер – это специальное устройство трубоукладочной баржи для направления и безопасного спуска труб на морское дно.
Трубопроводы покрывают пенополиуританом для теплоизоляции.
Терминалы – это перевалочные станции для транспортировки нефти до потребителя. Состоят из насосов и емкостей. Скважинная продукция собирается с разных месторождений, для каждой существуют отдельные емкости. Терминалы оснащены автотранспортом, железнодорожным транспортом, трубопроводами, лабораторией и др.
23-билет
І. Предупреждение и ликвидация гидратообразований при добыче и подготовке газа.
ІІ. Капитальный ремонт скважин
ІІІ. Геологические и экономические требования при выделении объектов разработки.
Предупреждение гидратообразования при добыче и подготовке газа.
Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты. ( СН4*6Н2О; С2Н6*8Н2О). По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег. На практике условия образования гидратов определяют расчетным путем. Чем выше плотность газа, тем больше температура гидратообразования. Гидраты СН4 при 00С устойчивы, еслиР=2,8 МПа и более. Для других УВ-ов парафинового ряда (С2Н6;С3Н8;С4Н10) давление составляет 0.1- 0.5 МПа. Критическая температура образования гидратов: для этилена (С2Н4)-17оС; для этана (С2Н6)-14.5оС; для пропана (С3Н8) -5.5оС. В присутствии Н2S температура гидратообразования УВ-ых газов значительно повышается. Например при давлении 5МПа для чистого метана температура гидратообразования составляет6оС, а при 2%-ном содержании Н2S она достигает 10оС. При разработке газовых и г/к месторождений возникает проблема борьбы с образованием гидратов.
Гидраты газов могут образовываться в любом месте, где имеется газ, вода и соответствующие давления и температура. В реальных условиях гидраты образуются или в пласте до ввода залежи в разработку, если залежь находится в зоне гидратообразования, или в призабойной зоне пласта, когда температура газоводного потока в результате создания высоких депрессий снижается до равновесной, или при закачке в призабойную зону воды с температурой ниже равновесной.
При создании подземного хранилища газа в охлажденной структуре интенсивная закачка газа может привести к образованию гидратов в пласте и его закупорке.
Гидраты в стволе скважины могут образоваться на забое, в колонне фонтанных труб, особенно при наличии в них дроссельных устройств, в кольцевом пространстве, в приустьевом оборудовании. Наиболее опасный период – пусковой, когда ствол скважины не прогрет.
Таким образом, гидраты могут образоваться на любом участке технологической линии промысловой системы сбора и подготовки газа, в системах магистрального транспорта, подземного хранения.
Для определения места образования гидратов необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости p-t, фактическое изменение давление и температуры потока газа.
При снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды, ниже равновесной температуры произойдет образование и накопление гидрата.
Интенсивность накопления гидратов определяется состоянием воды, переохлаждением и турбулентностью потока, скоростью формирования свободной поверхности контакта и другими факторами.
В призабойной зоне пласта гидраты могут образоваться при:
1) снижении температуры газа в призабойной зоне ниже равновесной в результате высокой депрессии давления при отборе газа;
2) закачке в пласт охлажденной воды во время бурения или ремонта скважины;
3) закачке охлажденного газа в подземное хранилище;
4) охлаждении призабойной зоны в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и так далее.
Технологический режим скважин на залежах с охлажденными пластами должен исключать возможность образования гидратов в пласте, так как цилиндрическое образование и разложение гидратов приведет к разрушению призабойной зоны, к образованию больших каверн и, как следствие, к уничтожению скважин.
Образование гидратов в стволе скважин.
Большинство газовых скважин в акватории характеризуются наличием условий гидратообразования в стволе скважины. Гидраты в скважине могут образоваться как в период ее работы, так и в период простоя, а также в фонтанных трубках, в кольцевом пространстве в любом интервале глубин, характеризующемся условиями гидратообразования.
Место и интенсивность накопления гидратов в скважине изменяются и зависят от режима работы, конструкции скважин и геотермического градиента.
В определенных условиях при эксплуатации скважины только по затрубному кольцевому пространству образование гидратов может иметь локальный характер – в точках дросселирования газа при его перетоках через неплотности в муфтовых соединениях.
Наиболее часты случаи образования гидратов в стволе простаивающих длительное время скважин или при их консервации.
Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом скважины приводит в охлажденных разрезах пород к снижению температуры ниже равновесной температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках труб, последующая кристаллизация приводит, как правило, к полной закупорке ствола скважины. Длина гидратных пробок достигает десятков и сотен метров. В определенных условиях, при образовании гидратов и накоплении секционных пробок в скважинах могут развиваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и разрывом колонн скважин.
Образование гидратов в системе обустройства газового месторождения
При значительном дросселировании газа и большой протяженности газосборных линий, гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки газа к магистральному транспорту.
Место образования гидратов в действующей системе обустройства при известных технологических параметрах газопроводов и оборудования определяют точку пересечения кривых рабочей и равновесных температур.
При проектировании системы обустройства месторождения при наличии условий гидратообразования место образования гидратов зависит от предполагаемой технологии сбора, обработки и транспорта газа. Место образования и накопления гидратов в системе обустройства до установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта можно изменять изменением диаметра технологических трубопроводов, использованием различных теплообменных аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока.
При наличии конденсата в потоке газа обычно применяют различные способы охлаждения потока с целью максимального выделения конденсата. Для охлаждения потока используют дросселирование потока при высоких давлениях, а также теплообменники, турбодетандеры, холодильные машины и т. д.
К методам по предупреждению гидратов относятся: ввод ингибиторов в поток газа; осушка газа от паров воды; поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования; поддержание давления ниже давления образования гидратов. Таким образом, устраняя какое – либо из основных условий существования гидратов: высокое давление, низкую температуру или свободную влагу, можно предупредить гидратообразования.
Существующие методы по ликвидации образовавшихся гидратов можно разделить на три группы:
• понижение давления ниже давления разложения;
• подогрев газа до температуры, превышающей температуру разложения;
• ввод ингибиторов в поток газа.
Исходя из вышеизложенного - подогрев газа, снижение давления и ввод ингибиторов - можно использовать как для предупреждения, так и для ликвидации образовавшихся гидратов. Выбор методов определяется местом их накопления, количеством и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации.
Ингибирование гидратообразования является одним из наиболее распространенных способов борьбы с гидратами. Широко используют в качестве ингибиторов электролиты, спирты и гликоли.
Применение в качестве электролита водных растворов хлористого кальция, имеющих низкую коррозионную способность в среде, не нашло широкого применения из-за довольно низкого предела концентрации, при которой он выпадает в осадок, что в свою очередь может создать скопление кристаллических солей и приведет к нарушению работы скважины.
В настоящее время наиболее широко используют метанол, который обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания.
Удельный расход метанола можно определить по формуле:
, (11)
где Gл – расход летучего ингибитора, кг/1000м3; W1 - влагосодержание газа в точке ввода ингибитора, г/м3; W2 - влагосодержание газового потока при условии вывода ингибитора, г/м3; C1 - концентрация вводимого ингибитора, %; С2 - концентрация выводимого ингибитора, %; - зависимость количества метанола, переходящего в газовую фазу при заданной концентрации его в водном растворе.
Все применяемые методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды.
На практике наиболее широко используются следующие методы:
1) осушка газового потока от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов;
2) ввод в газоводный поток ингибиторов гидратообразования – спиртов и электролитов.
3) поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования;
4) поддержание давления потока ниже давления гидратообразования при заданной температуре;
Использование того или иного способа зависит от условий и места образования гидратов в технологической системе добычи, транспорта и использования газа. Так, при образовании гидратов в наземной части системы обустройства газового месторождения для борьбы с гидратами наиболее широко используют метод ввода ингибиторов гидрата в поток газа. При образовании гидратов в призабойной зоне пласта и в стволе скважин наиболее эффективен способ локального подогрева газа на забое с последующей его регенерацией.
Целесообразность применения того или иного метода или их комбинирование определяется технологическими возможностями, а также результатами всестороннего технико-экономического анализа в каждом конкретном случае.
Поддержание давления ниже равновесного используют редко, так как в большинстве случаев это нецелесообразно из-за резкого снижения расхода газа, однако как временную меру на отдельном участке трубопровода этот метод использует. Для ликвидации образовавшихся гидратов в высокотемпературном потоке этот метод дает хороший результат. Например, при образовании гидратов в стволе скважин их можно удалить продувкой скважины в атмосферу. При низких температурах, когда при разложении гидратов в результате понижения давления температура может снижаться ниже оС, этот метод неэффективен, поскольку вода, выделяющаяся при разложении гидратов, замерзает, образуя ледяную пробку, которую удалить значительно сложнее, чем гидратную.
Метод поддержания температуры газового потока выше равновесной, эффективен при образовании гидратов – на дроссельных устройствах, в шлейфах, когда гидраты образуются в трубопроводах, соединяющих скважин и пункты промысловой подготовки газа к дальнему транспорту.
Для условий магистрального транспорта наиболее приемлема осушка газа. Для осушки газов с малым конденсатным фактором наиболее эффективны сорбционные методы. При необходимости понижения точки росы до минус 15-25 оС используют жидкие сорбенты; для более глубокой осушки – твердые сорбенты.
Капитальный ремонт скважин.
Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.
Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.
Работы, связанные с восстановлением нормального функциони¬рования скважины и призабойной зоны, с ликвидацией сложных аварий подземного оборудования будем относится к капитальному ремонту.
Перечень этих работ, в основном, следующий:
- исправление нарушений в обсадной колонне;
- ликвидация смятий обсадной колонны;
- ликвидация прихватов трубы, пакеров и другого подземного оборудования;
- ловильные работы, связанные с полетом погружного обору¬дования на забой скважины;
- установка цементных мостов, а также временных колонн-летучек;
- резка окон в обсадных колоннах и забуривание второго ствола;
- разбуривание плотных пробок на забое скважины, а также цементных мостов;
- ограничение и изоляция водопротоков в добывающих скважинах;
- выравнивание профиля приемистости в нагнетательных сква¬жинах;
- ликвидация заколонных перетоков (восстановление герметич¬ности заколонного пространства);
- формирование в призабойной зоне непроницаемых экранов;
- интенсификация притока жидкости и приемистости скважин (гидромеханические, физико-химические, термические и комбини¬ рованные методы);
- переход с одного эксплуатационного объекта на другой;
- операции по ликвидации скважины.
Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.
Бригады капитального ремонта проводят также работы по увеличению нефтеотдачи пластови методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплуатации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов:
• химических (кислотные обработки, обработки растворителями, ПАВ и пр.),
• механических (гидравлический разрыв пласта и с помощью импульсно-ударного воздействия),
• тепловых (паротепловая обработка, электропрогрев) и,
• их комбинированием.
Кислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и растворяют загрязняющие их соли, илистые частицы и пр. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 1015 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием высокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 2528 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП) заключается в образовании и расширении в пласте трещин при создании высоких давлений на забое жидкостью, закачиваемой в скважину. В образовавшиеся трещины нагнетают проппант, чтобы после снятия давления трещина не сомкнулась. Трещины, образовавшиеся в пласте, являются проводниками нефти и газа, связывающими скважину с удаленными от забоя продуктивными зонами пласта. Протяженность трещин может достигать нескольких десятков метров, ширина их 5-16 мм. После гидроразрыва пласта производительность скважины часто увеличивается в несколько раз.
Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачки жидкости разрыва для образования трещин; нагнетания проппанта в пласт; закрепления проппанта в призабойной зоне пласта пропнетом.,
Виброобработка забоев скважин заключается в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде частых гидравлических импульсов или резких колебаний давления различной частоты и амплитуды. При этом повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.
Глубокая перфорация состоит в том, что проводится перфорация мощным перфорационным устройством, которое прожигает туннель через загрязненную призабойную зону пласта.
Тепловое воздействие на призабойную зону используют в том случае, если добываемая нефть содержит смолу или парафин. Существует несколько видов теплового воздействия: электротепловая обработка; закачка в скважину горячих жидкостей; паротепловая обработка.
Термокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для расплавления осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.
Геологические и экономические требования при выделении объектов разработки.
Эксплуатационным объектом называют пласт или группу пластов, предназначенных для разработки одной серией добывающих скважин при обеспечении возможности регулирования разработки каждого из пластов или зональных интервалов (объектов разработки) отдельно.
Под объектом разработки понимают отдельный пласт или зональный интервал эксплуатационного объекта, по которому осуществляется контроль и регулирование разработки. Следовательно, эксплуатационный объект может состоять из нескольких объектов разработки.
При разработке многопластовых месторождений имеет смысл объединять несколько пластов в один эксплуатационный объект для сокращения сроков разработки месторождения и уменьшения затрат на бурение и обустройство промыслов. К геологическим требованиям при выделении эксплуатационных объектов (ЭО) относится следующее: - объединяемые для совместной разработки пласты должны принадлежать единому этажу нефтеносности, т.е. пласты должны располагаться на близких глубинах и различия в начальном пластовом давлении и температуре и т.д. должны быть небольшими; - природные режимы пластов должны быть одинаковыми; - пласты должны быть идентичными по литологии и типу коллекторов; - пласты должны мало отличаться по проницаемости и неоднородности; - между выделяемыми эксплуатационными объектами должны быть разделы из непроницаемых пород для избежания перетоков жидкости между соседними по разрезу объектами; - вязкость нефти в объединяемых пластах должна быть одинаковой, что обеспечивает общие закономерности процесса вытеснения нефти; - нефть пластов должна иметь одинаковые товарные качества для избежания смешивания нефтей, требующих разной технологии подготовки и переработки; - эксплуатационный объект должен иметь значительные запасы на единицу своей площади для обеспечения продолжительной эксплуатации скважин. Для некоторых месторождений учета геологических требований оказывается достаточным для выделения объектов разработки. В случаях, когда этого недостаточно, выполняют второй этап исследований, т.е. рассматриваются экономические факторы и производится: - оценка динамики годовых технологических показателей разработки для каждого из возможных вариантов выделения эксплуатационных объектов; - оценка общего количества скважин, добыча нефти и объемов отбираемой воды; - расчет по вариантам экономических показателей; - выбор варианта с максимальными показателями годовой добычи нефти, при наибольшем экономическом эффекте и лучшем использовании недр. Расчеты технологических и экономических показателей разных вариантов проводят с учетом понижающего влияния объединения высокопродуктивных пластов на коэффициент продуктивности скважин. На величину этого коэффициента влияют количество пластов, объединяемых в эксплуатационный объект, и степень различия в геолого - промысловых характеристиках пластов. Значения коэффициентов продуктивности пластов при раздельной их эксплуатации определяют по соответствующим параметрам этих пластов. На выбор оптимального варианта выделения объекта может оказывать влияние глубина залегания продуктивных пластов, поскольку при большой глубине резко возрастает стоимость бурения скважин и оптимальному варианту может соответствовать меньшее количество объектов, чем при прочих равных условиях, но при небольшой глубине. На выбор объектов могут оказывать влияние и другие условия освоения месторождений. В настоящее время обычно выделяют объекты с суммарной нефтенасыщенной толщиной не более 20-30 м. На месторождениях с низкой продуктивностью всех пластов целесообразно более решительно объединять пласты, т.к. выделение нескольких объектов оказывается нерентабельным. При разработке залежей нефти, приуроченных к крупным карбонатным массивам толщиной в несколько сотен метров практикуют условное расчленение их на этажи разработки с последовательной выработкой их снизу вверх единой серией скважин или бурением самостоятельных скважин на каждый из этажей, т.е. фактически выделяется несколько объектов разработки.
24-билет
І. Подземное хранение газа.
ІІ. Геологическое обоснование выбора вида заводнения. Законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.
ІІІ. Методы предотвращения образования песчаных пробок при эксплуатации газовых скважин
Подземное хранение газа.
Цели подземного хранения газа
Подземные хранилища газа (ПХГ) Обеспечивают в основном следующее.
1. Покрытие сезонной неравномерности газопотребления, связанной с отопительной на¬грузкой в зимнее время.
2. Уменьшение капитальных вложений в магистральный газопровод и компрессорные станции.
3. Создание условий для ритмичной работы источников газа и сооружений магистраль-¬
ных газопроводов (МГ) с постоянной среднегодовой подачей при коэффициенте использования установленной мощности ЦС, близком к единице.
4. Создание государственных запасов газа (топлива и сырья для химических заводов) в необходимых районах страны.
5. Сохранение нефтяного газа в нефтедобывающих районах и углеводородного
конденсата при временной невозможности его использования.
6. Увеличение коэффициента нефтеотдачи в старых нефтедобывающих районах в слу¬чае создания ПХГ в выработанных нефтяных месторождениях.
7. Создание запасов сырья и топдива для нефтехимических комбинатов и запасов готовой продукции после ее выработки.
Уменьшение мощности завода по очистке от H2S и СО2 и производству газовой серы.
8. Повышение надежности работы системы дальнего газоснабжения в целом.
9. Выравнивание колебаний потребления электроэнергии
Покрытие сезонной неравномерности газопотребления
Потребление природного газа потребителями различных групп характеризуется не¬
равномерностью по временам года (лето, зима), по месяцам, неделям, суткам, часам суток.
Резерв 58% q.,58%
,
Рисунок 1 - График газопотребления газа городом (заштрихованная площадь — объем газа, подлежащий хранению в подземном хранилище).
1- суточные колебания; 2 - месячные колебания; К- коэффициент месячной не¬равномерности газопотребления; Q — расход перекачиваемого газа
Коэффициентом месячной неравномерности газопотребления KiK называется отношение фактического месячного потребления газа Q,ф к среднемесячному Qm:
KiK = Qф./Qm,
В зимние месяцы коэффициент месячной неравномерности меньше единицы.
Буферный газ в ПХГ
Общий объем газа в подземном хранилище делится на две части
1. активный (рабочий) объем, ежегодно закачиваемый и отбираемый из ПХГ
2.буферный (остаточный) объем, который постоянно находится в ПХГ во время его эксплуатации. Буферный газ предназначен для создания в хранилище определенного давления в конце отбора, при котором обеспечивается необходимый дебит газа, получаемого из храни¬лища, соблюдаются требования охраны недр и условия транспорта газа в район потребления;
для уменьшения продвижения воды в хранилище; увеличения дебитов скважин; уменьшения степени сжатия газа на КС.
Объем буферного газа составляет от 60 до 140 % рабочего газа. Объем буферного га¬за, число эксплуатационных скважин и мощность КС взаимосвязаны.
Часть газа в конце периода отбора остается в необводненной, другая — в обводнен¬ной части коллектора. Скважины на таком подземном хранилище эксплуатируются на тех¬нологическом режиме предельного безводного дебита. Конус подошвенной воды в этом слу¬чае занимает устойчивое положение. Для подачи газа потребителю компрессорная станция часто не нужна.
Технологическая схема отбора и закачки газа в хранилище.
Газ, закачиваемый в подземное хранилище, сжимается компрессорами до необходи¬мого давления. В процессе сжатия газ нагревается и загрязняется парами компрессорного масла.
Сконденсированные на забое скважины пары масла обволакивают зерна песка, уменьшают сечение поровых каналов и фазовую проницаемость для закачиваемого газа. Это в свою очередь способствует уменьшению расхода закачиваемого газа и повышению давле¬ния нагнетания. Поэтому нагретый газ перед закачкой в скважину охлаждают с целью уменьшения дополнительных температурных напряжений в фонтанной арматуре, обсадной колонне, цементном камне за колонной, избежания отрыва цементного камня от колонны и образования трещин в нем, т. е. для сохранения герметичности скважин.
В процессе хранения газ обогащается парами воды. При отборе с его потоком выно¬сятся взвеси (песчинки, частицы глины, цементного камня и т. д.). Поэтому во многих случа¬ях извлекаемый из хранилища газ очищается от твердых взвесей и осушается от влаги.
Рисунок .2 - Схема обустройства хранилища газа в пористом резервуаре 1- магистральный газопровод; 2- соединительный газопровод; 3- компрессорная станция; 4-пылеуловители; 5- сепараторы; б- градирня; 7- угольные адсорберы; 8- фильтры; 9- абсорб¬ционная установка; 10- эксплуатационная скважина; 11,12- сепараторы; 13- штуцер; 14 -расходомер; 15-коллектор.
Условия расположения ПХГ
ГГХГ, как правило, сооружают вблизи трассы магистрального газопровода и потре¬бителей. Подземные хранилища газа сооружают
- в истощенных газовых и газоконденсатных месторождениях
- в истощенных нефтяных месторождениях
- в водоносных структурах
- в непроницаемых горных породах
Повышение давления при закачке газа в пласт способствует сокращению сроков строительства ПХГ, уменьшению числа нагнетательных скважин, увеличению объема хра¬нящегося газа и дебитов скважин, увеличению бескомпрессорного периода подачи, повыше¬нию коэффициента нефтеотдачи при ПХГ в выработанных нефтяных пластах, уменьшению мощности КС при отборе газа. Однако при чрезмерном повышении давления возможны раз¬личные вредные последствия.
Максимально допустимое давление в подземном хранилище зависит от:
глубины залегания пласта и размеров площади газоносности;
объемной массы пород над площадью газоносности;
структурных и тектонических особенностей пласта, его кровли, а также пластов над кровлей;
прочности, плотности и пластичности кровли пласта.
Создание ПХГ обычно происходит без осложнений при превышении нормального гидростатического давления в 1,54 раза. Верхним пределом давления в некоторых случаях считается горное давление на глубине залегания хранилища.
Геологическое обоснование выбора вида заводнения. Законтурное, приконтурное и внутриконтурное заводнение.
Заводнение, при котором вода нагнетается в скважины для искусственного восполнения пластовой энергии подразделяется на несколько видов: законтурное, приконтурное, внутриконтурное. Выбор вида заводнения определяется типом залежи, размерами залежи и ее водонефтяной зоны, вязкостью пластовой нефти, типом породы-коллектора и ее проницаемостью, степенью неоднородности пластов, строением залежи в зоне ВНК, наличием дизъюнктивных нарушений. При законтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в законтурной части продуктивного пласта по всему периметру залежи, как можно ближе к внешнему контуру нефтеносности. Механизм вытеснения нефти из пласта водой примерно такой же, что и при природном водонапорном режиме. Метод применим для разработки нефтяных и газонефтяных объектов. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4-5 км), в основном при малой относительной вязкости нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4-0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей гидродинамической связи залежи с законтурной областью. Для разработки нефтяной части нефтегазовой залежи законтурное заводнение целесообразно применять при обеспечении неподвижности ГНК путем регулируемого отбора газа из газовой шапки. При законтурном заводнении на одну нагнетательную скважину приходится 4-5 добывающих скважин, расположенных в пределах внутреннего контура нефтеносности. При приконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются вблизи внешнего контура нефтеносности в пределах водонефтяной зоны залежи. Применяется при той же характеристике залежи, что и законтурное заводнение, но при плохой гидродинамической связи залежи с законтурной зоной. Плохая связь залежи с водоносной частью пласта обусловлена ухудшением проницаемости пласта вблизи ВНК, обусловленное закупоркой пор минеральными солями, твердыми битумами и др. в результате вторичных геохимических процессов. При внутриконтурном заводнении нагнетательные скважины располагаются в пределах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения: 1. Разрезание залежи рядами нагнетательных скважин. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительное время эксплуатируются на нефть, затем их осваивают под нагнетание. Добывающие скважины располагают в рядах, параллельных рядам нагнетательным. Этот вид заводнения применяют на залежах пластового типа с параметрами пластов и нефтей, указанными для законтурного заводнения, но с большей площадью нефтеносности, а также на залежах разных размеров, но при ухудшении условий фильтрации у ВНК. Выделяют подвиды этого заводнения: разрезание на площади и блоковое. При заводнении с разрезанием ЭО на площади разрезающие ряды располагают таким образом, чтобы выделить площади самостоятельной разработки, различающиеся по геолого-промысловой характеристике. Применение этого заводнения возможно при условии, что ко времени ввода объекта в разработку известно положение внешних и внутренних контуров нефтеносности по всем его пластам; Блоковое заводнение - нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на блоки и добывающие скважины располагают в том же направлении. Ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к длинной оси залежи при вытянутой форме залежи, при круговой форме залежи ряды располагают вкрест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной коллекторов. Ширину блоков выбирают от 4 до 1,5 км в зависимости от гидропроводности пласта. При блоковом заводнении в зависимости от ширины блоков принято располагать нечетное количество рядов скважин (трехрядное или пятирядное). Применение этого заводнения дает возможность осваивать блоки эксплуатационного объекта, когда детальные сведения о конфигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Площадное заводнение. При этом виде заводнения нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности в условиях общей равномерной сетки скважин - треугольной или квадратной. Системы разработки с площадным заводнением обладают большой активностью, по сравнению рассмотренными ранее, т.к. каждая добывающая скважина непосредственно контактирует с нагнетательными. Наиболее широкое применение нашли: 5-точечная, обращенная 7-точечная и обращенная 9-титочечная системы. Они рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными и карбонатными коллекторами порового типа с низкой проницаемостью коллекторов, с повышенной вязкостью нефти. Площадное и блоковое заводнение можно применить и для высокопродуктивных объектов при необходимости получения высоких уровней добычи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации, а также, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком эксплуатации морских сооружений. Разновидностями внутриконтурного заводнения являются избирательное, очаговое, головное и барьерное . заводнение. Из числа возможных вариантов заводнения, обоснованных геологически, оптимальный вариант или выбирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).
Методы предотвращения образования песчаных пробок при эксплуатации газовых скважин.
При эксплуатации скважин в неустойчивых рыхлых коллекторах на забое происходит накопление мельчайших частиц породы, которые с течением времени образуют песчаные пробки. Образование песчаных пробок уменьшает дебит скважины. Борьба с образованием песчаных пробок в газовых скважинах может проводиться путем ограничения отбора газа, выносом песка, поступающего на забой, через ствол скважины на поверхность, периодическим удалением песчаных пробок различными методами, а также применением забойных фильтров различной конструкции.
Предотвращение образования песчаных пробок путем ограничения дебита сводится к установлению технологического режима эксплуатации скважин, соответствующего поддержанию на забое скважины постоянного максимально допустимого градиента давления.
С другой стороны необходимо стремиться к тому, чтобы поступающие на забой частицы породы не осаждались, а выносились на поверхность. Для этого фонтанные трубы должны быть опущены до нижних перфорационных отверстий и необходима достаточно высокая скорость газа у башмака. Однако при ограничении дебита скважины в соответствии допустимыми градиентом давления или депрессией величина может оказаться незначительной по сравнению с потенциальными возможностями пласта. В этих случаях необходимо использовать фильтры, предупреждающие поступления песка в скважину. При эксплуатации скважин в неустойчивых рыхлых коллекторах необходимо использовать фильтры с большим числом отверстий малого диаметра. Наибольшее распространение получили следующие типы фильтров:
1. фильтры с круглыми отверстиями диаметром 1.5-2.0мм., изготовленные из обсадных труб.
2. щелевые фильтры: а) фильтры с продольными щелями; б) фильтры с поперечными щелями.
3. проволочные фильтры - на металлический каркас наматывается проволока, с расстояниями между витками проволоки 0.5-1мм.
Фильтры можно спускать в скважину в виде хвостовика с сальниковым закрепление в обсадной колонне или же фильтр может быть продолжением обсадной трубы; тогда применяется манжетная цементировка.
При эксплуатации скважин в терригенных породах , крупнозернистые фракции песка образуют за фильтровой трубой второй естественный фильтр, задерживающий поступление мелких фракций песка в скважину.
Иногда забой скважины оборудуют гравийным фильтром, который образуется при заполнении гравием кольцевого пространства между трубным фильтром и стенками скважин. Гравий в кольцевое пространство закачивают вместе с промывочной жидкостью с поверхности. Полное заполнение гравием фильтрующей поверхности фиксируется обычно повышением давления на насосе. Чаще всего гравийные фильтры изготавливают на поверхности, Для этого берется фильтровая труба, на которую сверху надевают сетку, а пространство между трубой и сеткой заполняют гравием. Размер зерен гравия равен 6-8мм. Для образования надежного фильтра, толщина слоя гравия должна быть равна 5-6 диаметрам его зерен.
Для укрепления призабойной зоны в рыхлых слабоцементированных породах используют различные смолы, которые имеют малую вязкость в жидком состоянии для проникновения в пористую среду. В пористой среде смолы разделяются на твердую и жидкую фазы и хорошо смачивают пески. Жидкая смола, закачиваемая в пласт, обволакивает частицы песка и при затвердевании выполняет роль цементирующего материала. Водяная фаза, занимающая внутренние каналы, удаляется при освоении скважин. Разделение в пласте смолы на две фазы осуществляется при добавлении соляной кислоты 15-20%-ной концентрации, в количестве 8-10% от объема смолы. Чтобы не допустить значительного снижения проницаемости, после обработки в пласт закачивают легкую УВ-ую жидкость, в количестве до трех объемов смолы.
Несмотря на то, что забой скважины имеет соответствующее оборудование, в процессе эксплуатации скважин на забое происходит накопление механических примесей. Со временем эти примеси образуют песчаные пробки, которые забивают фильтры. Поэтому в первую очередь образовавшиеся пробки необходимо промыть, т.е. разрыхлить и поднять на поверхность.
Для удаления песчаной пробки с забоя скважины применяют прямую и обратную промывку. Прямую промывку осуществляют для разрушения и выноса на поверхность плотных пробок. При этом промывочная жидкость нагнетается в фонтанные трубы, а породы выносятся через межтрубное пространство.
При обратной промывке промывочная жидкость поступает в межтрубное пространство и поднимается на поверхность по фонтанным трубам.
При этом скорость восходящего потока жидкости намного больше, чем при прямой промывке, так как площадь поперечного сечения фонтанных труб меньше, чем площадь поперечного сечения межтрубного пространства.
Необходимое условие для выноса твердых частиц на поверхность- превышение скорости восходящего потока жидкости над скоростью падения частиц песка в жидкости, находящиеся в покое.
Иногда целесообразно применять комбинированную промывку, которая заключается в периодическом изменении направления движения промывочной жидкости. При этом пробку промывают через фонтанные трубы, а размытая порода выносится на поверхность промывочной жидкостью через кольцевое пространство.
25-билет
І. Методы измерения количества и качества продукции скважин нефтяных месторождений.
ІІ. Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований влияющих на выбор плотности скважин.
ІІІ. Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
1. Методы измерения количества и качества продукции скважин нефтяных месторождений.
Автоматизированная установка «Рубин 2» предназначена для постоянного, точного измерения количества и качества товарной нефти, автоматического возврата некондиционной нефти на повторную подготовку и отбора средней пробы.
Рис 2.1. Схема автоматизированной установки по измерению количества и качества товарной нефти (Рубин –2).
1 – попеременно работающие герметизированные резервуары; 2 – подпорный насос; 3- влагомер нефти; 4- солемер; 5, 6 – клапаны – отсекатели; 7 – линия возврата некондиционной нефти; 8 – гидропривод; 9 – фильтр; 10 – плотномер товарной нефти; 11- расходомер турбинный (ТОР); 12- термометр сопротивления; 13- товарный насос.
Установка «Рубин - 2» работает следующим образом. Из установки подготовки нефти УПН нефть подается в попеременно работающие герметизированные резервуары 1, из которых подпорным насосом 2 прогоняется по автоматическому влагомеру 3 и солемеру 4. Если содержание воды и солей в товарной нефти больше нормы, то зонд влагомера выдает аварийный сигнал в блок местной автоматики БМА, и при помощи гидропривода 8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти. Одновременно отсекатель 6 открывает линию некондиционной нефти, которая возвращается по линии 7 на повторную подготовку в УПН. При прекращении аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсекатель 5 открывается, а отсекатель 6 закрывается. Поток товарной нефти проходит через фильтр 9, затем через радиоизотопный плотномер 10, откуда поступает в турбинный расходомер 11, в котором вращается турбинка с угловой скоростью, пропорциональной скорости потока. Вращение турбинки преобразуется в электрические импульсы, которые поступают в счетное устройство БМА, затем величины объемов товарной нефти автоматически умножаются на показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, выдаваемой автоматическим термометром 12, и фиксируются в расходомере 11, установленном на лицевой панели блока. Если нефть отвечает кондиции, то она направляется в парк товарных резервуаров. В случае если нефть окажется некондиционной по содержанию воды (более 0,5%) и солей (более 100 мг/л), то нефть обратно возвращается на обезвоживание и обессоливание
Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований влияющих на выбор плотности скважин.
Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Затраты на бурение скважин – одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения и необходимо предотвратить бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно , необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин. Для каждого ЭО должна создаваться индивидуальная сетка скважин, соответствующая его геологическому строению. По данным разведки оцениваются лишь средние значения параметров объекта, изменчивость геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято двуэтапное разбуривание ЭО. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке. Форма сетки определяется с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту с учетом средних параметров объекта. На втором этапе бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектом в объеме 10-50%. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. Часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), для обеспечения годовых уровней добычи нефти, взамен обводнившихся периферийных скважин. В результате создается неравномерная сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки. По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно – переменные. Равномерными называют секи с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей с низкой проницаемостью или высокой неоднородностью пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки (повсеместно или выборочно уплотнять сетку) по мере углубленного изучения объектов. Равномерно – переменными называют сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. В последние годы применяется ячеистое равномерно – переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных платов при повышенной вязкости нефти. Плотность сетки основного фонда скважин, характеризуется расстоянием 1 (в м) между скважинами и между рядами, а также удельной плотностью на скважину - . При равномерной квадратной сетке , при треугольной сетке . Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. По опыту разработки установлено, что при вытеснении нефти водой для получения высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятными геолого – промысловыми характеристиками необходимо применение более плотных сеток.
В разных геологических условиях применены следующие плотности основной сетки добывающих скважин.
Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.
Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллекторов более 0,4—0,5 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.
Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 — 25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с пониженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 1 5—20) даже при высокой проницаемости пластов.
Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неоднородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разрушения и т.д.
Методы защиты газо- и нефтепромыслового оборудования от коррозии.
В составе добываемой газообразной продукции присутствуют такие агрессивные компоненты, как сероводород и двуокись углерода, с характерным запахом. Человек улавливает этот запах при объемной концентрации сероводорода в воздухе 0.002%. Симптомы отравления (жжение слизистой оболочки, тошнота, головная боль, одышка, головокружение). Смертельный исход возможен при длительном действии концентрации более 0.1%. Предельно допустимая концентрация сероводорода в воздухе составляет 10мг/м3. Вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии. Проблема борьбы с коррозией металла является одной из важнейших проблем в мире. С коррозией связана высокая аварийность. Ущерб от коррозии на 30% приводит к загрязнению окружающей среды. Интенсивность коррозионных разрушений, вызываемых агрессивными средами, зависит от многих факторов. Основными внешними факторами, оказывающими влияние на скорость коррозии металла труб и оборудования, являются парциальное давление сероводорода и углекислого газа, степень насыщения газа влагой, температура, общее давление и скорость движения газового потока. По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия - точечная, пятнами.. Коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений. Сероводородное растрескивание наиболее интенсивно происходит при температуре от +20о до +40оС. При повышении или понижении температуры интенсивность сероводородного растрескивания снижается. Повышение скорости газожидкостного потока также способствует коррозионному разрушению труб. Наибольшая степень коррозионных разрушений наблюдается при скоростях 15-17м/с.
Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий работы оборудования, изготовленного из сталей различных марок. Несмотря на это интенсивность и характер разрушений по технологической линии движения газа в системе пласт- скважина - газосборные сети- установки подготовки газа имеют некоторую закономерность. Например, в насосно-компрессорных трубах их гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно. От забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает. В фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в местах резкого изменения направлений газожидкостного потока ( поворотах, выступах, задвижках, тройниках, уплотнительных кольцах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер.
Максимальные разрушения от коррозии в горизонтально уложенных трубопроводах наблюдается в нижней образующей линии в местах движения электролита. Обычно имеется четко ограниченная полоса разрушения, ширина которой соответствует постоянно смачиваемой электролитом поверхности. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.
Наряду с общим равномерным характером коррозии имеются участки с язвенной и точечной коррозией.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зависят от концентрации сероводорода и двуокиси углерода в воде. С увеличением концентрации коррозионных веществ в воде скорость коррозии увеличивается. В свою очередь концентрация зависит от давления, температуры и минерализации воды.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
5. применение ингибиторов коррозии.
6. применение коррозионно-стойких сталей и сплавов;
7. использование металлических и неметаллических покрытий;
8. применение катодной протекторной защиты;
6. Применение ингибиторов коррозии - самый распространенный метод защиты. Все ингибиторы условно можно разделить на следующие группы:
а).Нейтрализаторы (известковое молоко, сода) имеют высокий эффект защиты (100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и Н2S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы.
б). Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводородорастворимые (отходы нефтехимического производства – гудроны и сульфокислоты) ИКСТ-1, СБ-3, МСДА и водородорастворимые ингибиторы-А, КО.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в затрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов.
Инжекция ингибиторов в затрубное пространство осуществляется с помощью ингибиторной установки (УИ-1) монжусного типа. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через затрубное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Ингибиторы закачивают в пласт один раз в 3-12 месяцев заливочным агрегатом. Этот метод очень эффективен и не требует больших затрат. Однако необходимо осторожно подходить к выбору ингибитора, чтобы предотвратить ухудшение коллекторских свойств пласта.
Твердые ингибиторы сбрасывают при помощи троса на забой скважины, где они постепенно растворяясь в жидкости, поднимаются вверх, образуя защитную пленку на внутренней поверхности фонтанных труб и арматуры.
Методы введения ингибиторов следующие:
4. непрерывный ввод ингибитора в поток газожидкостной смеси;
5. периодический ввод ингибиторов в поток газожидкостной смеси;
6. однократная обработка внутренней поверхности оборудования растворами ингибиторов повышенной концентрации.
Расход ингибитора и периодичность обработки определяется в зависимости от состояния оборудования и интенсивности коррозии. Удельная норма расхода ингибитора коррозии составляет 150мг/л.
2. Применение коррозионно-стойких сталей и сплавов. Для защиты различного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие металлы. Так уплотнительные кольца, изготовленные из сталей марки IХ8Н9Т, увеличивают срок службы задвижек фонтанной арматуры в несколько раз. Наиболее коррозионно-устойчивые трубы, изготовленные из сталей марок 2Х13, Х13, Х8, Х9М.
3.Использование металлических и неметаллических покрытий;
Защитные покрытия (металлические, пластмассовые, лакокрасочные) можно использовать в различных элементах газопромыслового оборудования. Лакокрасочные покрытия применяются для покрытий внутренних поверхностей оборудования при наличии в газе агрессивных компонентов. Использование остеклованных труб в результате их высокой стоимости экономически целесообразно лишь в особо сложных, сточки зрения коррозии, условиях эксплуатации.
Для защиты оборудования и труб от коррозии можно использовать стеклоэмалевые покрытия, наносимые на внутреннюю и внешнюю поверхности труб в заводских условиях. Преимущества эмалевых покрытий заключается в их химической стойкости и механической прочности. При механических и термических нагрузках в пределах упругой деформации они работают как единое целое с металлом трубы. В эксплуатационных условиях эмалированные изделия могут работать при температуре -50-+300оС. Основными материалами, входящими в состав большинства эмалей являются недорогие материалы- кварцевой песок, полевой шпат. Эмалирование труб ведется на станках автоматах, где обеспечивается постоянная температура оплавления эмали, что является решающим фактором для получения эмалевой пленки высокой химической стойкости и полной сплошности. Эмалированные НКТ выпускаются со стандартной резьбой.
4. Применение катодной протекторной защиты - это метод защиты внутренней поверхности оборудования от коррозии. Сущность данного метода заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом, имеющим большой отрицательный потенциал (магнием, цинком). В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной сероводородом и углекислым газом) анод (магний, цинк) разрушается, на катоде ( стальное оборудование) эффект коррозии не проявляется. При катодной защите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника постоянного тока накладывается положительный потенциал- вторым отрицательным электролитом является обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом также является вода, насыщенная сероводородом и углекислым газом. Протекторная защита может быть эффективно использована в условиях низкой обводненности продукции.
26-билет
І. Системы сбора продукции скважин. Требования, предъявляемые к проектам обустройства месторождений и системам сбора скважинной продукции.
ІІ. Фонд скважин различного назначения при разработке месторождений. Документация.
ІІІ.Основные показатели разработки месторождений.
Системы сбора продукции скважин. Требования, предъявляемые к проектам обустройства месторождений и системам сбора скважинной продукции.
Перекачка нефти и газа от замерных установок к пунктам их подготовки называют сбором нефти или газа. Выбор системы сбора нефти газа осуществляется на основании следующих исходных данных, необходимых для составления проекта обустройства: 1) размеры и пространственная форма месторождения; 2) динамика количества скважин по способам добычи нефти по годам до конца разработки нефтяного месторождения; 3) сетка размещения эксплуатационных и нагнетательных скважин и число; 4) динамика добычи нефти, нефтяного газа и пластовой воды по годам, желательно до конца разработки нефтяного месторож¬дения; 5) динамика устьевого давления фонтанных скважин по годам, также желательно на весь период разработки; 6) динамика пластовых давления и температуры в течение пе¬риода разработки; 7) структурная карта месторождения с контурами нефтенос¬ности и газоносности и расположением скважин па ней; 8) глубины забоев и фильтров скважин; 9) изменение температуры по стволу фонтанных и насосных скважин; 10) динамика газового фактора при атмосферных условиях разгазирования пластовой нефти, состав газа и его плотность; 11) состав добываемой нефти, плотность и вязкость ее, содер¬жание парафина, смол, асфальтенов, сероводорода и углекислого газа; 12) физико-химическая характеристика пластовых вод (ионный состав, плотность, рН, коррозионная активность); 13) климатические и метеорологические условия района нефтяного месторождения, в частности количество выпадающих осадков, максимальную и минимальную температуру воздуха, глубину промерзания почвы; 14) источники воды, электроэнергии, наличие железных и шос¬сейных дорог; 15) топографическая карта.
Система сбора и подготовки нефти, газа и воды на нефтяном месторождении, предназначена и должна обеспечивать : 1) автоматическое измерение количества нефти, газа и воды по каждой скважине; 2) герметизированный сбор нефти, газа и воды на всем пути движения - от скважин до магистрального нефтепровода; 3) доведения нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции, автоматический учет этой продукции и передача ее транспортным организациям; 4) возможность ввода в эксплуатацию части месторождения с полной утилизацией нефтя¬ного газа до окончания строительства всего комплекса сооруже¬ний; 5) надежность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации; 6) изготовление основных узлов системы сбора нефти и газа и оборудования технологи-ческих установок индустриальным способом в блочном и мо¬дульном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса.
Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства: 1) обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшей транспортировке; 2) совместный сбор и транспортировка по выкидным линиям, идущим от каждой скважины нефти, газа и воды (если последняя имеется) до автомати¬зированных групповых замерных установок (АГЗУ); 3) измерение нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине на АГЗУ; 4) совместная или раздельная транспортировка обводненной и не¬обводненной нефти по сборным коллекторам от АГЗУ до устано¬вок подготовки нефти (УПН); 5) подготовка нефти, газа и плас¬товой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа через автоматизированные установки транспортной организации. В настоящее время все площади нефтяных месторождений, вступающих в разработку, обустраиваются, как правило, высоконапорными (1 – 1,5 МПа) герметизированными и автоматизированными системами сбора нефти, газа и воды. Существует несколько разновидностей герметизированных си¬стем сбора нефтегазовых смесей: 1) системы сбора, зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения; 2) системы сбора, зависящие от рельефа местности (ровная, гористая); 3) си¬стемы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также от климатических условий данного месторождения; 4) системы сбора нефти, газа и воды, применяе¬мые на морских месторождениях.
Фонд скважин различного назначения при разработке месторождений. Документация.
Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки. Фонд скважин на месторождении подразделяются на группы по разным признакам - по назначению, очередности бурения, способам эксплуатации, по состоянию на отчетную дату, времени ввода в эксплуатацию. Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам на конец каждого отчетного периода отражается в документах промыслово-геологической службы. По своему назначению скважины подразделяются на следующие основные группы: добывающие, нагнетательные, специальные и вспомогательные. Добывающие скважины по большинству объектов составляют основную часть фонда скважин. Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласт различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эта группа подразделяется на две подгруппы: оценочные и контрольные скважины. Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и др. параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки залежи с отбором керна и проведением комплекса геофизических исследований. В группу контрольных скважин входят пьезометрические и наблюдательные. Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления и располагаются они как за контуром нефтеносности, так и в пределах залежи. Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефтегазоводонасыщенности. Эти скважины бурят в пределах залежи. Фонд специальных скважин частично создается целенаправленным бурением, а частично - из числа скважин, которые уже выполнили поставленные перед ними задачи. К числу вспомогательных скважин на месторождении относят водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные – это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используют в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов. В качестве вспомогательных используют скважины целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп. Фонд скважин каждого действующего эксплуатационного объекта находится в постоянном движении. Изменяется общее количество добывающих скважин: обычно на Ι и ΙΙ стадиях разработки оно постепенно возрастает, на ΙΥ – уменьшается. Количество нагнетательных скважин по мере развития системы заводнения возрастает. Скважины могут переходить из одной группы в другую. Изменяется состояние скважин. В основном они должны находиться в работе, но часть их может быть в ремонте или простаивать по различным причинам. Для регистрации движения фонда скважин на конец каждого отчетного периода по эксплуатационному объекту и месторождению в целом составляется отчет «Фонд скважин».
Документация.
Каждая скважина представляет собой дорогостоящее сооружение, поэтому полноценное использование ее — одно из важных требований разработки. Его выполнение обеспечивается правильным выбором конструкции скважины, интервалов перфорации, способа эксплуатации, подбором типа и режима оборудования для подъема жидкости, своевременным выполнением ремонтно-изоляционных работ, установлением режима отбора жидкости (газа) и др. В течение продолжительного периода использования скважины в ее техническое состояние и режим работы вносятся изменения: может быть изменено и само назначение скважины, может быть осуществлен перевод ее на другой горизонт и т.д.
Все стороны процесса эксплуатации каждой скважины систематически отражаются в документах. Эти документы:
— эксплуатационная карточка (карточка добывающей скважины);
— карточка нагнетательной скважины; карточка по исследованию скважины;
— паспорт скважины.
В эксплуатационной карточке добывающей скважины отмечаются:
— ежедневные дебиты скважины по нефти (газу) и попутной воде;
— газовый фактор;
— часы работы и простоя скважины, причины простоя;
— изменения способа эксплуатации;
— характеристики оборудования или режима его работы.
За каждый месяц подводятся итоги:
— добыча нефти;
— добыча воды;
— обводненность месячной продукции;
— число часов работы и простоя;
— среднесуточные дебиты скважины по жидкости и нефти;
— значения среднего газового фактора.
В карточке нагнетательной скважины записывают:
— приемистость скважины;
— давление нагнетания воды (или другого агента);
— число часов работы и простоя;
— причины простоя.
Фиксируют показатели работы нагнетательной скважины за месяц:
— количество закачанной воды;
— число часов работы и простоя;
— среднесуточную приемистость;
— среднее давление на устье скважины.
В карточку по исследованию скважины вносят:
— дату и вид исследования (замеров);
— данные о режиме работы скважины и внутрискважинного оборудования в период исследования;
— глубину и продолжительность замера;
— тип прибора;
— результаты проведенных замеров.
Паспорт скважины — основной документ, отражающий всю историю скважины с начала ее бурения до ликвидации и содержащий следующие данные:
— общие сведения (назначение скважины;
— местоположение (координаты);
— альтитуда устья;
— даты начала и окончания бурения;
— способ бурения;
— глубина забоя;
— целевой горизонт;
— дата ввода в эксплуатацию);
— геолого-технический разрез скважины:
— литолого-стратиграфическая колонка;
— основные кривые геофизического комплекса исследований скважины;
— схема ее конструкции;
— характеристика кривизны;
— характеристику продуктивных пластов и фильтра:
— глубина кровли и подошвы пластов;
— интервалы перфорации;
— характеристика открытого забоя или тип перфорации и ее плотность;
— результаты освоения скважины:
— вскрытый пласт, начало освоения;
— среднесуточные показатели за первые 30 дней работы:
— способ эксплуатации;
— дебиты по нефти, газу, жидкости, воде;
— показатели давления;
— коэффициент продуктивности;
— физическую характеристику пластов эксплуатационного объекта:
— описание пород;
— коэффициенты пористости;
— проницаемости;
— нефтегазоводонасыщенности;
— неоднородности;
— положение ВНК (ГНК, ГВК);
— результаты исследования пластовой и поверхностной нефти (плотность, вязкость, объемный коэффициент, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, место взятия проб);
— характеристику газа (содержание метана, этана, пропана, бутана, высших УВ, углекислого газа, сероводорода, азота, кислорода, плотность при стандартных условиях);
— характеристику способов эксплуатации (способ эксплуатации, период его применения, тип и техническая характеристика оборудования, его теоретическая производительность и режим работы);
— аварийные и ремонтно-изоляционные работы в скважине (данные о технических дефектах скважины, характеристика проведенных ремонтных работ, изменения в конструкции скважины, в интервалах перфорации, в положении искусственного забоя).
Паспорт содержит:
— сводную таблицу работы скважины;
— месячные и годовые показатели (из карточки скважины);
— суммарные показатели с начала эксплуатации скважины.
Для обобщения результатов эксплуатации всей совокупности пробуренных скважин объекта разработки составляются следующие документы:
— геологический отчет по эксплуатации скважин;
— карта текущего состояния разработки;
— карта суммарных отборов и закачки по скважинам;
— технологический режим работы скважин.
Названные документы используют для обоснования мероприятий по регулированию разработки.
Геологический отчет по эксплуатации скважин составляют ежемесячно. Отчет состоит из двух частей — по добывающим и по нагнетательным скважинам. Скважины группируют по объектам и способам эксплуатации. По каждой скважине в отчете показывают месячную добычу нефти, газа, воды, объем закачанной воды, среднесуточные дебиты (приемистость), число часов работы и простоя скважины, причины простоя. В конце отчета приводят итоговые данные по объекту в целом.
Карту текущего состояния разработки обычно строят ежеквартально. Для построения карты используют план расположения точек пересечения скважин с кровлей объекта. Точка, обозначающая добывающую скважину, служит центром круга, площадь которого отвечает среднесуточному дебиту скважины по жидкости (газу) за последний месяц квартала. В круге выделяется сектор, соответствующий обводненности продукции (1 % обводненности — 3,6°). Для наглядности части круга закрашивают разными цветами: нефть и газ обычно показывают в желто-коричневых тонах с дифференциацией окраски по способам эксплуатации, попутную и нагнетательную воду — в сине-зеленых тонах с дифференциацией окраски по характеру воды (пластовая, нагнетаемая, чужая). На карте показывают местоположение начальных и текущих контуров нефтегазоносности, выделяя различными условными обозначениями участки объекта, заводненные полностью и частично пластовой и нагнетаемой водой. При объединении в объект разработки нескольких пластов карты составляют для объекта в целом и раздельно для каждого пласта.
Карту суммарных отборов и закачки по скважинам составляют обычно один раз в год (на конец года). На карте в виде кругов отражают добычу жидкости (газа), накопленную с начала эксплуатации скважины. Условные обозначения применяют те же, что и на карте текущего состояния разработки, но в кругах выделяют секторы, соответствующие добыче, накопленной при разных способах эксплуатации. В сочетании с картой, отражающей распределение удельных запасов нефти на единицу площади (или на одну скважину), карта суммарных отборов и закачки позволяет оценить степень выработанности запасов в разных частях объекта.
Технологический режим работы скважин составляют с учетом задач по развитию добычи нефти (газа) и регулированию процесса разработки. В этом документе по каждой из действующих скважин приводятся среднесуточные показатели фактической работы скважин и показатели, рекомендуемые на предстоящий период. По новым и бездействующим скважинам, планируемым к вводу в эксплуатацию, приводятся намечаемые показатели.
1. Основные показатели разработки.
Разработка каждого нефтяного месторождения характеризуется следующими показателями:
1. Добыча нефти из месторождения в процессе его разработки.
Процесс разработки можно разделить на четыре стадии.
На первой стадии происходит разбуривание, обустройство месторождения, ввод скважин и промысловых сооружений в эксплуатацию. Добыча нефти растет за счет скорости разбуривания залежи.
Вторая стадия характеризуется максимальной добычей нефти в соответствии с проектным заданием.
Третья стадия характеризуется резким падением добычи нефти и значительным ростом обводненности продукции скважин (при заводнении пластов).
На четвертой стадии наблюдается медленное, постепенное падение добычи нефти, высокая обводненность продукции скважин и неуклонное ее нарастание. Четвертая стадия -это завершающая стадия разработки.
Однако необходимо отметить, что с применением методов повышения нефтеотдачи пластов на какой либо стадии ( на третьей или четвертой), может быть применена новая технология извлечения нефти из недр, вследствие чего добыча нефти будет снова расти на месторождении.
2. Темп разработки месторождения z(t), изменяющийся во времени t, равный отношению текущей добычи нефти q(t), к извлекаемым запасам месторождения: z (t)= q(t)/N.
Если извлекаемые запасы нефти остаются неизменными в процессе его разработки, то изменение во времени темпа разработки месторождения происходит аналогично изменению добычи нефти и проходит те же стадии, что добыча нефти.
3. Добыча жидкости из месторождения. При разработке нефтяного месторождения вместе с нефтью и газом из пласта добывается вода. Добыча жидкости -это суммарная добыча нефти и воды. Добыча жидкости всегда превышает добычу нефти. На третьей и четвертой стадиях разработки из месторождения обычно добывается количество жидкости , в несколько раз превышающее количество добываемой нефти.
4. Нефтеотдача - отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к ее первоначальным запасам. Текущая нефтеотдача переменна во времени и возрастает по мере увеличения количества извлеченной нефти из пласта. Текущая нефтеотдача зависит от следующих факторов: количества закаченной воды в пласт при заводнении, отношения этого количества к объему пор пласта, отношения количества извлеченной из пласта жидкости к объему пор пласта, обводненности продукции. Нефтеотдача связана с механизмом извлечения нефти из пласта и полнотой вовлечения пласта в целом в разработку. Поэтому нефтеотдачу можно представить в виде произведения η= η1η2;
где η1 – коэффициент вытеснения нефти из пласта. и равен отношению количества извлеченной из пласта нефти к запасам нефти, первоначально находившимся в пласте, вовлеченного в разработку. η2–коэффициент охвата пласта разработкой. и равен отношению запасов нефти, вовлеченных в разработку, к общим геологическим запасам нефти в пласте.
Конечная нефтеотдача – это отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки месторождения. Конечную нефтеотдачу определяют возможностями технологии разработки месторождений и экономическими условиями.
5. Добыча газа из нефтяного месторождения в процессе его разработки. Добыча газа зависит от содержания его в пластовой нефти, подвижности газа относительно подвижности нефти в пласте, отношения пластового давления к давлению насыщения, от системы разработки нефтяного месторождения. В процессе поддержания пластового давления выше давления насыщения, путем заводнения пласта, кривая изменения добычи газа во времени будет подобна кривой добычи нефти. В случае же разработки нефтяного месторождения без воздействия на пласт, т.е. с падением пластового давления. После того как средневзвешенное пластовое давление станет меньше давления насыщения , насыщенность пласта газовой фазой увеличивается и добыча газа резко возрастает.
Для характеристики добычи нефти и газа необходимо понятие газовый фактор – это отношение объема добываемого из скважины газа, приведенного к стандартным условиям, к добыче в единицу времени дегазированной нефти.
6.Расход нагнетаемых в пласт веществ и их извлечение вместе с нефтью и газом. При осуществлении различных технологических процессов извлечения нефти и газа из недр, в пласт закачивается обычная вода, вода с добавками химических реагентов, горячая вода или пар, углеводородные газы, воздух, двуокись углерода и другие вещества. Расход этих веществ может изменяться в процессе разработки месторождения.
7. Распределение давления в пласте. В процессе разработки нефтяного месторождения давление в пласте изменяется по сравнению с первоначальным. При этом, вблизи нагнетательных скважин давление будет повышенным, а вблизи добывающих скважин -пониженным (воронка депрессии).
8. Давление на устье добывающих скважин. Это давление задается исходя из требований обеспечения сбора и транспорта по трубам добываемых из пласта нефти, газа и воды от устья скважин к нефтепромысловым установкам по сепарации газа, обезвоживанию и обессоливанию нефти.
9.Распределение скважин по способам подъема жидкости с забоя на дневную поверхность. Проницаемость нефтяных пластов вследствие их неоднородности различна на отдельных участках месторождений. Это различие усугубляется условиями вскрытия нефтяных пластов при бурении скважин, их креплении и освоении. В результате продуктивность отдельных скважин, пробуренных на месторождении, резко отличается. При одном и том же перепаде давлений и одинаковом устьевом давлении в добывающих скважинах дебиты будут различными или же равные дебиты скважин могут быть получены при различных забойных давлениях. Указанные обстоятельства говорят о применении различных способов подъема добываемых из пласта веществ на дневную поверхность. Так, при высокой продуктивности (высоком забойном давлении) и небольшой обводненности продукции скважины могут фонтанировать, при меньшей продуктивности могут применяться механизированные способы подъема жидкости с забоя скважин. Зная распределение коэффициентов продуктивности добывающих скважин и области эффективного применения различных способов эксплуатации, можно найти вероятностное статистическое распределение скважин на месторождении по способам подъема жидкости из недр на дневную поверхность.
10. Пластовая температура. В процессе разработки нефтяных месторождений, пластовая температура может изменяться по следующим причинам: 1) в связи с дроссельными эффектами, наблюдающимися при движении жидкостей и газов в призабойных зонах скважин;
2) закачкой в пласты воды с температурой, отличающейся от пластовой;
3) вводом в пласт теплоносителей или осуществлением внутрипластового горения.
Таким образом, начальная температура пласта, являясь природным фактором, может быть изменена в процессе разработки и, стать, как и пластовое давление, показателем разработки.
27-билет
І. Стабилизация нефтей (горячая сепарация, ректификация). Требования к качеству товарных нефтей.
ІІ. Динамика добычи нефти и газа из эксплуатационного объекта.
ІІІ.Нефть и ее физико-химические свойства.
Стабилизация нефтей (горячая сепарация, ректификация). Требования к качеству товарных нефтей.
Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки. К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 ° С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).
Динамика добычи нефти и газа из эксплуатационного объекта.
Состояние разработки ЭО или его части характеризуется такими основными показателями разработки как: текущая и накопительная добыча нефти, газа и попутной воды. Изменение в процессе эксплуатации объекта основных и других текущих показателей разработки во времени или в зависимости от нефтеизвлечения, а также в зависимости от степени использования извлекаемых запасов, принято называть динамикой соответствующих показателей разработки. При анализе разработки ЭО и при обобщении опыта разработки групп ЭО обычно используют годовые показатели. Основные показатели разработки выражают в абсолютных единицах измерения (добыча жидкости в тыс.тонн, добыча газа в млн.м3). Для сравнительного анализа результатов разработки разных ЭО используют выражение этих показателей в относительных единицах: годовую добычу УВ характеризуют темпом разработки, выражая ее в процентах начальных извлекаемых запасов; относительные отборы добываемой вместе с нефтью воды характеризуются показателем обводненности продукции, оценивающим содержание воды в процентах в отобранном за определенный период количестве жидкости; полученную с начала разработки на определенную дату добычу нефти выражают в процентах начальных балансовых запасов; текущее нефтеизвлечение, т.е. степень использования извлекаемых запасов выражают в процентах начальных извлекаемых запасов. Динамику указанных показателей разработки анализируют по стадиям выделяемым в общем периоде эксплуатации объекта. Весь период разработки нефтяного эксплуатационного объекта подразделяют на 4 стадии: 1-стадия освоения (рост добычи). Разбуривают и вводят в эксплуатацию основной фонд скважин. Осваивают предусмотренную систему воздействия на пласт. 2-стадия сохранения достигнутого наибольшего годового уровня добычи. На этой стадии бурят оставшиеся скважины основного фонда, часть резервных скважин, выполняют комплекс технологических мероприятий по регулированию процесса разработки. 3-стадия падения добычи, вследствие извлечения из недр большей части запасов. Осуществляют дальнейшее развитие системы воздействия, продолжают бурить резервные скважины, расширяют комплекс мероприятий по управлению процессом разработки. 4-стадия завершения разработки, характеризующаяся дальнейшим снижением добычи нефти. На этой стадии проводят комплекс мероприятий по достижению запроектированного коэффициента нефтеизвлечения.
Нефть и ее физико-химические свойства
Нефтяные месторождения представляют собой сложные природные комплексы, главным признаком которых является наличие УВ в пористом пласте-коллекторе, ограниченном непроницаемыми покрышками и основанием.
УВ - это химические соединения, состоящие из атомов углерода и атомов водорода, с общей формулой СпН2п+2
В зависимости от числа атомов углерода в молекуле, они могут находиться в трех агрегатных состояниях:
1. газообразные УВ- это УВ, содержащие в молекуле до 4 атомов углерода (от СН4 до С4Н10); (метан, этан, пропан, бутан)
2. жидкие УВ - это УВ, содержащие в молекуле от5 до 17 атомов углерода (С5Н12 до С!7Н36); ( конденсат, нефть)
3. твердыеУВ – это УВ, содержащие 18 и более атомов углерода (отС18Н38 и более); (парафины, асфальтены).
Нефть-это маслянистая жидкость, темного цвета. В зависимости от компонентного состава имеет различные оттенки.
Основными свойствами нефти являются:
Плотность нефти — это масса единицы объема, при тем¬пературе 20 °С и атмосферном давлении колеблется от 700 до 1040 кг/м3. Нефть с плотностью ниже 900 кг/м3 называют легкой, выше — тяжелой. Мазут имеет плотность от 900 до 990 кг/м3, керосин - 800 - 840 кг/м3, бензины 700 - 800 кг/м3, газовые конденсаты — 650 — 720 кг/м3. Плотность пластовой нефти всегда ниже плотности дегазированной нефти.
Вязкость — свойство любой жидкости, в том числе и нефти, оказывать сопротивление перемещению ее частиц от¬носительно друг друга, т. е. характеризует подвижность жид¬кости. Существует динамическая и кинематическая вязкость. Единица динамической вязкости — паскаль-секунда (Па∙с). Вязкость нефтей обычно намного ниже 1 Пас, поэтому на практике часто пользуются внесистемными единицами — пуаз (П) и сантипуаз (сП): 1 П = 01Па∙с, 1 сП = 10 -3Пa∙c.
С понижением температуры вязкость увеличивается, с по¬вышением — уменьшается. Динамическая вязкость воды при 20 °С составляет около 1 сП, вязкость нефти в зависимости от ее характеристики и температуры может изменяться от 1 до нескольких десятков сантипуазов, а у отдельных нефтей вязкость достигает 100, даже 200 сП (0,1 —0,2 Па∙с).
Объемный коэффициент пластовой нефти — это отноше¬ние объема нефти в пластовых условиях к объему дегазиро¬ванной нефти:
где Упл — объем нефти в пластовых условиях; Удег — объем этой же нефти при атмосферном давлении и температуре 20 ° С после дегазации.
Известны месторождения, для которых объемный коэф¬фициент нефти достигает 3,5 и более. Для пластовой воды объемные коэффициенты составляют 0,99— 1,06.
С помощью объемного коэффициента можно определить «усадку» нефти — уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность:
если bн=1.25, то β= 1.25-1/ 1.25=0.2 или 20% .
Сжимаемость нефти — это изменение объема нефти при изменении давления. Характеризуется коэффициентом сжи¬маемости (βн, который представляет относительное изменение объема, приходящееся на единицу изменения давления:
где ΔV — изменение объема нефти, м3; Vo — исходный объем нефти, м3; Ар — изменение давления, Па.
Коэффициент сжимаемости нефти, не содержащей раство¬ренный газ, равен 4∙10 -10 - 7∙10 -10 1/Па (4∙10 -5 —7∙10 -5 1/ад).
Давлением насыщения нефти газом называется давление газа, находящегося в термодинамическом равновесии с плас¬товой нефтью. Если давление, оказываемое на пластовую нефть, становится ниже давления насыщения, то из нефти начинает выделяться растворенный газ. Нефть, находящаяся в пласте при давлении выше давления насыщения, называет¬ся недонасыщенной. Если давление насыщения равно пласто¬вому давлению, то пластовая нефть называется насыщенной.
Газовый фактор. Газовым фактором называется количе¬ство газа (в м3), приведенное к атмосферному давлению, приходящееся на 1 т нефти. Для нефтяных месторождений России газовый фактор колеблется от 20 до 1000 м3/т (в среднем он составляет около 100 м3/т).
28-билет
І. Оборудование ствола и забоя фонтанных скважин.
ІІ. Нефтяные эмульсии. Методы разрушения нефтяных эмульсий. Обезвоживание и обессоливание нефтей
ІІІ. Законтурная и приконтурная система заводнений. Их преимущества и недостатки.
Конструкция оборудования забоев скважин
В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:
механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвращение обрушения породы;
эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;
возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;
возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;
возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.
Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.
1. При открытом забое (рис. 4.1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.
Рис. 4.1. Способы вскрытия пласта:
а - открытый забой; б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным
перед ее спуском; в - забой с фильтром; г - перфорированный забой
Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность. Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.
2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции. Первый вариант (рис. 4.1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.
Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.
Второй вариант (рис. 4.1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой части пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм.
Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.
Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.
3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 4.1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газонасыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах. Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:
упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза;
надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);
устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.
Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.
Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.
Нефтяные эмульсии. Методы разрушения нефтяных эмульсий. Обезвоживание и обессоливание нефтей.
В процессе добычи, при совместном движении нефти и воды по стволу скважины и нефтесборным трубопроводам про¬исходит их взаимное перемешивание. В результате диспергирования одной жидкости в другой образуются эмульсии. Эмульсии представляют собой дисперсные системы двух взаимно нераство¬римых (или очень мало растворимых) жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капель (глобул). Дис¬пергированную жидкость называют внутренней, или дис¬персной фазой, а жидкость, в которой она находится, – дисперсионной, или внешней средой. При смешении нефти с водой возможно образование эмульсии двух типов: прямого - нефть в воде (Н/В), и обратного - вода в нефти (В/Н). Почти все эмульсии, встречающиеся при добыче нефти, принадлежат к типу В/Н. Содержание пластовой воды в таких эмульсиях колеблется в широких пределах: от де¬сятых долей процента до 90% и более. Эмульсии типа Н/В (в воде диспергированы глобулы нефти), встре¬чающиеся в нефтепромысловой практике значительно реже, обычно содержат менее 1% нефти (в среднем 1000 мг/л). Эмульсии этих типов обладают совершенно разными свойствами и, соответственно, требуют различных методов разрушения. Для разрушения эмульсий применяются следующие методы: Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия. В качестве отстойников периодического действия обычно используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в их нижнюю часть. В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через отстойник. Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться капли заданного размера. Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз. Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С. Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации. Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости. Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет. Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до!...2%. Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается. При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.
Законтурная и приконтурная система заводнений. Их преимущества и недостатки.
При законтурном заводнении нагнетательные сква¬жины, через которые закачивают воду в пласт, размещают за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи в зоне, занятой водой. Он высокоэффективен при небольшой ширине залежей (до 4 — 5 км), в основном при малой относительной вязкости пластовой нефти (до 5), высокой проницаемости коллектора (0,4 — 0,5 мкм2 и более), сравнительно однородном строении продуктивного пласта, хорошей сообщаeмости залежи с законтурной областью. Более широко за¬контурное заводнение апробировано на залежах пластового типа, но при указанных геолого-физических условиях полу¬чены хорошие результаты и на залежах массивного типа, в том числе и в карбонатных коллектора
Применение рассматриваемого вида заводнения в назван¬ных весьма благоприятных геологических условиях позволяет добиваться высокого нефтеизвлечения (до 60 — 65%). Добывающие скважины могут быть расположены в основном в пределах внутреннего контура нефтеносности. При этом нефть из водонефтяной зоны может быть вытеснена к забо¬ям добывающих скважин нагнетаемой водой. Таким путем без существенного увеличения потерь нефти в пласте можно сократить количество скважин для разработки объекта и объемы попутной (отбираемой вместе с нефтью) воды. Линию нагнетания (т. е. линию, проходящую через нагнетательные скважины) располагают на некотором расстоянии, которое зависит от ряда факторов. К ним в первую очередь относится степень разведанности залежи: чем она луч¬ше, тем более достоверно определено положение внешнего кон¬тура нефтеносности, чем круче и выдержаннее по толщине пласт, тем ближе к контуру можно располагать скважины. В этом случае вероятность нахождения нагнетательной сква¬жины в нефтеносной части пласта будет наименьшей и, кроме того, фильтрационные сопротивления при движении воды бу¬дут минимальными, что способствует повышению эффективно¬сти нагнетания.
В реальных условиях, особенно на стадии проектирования, невозможно точно учесть влияние всех факторов и однозначно установить положение линии нагнетания. Особое значение име¬ет неоднородность пласта по проницаемости и толщине, по¬скольку перемещение фронта вытеснения в таких пластах име¬ет сложный, зачастую непрогнозируемый характер. Поэтому обычно нагнетательные скважины располагают на расстоянии до 300—500 м от внешнего контура нефтеносности.
Наиболее благоприятны для вида заводнения пласты, сло¬женные однородными песками или песчаниками с хорошей пронннаемостыо, не осложненные нарушениями и содержащие маловязкую нефть. Этот метод применяют при разработке неболь¬ших залежей, когда имеется не более трех-четырсх рядов добы¬вающих скважин, при хорошей гидродинамической связи нефте¬носной части с зоной расположения нагнетательных скважин. К недостаткам метода относятся значительные потери закачи¬ваемой воды за счет ее оттока во внешнюю область и запазды¬вающее воздействие на залежь из-за удаленности линии нагнетания.
При приконтурном заводнении происходит более интенсивное и ускоренное воздействие на залежь.
В этом случае нагнетательные скважины располагаются в зоне нефтеносности в непосредственной близости от внешнего контура. Этот метод заводнения применяется при плохих коллекторскнх свойствах внешней водоносной области и при небольших размерах зале¬жи. К недостаткам дайной системы заводнения относится более быстрое, чем при законтурном заводнении, обводнение добываю¬щих скважин.
Рис. 64. Система разработки нефтяной залежи с приконтурным заводнением.
29-билет
І. Внутриконтурное заводнение, преимущества и недостатки.
ІІ. Установка комплексной подготовки нефти.
ІІІ. Виды неоднородности продуктивных коллекторов.
Внутриконтурное заводнение, преимущества и недостатки.
Внутриконтурное заводнение. При этом виде заводнения нагнетание воды ведется в скважины, расположенные в пре¬делах залежи, т.е. в нефтяной зоне. Применяют целый ряд разновидностей внутриконтурного заводнения.
При разрезании залежи рядами нагнетательных скважин закачка воды в пласты производится через скважины, распо¬ложенные рядами, называемыми разрезающими рядами или линиями разрезания. Скважины разрезающих рядов после бурения непродолжительно эксплуатируются на нефть при возможно более высоких дебитах. Это дает возможность очистить прискважинные зоны пласта и снизить пластовое давление в ряду, т.е. создает условия для успешного освоения скважин под закачку воды. Затем скважины в ряду осваивают под нагнетание через одну, продолжая интенсивную добычу нефти из промежуточных скважин ряда. Это способствует перемещению нагнетаемой в пласт воды вдоль разрезающего ряда. Этот период освоения разрезающего ряда очень важен, поскольку позволяет сократить возможные потери нефти в ряду между скважинами и обеспечить за счет интенсивной эксплуатации промежуточных скважин быстрый рост добычи нефти уже в начальной фазе освоения эксплуатационного объекта.
После обводнения промежуточных нагнетательных сква¬жин они также переводятся под закачку воды. При такой технологии освоения скважин разрезающего ряда вдоль него в пласте создается полоса воды. Добывающие скважины при этой разновидности заводнения располагают в рядах, парал¬лельных разрезающим рядам. Отбор нефти из добывающих скважин и продолжающееся нагнетание воды в скважины разрезающего ряда обусловливают расширение полосы воды, созданной вдоль этого ряда, и перемещение ее границ в на¬правлении к добывающим рядам. Таким путем обеспечивают¬ся вытеснение нефти водой и перемещение ее в пласте к до¬бывающим скважинам.
При блоковом заводнении нефтяную залежь разрезают рядами нагнетательных скважин на полосы (блоки), разме¬щают ряды добывающих скважин в таком же направлении. При вытянутой форме залежи ряды скважин располагают обычно перпендикулярно к ее длинной оси (рис. 65). При "круговой" форме залежей с обширными площадями нефте¬носности направление рядов скважин выбирают с учетом зо¬нальной неоднородности продуктивных пластов – в крест выявленной превалирующей ориентации зон с повышенной толщиной (и, как правило, с повышенными пористостью и проницаемостью) коллекторов (рис. бб). В результате достига¬ется пересечение всех зон, содержащих основную часть запа¬сов нефти, линиями разрезания и, следовательно, обеспечива¬ется большее влияние на них закачки воды. При ином на¬правлении разрезающие ряды в значительной части могут оказаться на участках с пониженной проницаемостью пласта, что обусловит низкую приемистость значительной доли на¬гнетательных скважин и отсутствие в части высокопродук¬тивных зон воздействия нагнетания воды.
При проектировании систем разработки с рассматривае¬мым видом заводнения особое внимание следует уделять обоснованию ширины блоков и количества рядов добываю¬щих скважин в блоке.
Решение зтого вопроса диктуется необходимостью обес¬печивать влияние нагнетания воды на всю ширину блоков, не допуская консервации их внутренних частей.
Ширину блоков выбирают от 4 до 1.5 км в зависимости от гидропроводности объекта. Уменьшение ширины полос по¬вышает активность системы заводнения, благодаря возраста¬нию перепада давления на единицу ширины блока, что поз¬воляет частично компенсировать пониженную продуктивность залежи. Чтобы избежать значительных потерь нефти в центральных частях блоков (на участках стягивания контуров нефтеносности), в пределах блока располагают обычно не¬четное количество рядов добывающих скважин, при этом внутренний ряд обычно играет роль "стягивающего". При повышенной ширине блоков (3,5 — 4 км| принято располагать пять рядов добывающих скважин, при меньшей ширине [1,5 — Зкм) — три ряда. В зависимости от количества рядов добывающих скважин блоковое заводнение называют пяти-рядным или трехрядным. Количество добывающих скважин, приходящихся на одну нагнетательную, при пятирядной и трехрядной системах соответственно составляет около 5 и 3. Систему с узкими блоками и трехрядным размещением скважин можно применить и на высокопродуктивном эксплуатационном объекте при необходимости разработки его высокими темпами или с целью обеспечения продолжитель¬ного периода фонтанной эксплуатации при больших трудно¬стях перевода скважин на механтированный способ подъе¬ма жидкости, а также в некоторых других случаях.
На залежах с широкими водонефтянымн зонами всю сис¬тему разработки с разрезанием следует распространять и на водонефтяную зону, за исключением самых внешних ее пас¬тей с небольшой нефтенасыщенной толщиной (менее 3 — 4 м).
Преимущества систем разработки с блоковым заводнени¬ем заключаются в том, что они могут проектироваться и реализовываться, когда детальные сведения о кон фигурации контуров нефтеносности еще отсутствуют. Применение та¬ких систем дает возможность осваивать блоки эксплуатаци-онного объекта в нужной последовательности, регулировать разработку с помощью перераспределения объемов закачки воды.
Площадное заводнение - также разновидность внутри-контурного, при котором в условиях общей равномерной сетки скважин — треугольной или квадратной - нагнета¬тельные и добывающие скважины чередуются в строгой за¬кономерности. Местоположение добывающих и нагнетатель-ных скважин в принимаемой сетке определяется в проектном документе на разработку.
Системы разработки с площадным заводнением (пло¬щадные системы) обладают большей активностью по сравне¬нию с системами, охарактеризованными выше, поскольку здесь каждая добывающая скважина непосредственно кон¬тактирует с нагнетательными |при внутриконтурном разреза¬нии в начале разработки под непосредственным влиянием нагнетательных скважин находятся лишь скважины внешних добывающих рядов] и на одну нагнетателыгую скважину обычно приходится меньшее количество добывающих сква¬жин. Применяют несколько вариантов формы сеток и вза¬имного размещения нагнетательных и добывающих скважин, при которых системы разработки характеризуются различ¬ной активностью, т.е. разной величиной соотношения коли¬честв добывающих и нагнетательных скважин. Ддя линейной и пятиточечной систем это соотношение равно 1; для семи¬точечной прямой — 0,5, обращенной — 2; для девятиточеч¬ной прямой — 0,33. обращенной — 3: для ячеистой — 4—6.
Применяемые обычно при площадном заводнении систе¬мы показаны на рис. 67. Наиболее широкое применение на¬шли пятиточечная, обращенная семиточечная и обращенная девятиточечная системы. Они обычно рекомендуются для эксплуатационных объектов с терригенными или карбонат-ными коллекторами порового типа и широко применяются при разработке объектов с низкой проницаемостью коллек¬торов, с повышенной вязкостью нефти или объектов с низ¬кой проницаемостью и повышенной вязкостью. Такие систе¬мы, так же как и блоковая система с разрезанием на узкие полосы, можно применять и для высокопродуктивных объ¬ектов при необходимости получения высоких уровней добы¬чи нефти или продления фонтанного периода эксплуатации в глуме больших трудностей с организацией механизирован¬ной эксплуатации скважин. Их использование может быть целесообразным также в случаях, когда продолжительность разработки месторождения ограничена, например, сроком возможной эксплуатации морских сооружений в условиях шельфа.
Системам разработки с площадным заводнением свойст¬венны и негативные моменты. Они практически не позволя¬ют регулировать скорость продвижения воды к разным до¬бывающим скважинам элемента системы разработки путем перераспределения объемов закачиваемой воды. В связи с этим возрастает вероятность преждевременного обводнения значительной части добывающих скважин. Этот процесс усу¬губляется неодновременным вводом новых добывающих скважин в элементе, остановками отдельных скважин для подземного и капитального ремонта, отключением обводнен¬ных скважин, существенными различиями дебитов скважин и др.
Избирательное заводнение — разновидность внутрикон-турного заводнения — предусматривает выбор местоположе¬ния нагнетательных скважин после разбуривания эксплуата¬ционного объекта по равномерной сетке (рис. 68). При со¬ставлении первого проектного документа на разработку мес¬тоположение нагнетательных скважин не определяют. После разбуривания объекта и некоторого периода эксплуатации всех скважин на нефть для освоения под закачку воды выби¬рают скважины, местоположение которых наиболее полно отвечает геологическому строению пластов и обеспечивает эффективное воздействие на весь объем залежи. В конечном счете нагнетательные скважины оказываются размещенными по площади объекта неравномерно. Избирательное заводне¬ние применяют при резкой зональной неоднородности плас¬тов, выражающейся в неповсеместном залегании коллекто¬ров, в наличии двух или трех разновидностей коллекторов разной продуктивности, распределенных неравномерно по площади, и т.д., а также при нарушении объекта серией дизъюнктивных нарушений. Избирательное заводнение при¬меняется при разработке некоторых периферийных площа¬дей девонской залежи нефти и залежей в каменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения в Татарии, в бо¬б риковском горизонте Краснохолмской группы месторожде¬ний в Башкирии, на ряде месторождений других районов.
Очаговое заводнение по сути является избирательным за¬воднением, но применяется как дополнение к другим разно¬видностям заводнений (законтурному, приконтурному, разре¬занию на площади, блоки и др.). Очаги заводнения (нагне¬тание воды в отдельные скважины или небольшие группы скважин) обычно создают на участках, не испытывающих или недостаточно испытывающих влияние заводнения после освоения запроектированного основного его вида. Под нагне¬тательные выбирают скважины из числа добывающих, пре¬имущественно из тех, которые основную свою задачу уже
Рис. 68. Система разработки с избирательным заводне¬нием.
Зоны пласта с проницаемо¬стью: 1 — в ысокой, 2 — низкой; остальные условные обозначения см. на рис. 63
выполнили, т.е. расположенные на заводненных участках объекта разработки. При необходимости для создания очагов заводнения бурят дополнительные скважины.
Очаговое заводнение применяют очень широко: это одно из главнейших мероприятий по развитию и совершенствова¬нию основных систем разработки с заводнением.
Головное заводнение. Головным называют нагнетание во¬ды в наиболее повышенные зоны залежей, тектонически или литологически экранированных в сводовых частях.
Барьерное заводнение. Эта разновидность внутриконтурного заводнения применяется при разработке нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей пластового типа с целью изоляции газовой (газоконденсатной) части залежи от нефтя¬ной. Кольцевой ряд нагнетательных скважин располагают в пределах газонефтяной зоны, вблизи внутреннего контура газоносности. В результате нагнетания воды в пласте образу¬ется водяной барьер, отделяющий газовую часть залежи от нефтяной. Применение барьерного заводнения обеспечивает возможность одновременного отбора нефти и газа из недр без консервации газовой шапки на длительное время, обяза¬тельной при разработке с использованием природных видов энергии или при охарактеризованных выше разновидностях заводнения. Барьерное заводнение может сочетаться с други¬ми его видами или с использованием энергии напора пласто¬вых вод.
Таким образом, во многих случаях при проектировании системы разработки эксплуатационного объекта исходя из его геолого-промысловой характеристики для него могут быть рекомендованы два, а иногда и три конкурирующих вида заводнения. Например, приконтурное заводнение может рассматриваться наряду с поперечным разрезанием объекта на блоки; разрезание на узкие блоки может конкурировать с площадным заводнением и т.д. Из числа возможных вариан¬тов, обоснованных геологически, оптимальный вариант вы¬бирают с помощью гидродинамических и экономических расчетов при учете других элементов системы разработки (плотности сетки добывающих скважин, перепада давления между зонами нагнетания и отбора).
Установка комплексной подготовки нефти.
Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН). Принципиальная схема УКПН с ректификацией. Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3 непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в теплообменниках 1,5. В УКПН производятся обезвоживание, обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.
1, 9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор; 6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсатор-холдодильник; 8 - емкость орошения; 10 – печь. I - холодная "сырая" нефть; II - подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары; IX – широкая фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть.
Виды неоднородности продуктивных коллекторов.
Под геологической неоднородностью понимают изменчивость природных характеристик нефтегазонасыщенных пород в пределах залежи. Геологическая неоднородность оказывает огромное влияние на выбор системы разработки и на эффективность извлечения нефти из недр. Различают два основных вида геологической неоднородности – макронеоднородность и микронеоднородность. Макронеоднородность отражает морфологтю залегания пород – коллекторов в объеме залежи, т.е. характеризует распределение в ней коллекторов и неколлекторов. Для изучения макронеоднородности используются материалы ГИС по всем пробуренным скважинам. Надежную оценку макронеоднородности получают при детальной корреляции продуктивной части разрезов скважин. Макронеоднородность изучают по вертикали (по толщине горизонта) и по простиранию пластов (по площади). По толщине макронеоднородность проявляется в присутствии в разрезе горизонта нескольких продуктивных пластов и прослоев коллекторов. Соответственно макронеоднородность проявляется и в изменчивости нефтенасыщенной толщины горизонта в целом. По простиранию макронеоднородность проявляется в изменчивости их толщин вплоть до нуля. Макронеоднородность отображается графическими построениями и количественными показателями. Микронеоднородность продуктивных пластов выражается в изменчивости емкостно – фильтрационных свойств в границах присутствия коллекторов в пределах залежи. Промысловой геологией изучается неоднородность по проницаемости, нефтенасыщенности и при необходимости по пористости. Для оценки характера и степени микронеоднородности продуктивных пластов применяют вероятностно – статистический, базирующийся на результатах изучения керна, и графический, использующий данные ГИС. Графически микронеоднородность отображают на детальных профилях и картах, отображающих изменчивость граничных значений изучаемого параметра. Изучение микронеоднородности позволяет: определять кондиционные пределы параметров продуктивных пластов; прогнозировать характер и темп включения в работу различных частей залежи и соответственно процесс обводнения скважин и добываемой продукции из залежи в целом; оценивать охват пластов воздействием, выявлять участки не вовлеченные в разработку.
30-билет
І. Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований, влияющих на выбор плотности скважин.
ІІ. Структура денежных потоков при разработке месторождений.
ІІІ. Физические свойства пластовых вод. Гидрофильная и гидрофобная поверхности. Виды остаточной воды.
Сетка скважин нефтяного эксплуатационного объекта. Учет геологических требований влияющих на выбор плотности скважин.
Под сеткой скважин понимают сеть, на которой размещаются добывающие и нагнетательные скважины на эксплуатационном объекте. Затраты на бурение скважин – одна из наибольших частей капитальных затрат на разработку месторождения и необходимо предотвратить бурение лишних скважин, т.е. переуплотнение сетки. В то же время количество скважин должно быть достаточным для обеспечения необходимых темпов добычи нефти и возможно более высокого коэффициента извлечения нефти. Следовательно , необходимо обосновывать оптимальную сетку скважин. Для каждого ЭО должна создаваться индивидуальная сетка скважин, соответствующая его геологическому строению. По данным разведки оцениваются лишь средние значения параметров объекта, изменчивость геологического строения остается плохо изученной. Поэтому принято двуэтапное разбуривание ЭО. На первом этапе бурят проектные скважины основного фонда, т.е. скважины, расположенные по строго геометрической сетке. Форма сетки определяется с учетом принимаемой разновидности метода воздействия на пласт, а густоту с учетом средних параметров объекта. На втором этапе бурят скважины резервного фонда, предусмотренные проектом в объеме 10-50%. Резервные скважины размещают на участках объекта, по геологическим причинам не вовлеченных или недостаточно вовлеченных в разработку. Часть резервных скважин бурят в центральных частях площади (блоков), для обеспечения годовых уровней добычи нефти, взамен обводнившихся периферийных скважин. В результате создается неравномерная сетка скважин, отвечающая геологическим особенностям объекта и заданным технологическим показателям разработки. По характеру размещения скважин основного фонда различают сетки равномерные и равномерно – переменные. Равномерными называют секи с одинаковым расстоянием между всеми скважинами. Эти сетки рекомендуются для залежей с низкой проницаемостью или высокой неоднородностью пластов, при повышенной вязкости нефти, а также для обширных зон нефтяных залежей. Равномерное размещение скважин производят при площадном и избирательном заводнении, при разрезании залежей на узкие блоки. Преимущество равномерных сеток заключается в том, что они позволяют вносить изменения в принятые системы разработки (повсеместно или выборочно уплотнять сетку) по мере углубленного изучения объектов. Равномерно – переменными называют сетки с линейным расположением скважин, в которых расстояние между рядами скважин больше, чем расстояние между скважинами в рядах. Увеличение расстояний между рядами способствует продлению безводного периода эксплуатации скважин. В последние годы применяется ячеистое равномерно – переменное размещение скважин, рекомендуемое для карбонатных платов при повышенной вязкости нефти. Плотность сетки основного фонда скважин, характеризуется расстоянием 1 (в м) между скважинами и между рядами, а также удельной плотностью на скважину - . При равномерной квадратной сетке , при треугольной сетке . Выбранную для конкретного объекта с учетом всех факторов плотность сетки называют оптимальной. По опыту разработки установлено, что при вытеснении нефти водой для получения высокой нефтеотдачи на объектах с менее благоприятными геолого – промысловыми характеристиками необходимо применение более плотных сеток.
В разных геологических условиях применены следующие плотности основной сетки добывающих скважин.
Сетки добывающих скважин плотностью 60 — 40 га/скв. (от 700x800 до 600x700 м) — для единичных залежей с особо благоприятной характеристикой: с очень низкой относительной вязкостью нефти (менее 1), с достаточно высокой проницаемостью монолитного пласта, особенно при трещинном типе карбонатных коллекторов и массивном строении залежей.
Сетки добывающих скважин плотностью 30 — 36 га/скв. (от 600x650 до 500x600 м) — для залежей пластового типа с благоприятной характеристикой: с низкой относительной вязкостью пластовой нефти (до 2 — 3), с проницаемостью коллекторов более 0,4—0,5 мкм2, при сравнительно однородном строении эксплуатационного объекта.
Сетки добывающих скважин или нагнетательных и добывающих вместе в зависимости от разновидности заводнения плотностью 20 — 25 га/скв. (от 500x550 до 400x400 м) — для залежей нефти в геологически неоднородных пластах с пониженной проницаемостью при относительной вязкости нефти до 4 — 5, а также при повышенной относительной вязкости нефти (до 1 5—20) даже при высокой проницаемости пластов.
Сетки нагнетательных и добывающих скважин плотностью менее 16 га/скв. (менее 400x400 м) — для залежей с неоднородным строением или низкой проницаемостью пластов, а также для залежей с высокой относительной вязкостью нефти (более 15 — 20) и залежей, требующих ограничения отбора жидкости из скважин в связи с образованием конусов воды или газа, неустойчивостью пород-коллекторов против разрушения и т.д.
Структура денежных потоков при разработке месторождений.
При планировании развития нефтяной промышленности, а также при проектировании и анализе разработки отдельных нефтяных месторождений рассматривают затраты труда и материальных ресурсов не только в их натуральном виде, но и в денежном выражении. Полную оценку различных вариантов разработки каждого отдельного нефтяного месторождения и развития нефтяной промышленности в стране или регионе в целом можно осуществить с использованием как натуральных показателей геологоразведочных работ, разработки месторождений и добычи нефти, так и комплекса экономических и технико-экономических показателей, исчисляемых в денежных, денежно- натуральных или натуральных единицах (тенге на тонну нефти, тенге на метр проходки, тонна нефти на одного работника и т.д.).
Предприятие (компания, фирма), осуществляющее разработку нефтяного месторождения, производит капитальные и эксплуатационные затраты, продает добываемую продукцию, возвращает средства на замену капитального оборудования путем амортизации его стоимости, платит налоги и возвращает полученные кредиты.
Таким образом, разработка месторождения сопровождается с экономической точки зрения непрерывным движением денежных средств. Это движение характеризуется следующими видами денежных потоков: капитальные вложения, эксплуатационные затраты, отчисления на обновление капитального оборудования ( амортизационные отчисления), налоги и платежи в бюджет и внебюджетные фонды.
На основе этих денежных потоков определяются следующие экономические показатели: поток наличности, индекс доходности, период окупаемости капитальных вложений.
Капитальные вложения.
Капитальные вложения- это затраты труда и материальных ресурсов в денежном выражении на создание основных фондов нефтегазодобывающих предприятий, т.е. затраты на бурение скважин, строительство обьекгов промыслового транспорта нефти, сепарации углеводородов, газобензнновых заводов, установок по воздействию на пласт с целью повышения извлечения нефти и интенсификации ее добычи, электроснабжению, автоматизации производства и т.д.
Удельные капитальные вложения на каждый год разработки месторождения -отношения накопленных капитальных вложений к годовой добыче нефти.
Удельные капитальные вложения за некоторый период времени отношения накопленных капитальных вложений к расчетной добыче новых скважин за этот период времени.
Капитальные вложения слагаются из следующих статей:
1. Капитальные вложения в бурение эксплуатационных, нагнетательных и контрольных скважин. Учитывая стоимость бурения одной типовой скважины в данном районе, можно подсчитать капитальные вложения в бурение скважин по следующей формуле:
Кбурi= Кскв.* Nсквi., где
Кбур- капитальные вложения в бурение добывающих скважин;
Кскв- стоимость бурения одной скважины;
Nсквi- ввод скважин из бурения в i-ом году; i -индекс текущего года.
2.Капитальные вложения в промысловое обустройство ведутся по следующим направлениям:
а) Оборудование скважин
б) Сбор и транспорт нефти.
в) Комплексная автоматиизация технологических процессов.
г) Электроснабжение и связь
д) Водоснабжение промышленных объектов.
е) Базы производственного обслужтвания
ж) Автодорожное строительство
з) Заводнение нефтяных пластов.
и) Технологическая подготовка нефти
к) Очистные сооружения.
л) Оборудование для методов увеличения нефтеизвлечения.
3.В природоохранные мероприятия.
Эксплуатационные затраты.
1. Текущие затраты.
а) Обслуживание нефтяных скважин
б) Обслуживание нагнетательных скважин.
в) Сбор и транспорт нефти.
г) Технологическая подготовка нефти
д) Энергетические затраты на извлечение жидкости.
е) Энергетические затраты на закачку воды.
ж) Затраты на применение МУН
2.Амортизационные отчисления.
а) амортизационные отчисления на реновацию скважин
б) амортизационные отчисления на реновацию объектов обустройства.
Для определения себестоимости нефти нужно сложить амортизацию с текущими затратами и полученный результат разделить на извлекаемые запасы.
Платежи и налоги, включаемые в себестоимость нефти (SПЛАТ).
Платежи и налоги, отчисляемые во внебюджетные фонды:
от цены на нфть:
- дорожный фонд, %
- воспроизводство минерально-сырьевой базы, %
- страховой фонд.%
- плата за недра, %
- жилищный фонд, %
от фонда оплаты труда:
- государственный фонд занятости, %
- пенсионный фонд, %
- фонд социального страхования, %
- фонд медицинского страхования, %
- отчисления на транспорт,%
от площади месторождения:
-плата за землю, %.
Пластовые воды. Гидрофильная и гидрофобная поверхность. Виды остаточной воды. Физические свойства пластовых вод.
С позиции промысловой геологии воды нефтяных и газовых месторождений делятся на собственные, чуждые и техногенные. К собственным относятся остаточные и пластовые воды, залегающие в нефтегазоносном пласте. Остаточная вода содержится в залежах в виде молекулярно – связанной пленки на стенках пор, каверн, трещин, в изолированных пустотах. Эта вода образовалась при образовании залежей. Для нефтегазопромысловой геологии интерес представляет связанная вода в открытом пустотном пространстве. Если вся поверхность пустот породы – коллектора покрыта тонкой пленкой остаточной воды, то эта поверхность называется гидрофильной. Если поверхность зерен породы – коллектора не смачивается водой, вследствие адсорбировании на них пленки нефти, то такие породы называют гидрофобными. К гидрофобным относят породы, содержащие менее 10% остаточной воды. При содержании воды более 10% породы называют гидрофильными. В гидрофильном коллекторе вся нефть находится в подвижном состоянии и при ее вытеснении как бы скользит по пленке воды. В гидрофобном коллекторе часть нефти, образуя пленку на стенках пустот, не участвует в процессе движения, вследствие чего увеличиваются потери нефти в пласте. Пластовые воды – это контурные, подошвенные воды. Чуждые – это воды верхних и нижних пластов, грунтовые, тектонические. Техногенные воды – это воды искусственно введенные при заводнении, бурении и ремонте скважин. Основную массу природных вод составляют более или менее минерализованные воды. Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов, выраженное в г/л раствора. Минерализация вод месторождений меняется в широких пределах от менее 1 г/л (пресная вода) до 400 г/л (рассолы). Она определяется наличием шести главных ионов ( ). Химическая классификация подземных вод производится по преобладающему содержанию аниона в эквивалентной форме и делится на 3 группы: хлоридную, сульфатную и гидрокарбонатную. Минерализация и химический состав вод определяют их физические свойства (плотность, вязкость, поверхностное натяжение, электропроводность и др.). Для нефтегазопромысловой геологии важно то, что минерализованные воды имеют повышенную отмывающую способность нефтяных пластов – коллекторов. Их использовании при заводнении залежей способствует повышению коэффициента вытеснения нефти. В то же время высокая минерализация вод в определенных условиях может приводить к выпадению солей на забое добывающих скважин и в прискважинной зоне пласта, что ухудшает условия эксплуатации пласта в районе таких скважин.