Технология добычи нефти и газа

Станок-качалка состоит из следующих основных узлов: рамы со стойкой, балансира с головкой и в некоторых станках с противовесами, редуктора с двумя кривошипами, на которых закрепляются противовесы и траверсы с двумя шатунами.

Длина хода точки подвеса штанг изменяется перестановкой нижнего пальца шатуна в новое отверстие кривошипа, т. е. изменением радиуса кривошипа. Длину хода можно определить из следующего выражения:

где r - рабочая длина кривошипа;

a - переднее плечо балансира;

b - заднее плечо балансира.

Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят во многом от степени его уравновешенности.

Эксплуатация скважин бесштанговыми погружными насосами

Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при больших глубинах скважин и другие причины ограничивают область применения штанговых насосов.

В связи с этим применяются бесштанговые насосы, из которых широко распространены погружные центробежные электронасосы и винтовые насосы.

1. Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля, устьевой арматуры, кабельного барабана станции управления и автотрансформатора.

Погружной насосный агрегат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъёмных трубах, состоит из центробежного многоступенчатого насоса, погружного электродвигателя и протектора.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, насос имеет боковой приём жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку.

Погружной центробежный насос по принципу действия не отличается от обычных центробежных насосов, применяемых для перекачки жидкости. Он представляет собой набор лопаток (ступеней), составляющих ротор насоса и направляющих аппаратов, являющихся статором.

К основным параметрам погружного центробежного электронасоса относятся его подача Q и развиваемый напор H. Величина напора характеризует высоту, на которую жидкость может быть поднята с помощью данного насоса. Напор и подача - взаимозависимые величины: чем выше развиваемый данным насосом напор, тем ниже его подача. Для каждого насоса имеется рабочая область, при которой достигается максимальный КПД.

Подбор скважины для применения погружного электронасоса производится на основании данных её исследования, в результате которого определяются её дебит и динамический уровень при этом дебите, что соответствует напору, который должен развивать насос.

2. Установка винтового насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса в подземном агрегате используется винтовой насос. Кроме того, в установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяют четырёхполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения вала (синхронной) 1500 об/мин, в то время как в установках ЭЦН - двухполюсные электродвигатели с частотой вращения вала 3000 об/мин.

Рабочими органами насоса являются стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой винтовую поверхность. Существуют насосы с заходностью (1:2), (2:3), (3:4).

Винт, вращаясь в обойме, совершает сложное планетарное движение. За один оборот винта замкнутые полости, имеющие винтообразную форму, перемещаются с заключённой в них жидкостью на один шаг обоймы в осевом направлении в сторону нагнетания. При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой. При этом сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остаётся постоянной и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта.

Погружной винтовой электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. Характерная особенность винтовых насосов - значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой нефти.

Одним из достоинств погружного винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и даже попадание свободного газа на приём насоса не приводит к срыву подачи.

19. Основные осложнения, возникающие при добыче нефти

Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Кроме того, ломаются, развинчиваются штанги, засоряется арматура; появляются отложения солей, песка; посторонняя вода и т. д.

20. Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа

Разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок;

Обводнение скважины краевой или подошвенной водой;

Вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка её;

Чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования; гидратообразование;

Значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;

Неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой).

21. Геолого-промысловые исследования скважин в процессе эксплуатации

Наблюдение за эксплуатацией скважин сводится к систематическому замеру дебитов газа и жидкости и содержания воды в добываемой жидкости (нефть + вода) не реже 3 раз в месяц и к замеру забойных и пластовых давлений не реже одного раза в квартал во всех фонтанных, пьезометрических, контрольных и простаивающих скважинах.

Замеры дебитов газа, нефти и воды необходимы для учёта добычи и для изучения коллекторских свойств пластов, анализа разработки, планирования добычи и для подсчёта запасов нефти и газа.

22. Понятие о гидродинамических методах исследования скважин, получаемые параметры

Основной целью исследования скважин является определение потенциально возможного дебита нефти и проницаемости коллектора.

метод пробных откачек или неустановившихся отборов;

Заключается в последовательном изменении режима эксплуатации скважины с одновременным замером дебита и забойного давления, после того, как в скважине устанавливается приток при каждом новом режиме её работы. Ряд таких замеров позволяет определить зависимость дебита от забойного давления;

метод восстановления давления;

Основан на законах упругого распределения давления в пласте после остановки скважины; замеряется изменение давления каждую минуту дифференциальным манометром; определяется коэффициент проницаемости.

23. Увеличение производительности добывающей скважины

Производительность нефтяных и газовых скважин и поглотительная способность нагнетательных зависят, главным образом, от проницаемости пород, складывающих продуктивный пласт. Чем выше проницаемость пород в зоне действия той или иной скважины, тем больше производительность или приёмистость её, и наоборот.

Методы увеличения проницаемости пород призабойных зон скважин можно условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Часто для получения лучших результатов эти методы применяют в сочетании друг с другом или последовательно.

Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется пластовыми условиями. Химические методы воздействия дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах. Их успешно применяют также в сцементированных песчаниках, в состав которых входят карбонатные включения и карбонатные цементирующие вещества.

Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.

Тепловые методы воздействия применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, а также для интенсификации химических методов обработки призабойных зон.

Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны скважины остаточной воды и твёрдых мелкодисперсных частиц, что в конечном итоге увеличивает проницаемость пород для нефти.

Рассмотрим некоторые виды воздействия.

а) кислотные обработки скважин;

Кислотные обработки скважин основаны на способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к очистке и расширению их поровых каналов, увеличению проницаемости и, как следствие, - к повышению производительности скважин.

б) гидравлический разрыв пласта;

Операция ГРП состоит из следующих последовательно проводимых этапов:

закачка в пласт жидкости разрыва для образования трещин;

закачка жидкости-песконосителя;

закачка жидкости для продавливания песка в трещины.

в) гидропескоструйная перфорация скважин;

Кроме перфорации скважин, этот метод применяют для создания каналов, соединяющих ствол скважины с пластом (вместо пулевой или кумулятивной перфорации), при кислотной обработке скважин и других методах воздействия на призабойную зону.

г) виброобработка забоев скважин;

Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины состоит 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. В результате вибровоздействия повышается проводимость пластовых систем вследствие образования новых и расширения старых трещин и очистки призабойной зоны.

д) разрыв пласта давлением пороховых газов;

Этот метод основан на образовании трещин в горной породе за счёт энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате.

е) торпедирование скважин;

Процесс торпедирования для увеличения притока нефти и газа в скважины состоит в том, что заряженную взрывчатым веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении.

ж) тепловое воздействие на призабойную зону скважин;

Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола.

24. Системы поддержания пластового давления

Применение искусственных методов воздействия на пласты позволяет восполнять пластовую энергию, расходуемую в процессе разработки нефтяных залежей, значительно сокращать сроки разработки залежей за счёт более интенсивных темпов отбора нефти и в какой-то мере повышать степень использования геологических запасов нефти, содержащихся в недрах.

Известно несколько методов вытеснения нефти из пластов, обеспечивающих повышение их суммарной нефтеотдачи.

Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ

Поверхностно-активные вещества (ПАВ) применяются во многих отраслях промышленности как снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твёрдой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.

При закачке в пласт воды с добавкой ПАВ в нефтяном коллекторе изменяются поверхностно-молекулярные свойства полиминеральной среды - резко снижается поверхностное натяжение на границе нефти с водой или же на границе нефти с породой.

Значительное снижение поверхностного натяжения на границах раздела фаз - одна из причин более полного вытеснения нефти из пористой среды растворами ПАВ, которые способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жидкостей в пористой среде и улучшают моющие свойства воды.

Вытеснение нефти оторочкой загущенной воды

Вытеснение нефти из неоднородного коллектора может быть эффективным, если применять воду повышенной вязкости. При этом создаются условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее хорошие результаты получили после использования гидролизованного полиакриламида (ПАА). Этот полимер сравнительно хорошо растворяется в воде и при небольших концентрациях его в воде образуются вязкие растворы.

При практическом осуществлении процесса вытеснения нефти наиболее рационально закачивать на первой стадии небольшое количество загущенной воды для создания в пласте оторочки. Далее следует закачивать обычную воду, которая проталкивает оторочку в глубь пласта.

В качестве рабочего агента повышенной вязкости можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2 - 1,0% пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5 - 10 раз больше вязкости воды. Оторочка из пены проталкивается в глубь пласта водой.

Закачка в пласт углекислоты

Для увеличения нефтеотдачи углекислый газ нагнетается в пласт в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Получен эффект также при вытеснении нефти непосредственно водными растворами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытеснении нефти углекислотой объясняется рядом причин. Происходит взаимное растворение углекислоты в нефти и углеводородов в жидком СО₂, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием её объёма, снижением поверхностного натяжения на границе с водой.

Нагнетание в пласт теплоносителя

В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используют горячую воду и водяной пар.

Внутрипластовое горение

При этом методе после зажигания нефти у забоя Зажигательной (нагнетательной) скважины в пласте создаётся движущийся очаг горения за счёт постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Вытеснение нефти из пласта растворителями

Частичное или полное устранение отрицательного влияния на нефтеотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достигнуто путём создания в пласте условий, при которых вытесняемая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняющей фазой (растворитель, газ) без образования границы раздела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, смесь пропана с бутаном, газ высокого давления. При нагнетании в пласт при определённом давлении какого-либо из этих углеводородов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в нефти, исчезновение границ раздела между вытесняющей и вытесняемой средами, ослабляется прилипание нефти к стенкам пор.

Повышение газоотдачи

Повышение газоотдачи газовых пластов достигается за счёт режимных мероприятий и прежде всего своевременной изоляции прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто путём доведения пластового давления до минимально возможного - отбор газа из скважин под вакуумом.

Комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, называется подземным ремонтом.

При текущем подземном ремонте проводят следующие работы:

смена насоса;

ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг;

смена насосно-компрессорных труб или штанг;

смена уровня погружения подъёмных труб;

очистка или замена песочного якоря;

очистка скважины от песчаных пробок;

очистка скважины от отложений парафина, солей и т. п.

При капитальном ремонте проводят следующие работы:

изоляция появившейся в скважине воды;

ликвидация аварии с обсадными трубами (слом, смятие);

переход на другой продуктивный горизонт;

ловля оборвавшихся труб, кабеля или какого-либо инструмента;

разбуривание плотных слежавшихся пробок и т. п.

26. Перечень документации, на основании которой осуществляется ввод месторождения в разработку

Технологическими проектными документами являются:

- проекты пробной эксплуатации;

- технологические схемы опытно - промышленной разработки;

- технологические схемы разработки;

- проекты разработки;

- уточненные проекты разработки (доразработки);

- анализы разработки.

+ должна быть лицензия на право пользования недрами.

Перечень рекомендуемых графических приложений

1. Схема расположения месторождения на местности с указанием основных водных артерий, населенных пунктов, транспортных и нефтегазопроводных коммуникаций.

2. Структурные карты по кровле проницаемой части продуктивных пластов М 1:25000.

3. Сводный геолого-геофизический разрез.

4. Схематические геологические профили продуктивных отложений по линиям пробуренных скважин.

5. Корреляционные схемы по линиям геологических профилей.

6. Карта нефтенасыщенных толщин продуктивных пластов с нанесением пробуренных скважин М 1:25000.

7. Карты распространения продуктивных пластов с размещенными на них проектными и пробуренными нефтяными и нагнетательными скважинами и сводные схемы размещения скважин по месторождению с контурами нефтегазоносности продуктивных пластов.

8. Графики добычи нефти, жидкости, закачки агентов, темпов выработки запасов нефти, характеристики вытеснения.

9. Таблицы параметров продуктивных пластов, запасов нефти и газа, технико-экономических показателей вариантов разработки.

10. Карты текущего состояния разработки объектов.

11. Карты остаточных запасов нефти.

12. Графики проектных и фактических уровней добычи нефти, жидкости, закачки агентов, обводненности и др.

13. Схемы размещения разведочных и оценочных скважин.

14. Схемы разбуривания объектов разработки, нанесенные на карты нефтенасыщенных толщин.

Охрана природы и геологической среды при добыче нефти и газа

Задача состоит в осуществлении системы мероприятий по предотвращению потерь нефти, газа и конденсата вследствие низкого качества проводки скважин, неправильной разработки нефтяных и газовых залежей и эксплуатации скважин, что приводит к преждевременному обводнению или дегазации пластов, перетокам жидкости между продуктивными и непродуктивными горизонтами, нарушению прочности колонны, разрушению нефтегазосодержащих коллекторов и иным явлениям, ухудшающим состояние недр и окружающей среды.

Список литературы

Лекции по дисциплине "Геология нефти и газа". ПГУ.

И.В. Элияшевский. Технология добычи нефти и газа. "Недра", М.:1976, 256с.

Г.С. Абдрахманов. Бурение нефтяных и газовых скважин. "Недра", М.: 1969, 388с.

В.М. Муравьев; Н.Г. Середа. Основы нефтяного и газового дела. "Недра", М.: 1980, 287с.

В.М. Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. "Недра", М.: 1973, 384с.

И.Г. Пермяков, Е.Н. Шевкунов. Геологические основы поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений. "Недра", М.:1971, 342с.

Справочник мастера по добыче нефти. Гостоптехиздат, М.: 1958, 244с.

А.И. Булатов, А.Г. Аветисов. Справочник инженера по бурению, т.1,2, "Недра", М.: 1985, 414с.

Справочник инженера по бурению, т.1,2, ред. В.И. Мищевича, Н.А. Сидорова. "Недра", М.: 1973, 519с.

Размещено на Allbest.ru