Технология добычи нефти на нефтегазовом месторождении

На рис. 8.2, а представлена самотечная схема индивидуально-замерной сепарационной установки ИЗУ, а на рис. 8.2, б - групповая замерно-сепарационная установ ка ГЗУ.

На индивидуально-замерной сепарационной установке (рис. 8.2, а) в непосредственной близости от скважины мон тируется трап 1 и на основнии 7 мерник 2, служащий для изме рения количества нефти и воды, поступающих из скважины. При гористой местности мерник 2 можно устанавливать на поверхности земли, а при ровной местности - на высоком основании 7, создающем условия для движения нефти и воды по самотечной выкидной линии 8 к участковому сборному пункту промысла.

На групповую замерную установку 3 (рис. 8.2, б) в отличие от ИЗУ поступает продукция нескольких скважин, которая через распределительную батарею 2 направляется в трап первой ступени 3, а из него пере пускается в трап второй ступени 4. Газ, выделившийся из нефти в трапе 3, в котором поддерживается давление до 0,6 МПа, прохо дит регулятор давления «до себя» 10 и направляется в общую газосборную сеть 9 (см. рис. 8.1,б). Газ, выходящий из трапа вто рой ступени 4, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. Объемы нефти и воды, поступающие от отдельных скважин на ГЗУ, измеряются путем переключения задвижек на распределительной батарее 2 в замерном трапе 8 или мернике 6, а газа - при помощи диафрагмы 9 и самопишущего прибора.

Анализ работы самотечной системы сбора нефти как с индиви дуальным, так и групповым замерно-сепарационным оборудовани ем приводит к следующим выводам.

Рис. 8.2. Схема замерно-сепарационной установки самотечной системы сбора нефти: а - индивидуальная замерно-сепарационная установка: 1 - трап (сепаратор); 2 - мерник; 3 - регулятор уровня; 4 - предохра нительный клапан; 5 - регулятор давления «до себя»; 6 - за глушка для пропарки выкидной линии и трапа от парафина; 7 - основание для мерника; 8 - выкидная самотечная линия; б - групповая замерно-сепарационная установка: 1 - выкид ные линии; 2 - распределительная батарея; 3 - трап первой ступени; 4 - трап второй ступени; 5 - самотечный коллектор; 6 - мерник; 7 - регулятор уровня; 8 - замерный трап; 9 - за мерная диафрагма; 10 - регулятор давления «до себя».

1. Самотечные нефтепроводы (рис. 8.1, поз. 2, 4) работают за счет напора, создаваемого разностью геодезических отметок в начале и в конце нефтепровода, поэтому мерник 2 (рис. 8.2, а) должен быть поднят над уровнем земли, а в условиях гористой местности необходимо выбрать соответствующую трассу нефте проводов, чтобы обеспечить нужный напор, а, следовательно, и их пропускную способность.

2. При самотечной системе необходимо осуществлять глубокую сепарацию нефти от газа для предотвращения возможного обра зования в нефтепроводах газовых «мешков», существенно снижаю щих пропускную способность нефтепроводов.

3. Самотечные выкидные линии и сборные коллекторы не рас считаны на увеличение дебитов скважин или сезонные изменения вязкости нефти в связи с их ограниченной пропускной способ ностью.

4. В самотечных системах скорость потока жидкостей низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей и парафина, в результате чего уменьшается сечение нефтепроводов, а, следовательно, уменьшается и их пропускная способность.

5. Потери нефти от испарения легких фракций и газа при са мотечной системе достигают 3% от общего объема добычи нефти. Основные источники потерь нефти при самотечной системе сбора нефти - негерметизированные мерники и резервуары, устанавли ваемые у скважин, на сборных пунктах и в товарных парках.

6. Самотечные системы сбора нефти трудно поддаются авто матизации.

7. При самотечной системе сбора нефти требуется большое количество обслуживающего персонала (операторов, лаборантов).

Преимущество самотечной системы сбора нефти, газа и воды - сравнительно точное измерение объемов продукции каждой сква жины, осуществляемое при помощи мерников или трапов, и газа - при помощи расходомера. Перечисленные недостатки самотечной системы сбора нефти, газа и воды настолько существенны, что на новых промыслах она не используется, а на старых площадях реконструируется.

Рассмотрим принцип действия различных герметизирован ных высоконапорных систем сбора нефти, газа и воды.

Имеется несколько разновидностей высоконапорных гермети зированных систем сбора и подготовки нефти. При разработке и проектировании высоконапорных герметизированных систем сбора и подготовки нефти необходимо учитывать: 1) величину и расположение нефтяного месторождения; 2) рельеф местности; 3) физико-химические свойства нефти и пластовой воды; 4) местонахождение месторождения (суша или море). В зави симости от этих факторов используется та или иная герметизированная си стема сбора подготовки нефти.

8.2 Образование нефтяных эмульсий

Для правильного выбора способа обезвоживания нефти (деэмульсации) необходимо знать механизм образования эмульсий и их свойства.

В пластовых условиях нефтяные эмульсии не образуются. Образование эмульсий уже начинается при движении нефти к устью скважины и продолжается при дальнейшем движении по промысловым коммуникациям, т.е. эмульсии образуются там, где происходит непрерывное перемешивание нефти и воды. Интенсивность образования эмульсий в скважине во многом зависит от способа добычи нефти, которая в свою очередь определяется характером месторождения, периодом его эксплуатации и физико-химическими свойствам самой нефти.

При фонтанном способе, который характерен для начального периода эксплуатации залежи нефти, происходит интенсивный отбор жидкости из скважины. Интенсивность перемешивания нефти с водой в подъемных трубах скважины увеличивается из-за выделения растворенных газов при снижении давления ниже давления насыщения, что приводит к образованию эмульсий уже на ранней стадии движения смеси нефти с водой.

При глубиннонасосной добыче нефти эмульгирование происходит в клапанных коробках, самих клапанах, в цилиндре насоса, в подъемных трубах при возвратно-поступательном движении насосных штанг. При использовании алектропогружных насосов перемешивание воды с нефтью происходит на рабочих колесах насоса, в подъемных трубах.

В компрессорных скважинах причины образования эмульсий те же, что и при фонтанной добыче. Особенно отрицательно влияет воздух, закачиваемый иногда вместо газа в скважину, который окисляет часть тяжелых углеводородов с образованием асфальто-смолистых веществ. Наличие солей нафтеновых кислот и асфальто-смолистых веществ приводит к образованию эмульсий, отличающихся высокой стойкостью.

В эмульсиях принято различать две фазы - внутреннюю и внешнюю. Внешнюю фазу - жидкость, в которой размещаются мельчайшие капли другой жидкости, называют дисперсионной, внешней или сплошной средой. Внутреннюю фазу - жидкость, находящуюся в виде мелких капель в дисперсионной среде, принято называть дисперсной, разобщенной или внутренней фазой.

Различают два типа эмульсий - "нефть в воде" (н/в) и "вода в нефти" (в/н). Тип образующейся эмульсии в основном зависит от соотношения объемов двух фаз, дисперсионной средой стремится стать та жидкость, объем которой больше. На практике наиболее часто (95%) встречаются эмульсии тина "вода в нефти".

На способность эмульгирования нефти и воды кроме соотношения фаз оказывает влияние присутствие эмульгаторов. Эмульгаторы - это вещества, которые способствуют образованию эмульсин. Они понижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз и создают вокруг частиц дисперсной фазы прочные адсорбционные оболочки. Эмульгаторы, растворимые в воде, способствуют созданию эмульсии "нефть в воде". К таким гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал и др. Гидрофобные эмульгаторы (т.е. растворимые в нефти) способствуют образованию эмульсий "вода в нефти". К ним относятся хорошо растворимые в нефти щелочноземельные соли органических кислот, смолы, мелкодисперсные частицы сажи, глины и других веществ, которые легче смачиваются нефтью, чем водой. Нефтяные эмульсии характеризуются вязкостью, дисперсностью, плотностью, электрическими свойствами и стойкостью. Вязкость нефтяной эмульсии изменяется в широких диапазонах и зависит от собственной вязкости нефти, температуры, соотношения нефти и воды.

Нефтяные эмульсии, являясь дисперсными системами, при определенных условиях обладают аномальными свойствами, т.е. являются неньютоновскими жидкостями. Как и для всех неньютоновских жидкостей вязкостные свойства нефтяных эмульсий характеризуются кажущейся (эффективной) вязкостью.

Дисперсностью эмульсии принято называть степень раздробленности капель дисперсной фазы в дисперсионной среде. Дисперсность характеризуется одной из трех взаимосвязанных величин: диаметром капель d, обратной величиной диаметра капель D == 1/d, обычно называемой дисперсностью или удельной межфазной поверхностью, которая является отношением суммарной поверхности частиц к их общему объему.

В зависимости от физико-химических свойств нефти и воды, а также условий образования эмульсий размеры капель могут быть самыми разнообразными и колебаться в пределах от 0,1 мкм до нескольких десятых миллиметра. Дисперсные системы, состоящие из капель одного диаметра, называются монодисперсными, а системы, состоящие из капель разных размеров, - полидисперсными. Нефтяные эмульсии относятся к полидисперсным системам, так как содержат частицы разных размеров.

Критические размеры капель, которые могут существовать в потоке при данном термодинамическом режиме, определяются скоростью совместного движения воды и нефти, величиной поверхностного натяжения на границе раздела фаз и масштабом пульсации потока.

В турбулентном потоке возникают зоны, обусловленные неравномерностью пульсации и наличием переменного по сечению трубопровода градиента скорости, в которых возможно существование капель различного диаметра. Мелкие капли, перемещаясь по сечению трубопровода и попадая в зоны более низких градиентов скорости и меньших масштабов пульсации, испытывают тенденцию к укрупнению, а попадая в зоны высоких градиентов и больших масштабов пульсаций - испытывают тенденцию к дроблению. Наличие дополнительных факторов (нагрев, введение деэмульгаторов и др.) при определенных гидродинамических условиях может привести к разделению фаз эмульсии, транспортируемой по трубопроводам.

Устойчивость эмульсий в большей степени зависит от состава компонентов, входящих в защитную оболочку, которая образуется на поверхности капли.На поверхности капли также адсорбируются, покрывая ее бронирующим слоем, стабилизирующие вещества, называемые эмульгаторами В дальнейшем этот сдой препятствует слиянию капель, т.е. затрудняет деэмульсацию и способствует образованию стойкой эмульсии.

Существенно влияет на устойчивость нефтяных эмульсий состав пластовой воды. Пластовые воды разнообразны по химическому составу, но все они могут быть разделены на две основные группы: первая группа - жесткая вода содержит хлоркальциевые иди хлоркальциевомагниевые соединения; вторая группа - щелочная или гидрокарбонатнонатриевая вода. Увеличение кислотности пластовых вод приводит к получению более стойких эмульсий. Уменьшение кислотности воды достигается введением в эмульсию щелочи, ,способствующей снижению прочности бронирующих слоев и, как следствие, разделению нефтяной эмульсии на составные компоненты.

9. ИСЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

9.1 Исследование скважин методом восстановления давления

Метод кривой восстановления давления (КВД) применяется для скважин, фонтанирующих с высокими и устойчивыми дебитами.

Исследование методом КВД заключается в регистрации давления в остановленной скважине (отбор жидкости прекращён), которая была закрыта путём герметизации устья после кратковременной работы с известным дебитом (тест Хорнера) или после установившегося отбора (метод касательной).

Для определения параметров удалённой от скважины зоны пласта длительность регистрации КВД должна быть достаточной для исключения влияния "послепритока" (продолжающегося притока жидкости в ствол скважины), после чего увеличение давления происходит только за счёт сжатия жидкости в пласте и её фильтрации из удалённой в ближнуюю зону пласта (конечный участок КВД).

Продолжительность исследования эксплуатационной скважины методом КВД может составлять от нескольких десятков часов до нескольких недель, благодаря чему радиус исследования охватывает значительную зону пласта. Тем не менее, при большой длительности исследования конечные участки КВД могут быть искажены влиянием соседних скважин на распределение давления в удалённой зоне пласта.

9.2 Параметры, определяемые при исследовании скважин

Основными параметрами, определяемыми при исследовании скважин, являются:

пластовое давление;

коэффициент гидропроводности (проницаемости);

коэффициент пьезопроводности;

приведенный радиус;

скин-фактор;

коэффициент продуктивности на 10 суток;

коэффициент продуктивности потенциальный;

радиус зоны исследования;

время стабилизации режима.

нефтегазоносность газлифт скважина нефтеотдача

10. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО №11

Процедура создания дизайна хвостовика

Съемные штуцеры позволяют создавать (изменять) дизайн системы контроля притока непосредственно перед установкой хвостовика в скважине на основе данных каротажа, выполненного в процессе бурения.

Математические моделирование работы скважины при использовании различных систем заканчивания осуществляется на секторных гидродинамических моделях. Горизонтальная част скважины делится на несколько сегментов. Поток с каждого сегмента суммируется, и результатирующий поток проходит через забойный штуцер, площадь поперечного сечения которого равна суммарной площади сечения штуцеров на всех секциях ICD в данном сегменте. В результате в последнем создается дополнительное сопротивление потоку между горизонтальным стволом скважины и породой.

Рабочий процесс разделения пакерами скважины на зоны и подбора штуцеров следующий.

На основе детальной геологической модели строится гидродинамический сектор, который включает также соседние добывающие и нагнетательные скважины, входящие в систему поддерживания пластового давления (ППД).

Проводится предварительное моделирование скважины без установки ICD.

Рассматриваются полученные профили притока для выявления зон с риском раннего обводнения или прорыва газа.

На основе полученных профилей притока к горизонтальному стволу предлагаются варианты дизайна заканчивания скважины с разделением скважины на несколько сегментов и установкой систем контроля притока. При этом зоны, характеризующиеся повышенной вероятностью обводнения или прорыва газа, штуцируются в большей степени за счет использования меньшего числа и/или меньшего размера штуцеров.

Проводятся гидродинамические расчеты предложенных вариантов для выявления оптимального дизайна заканчивания скважины.

По данным каротажа, полученным в процессе бурения скважины, выполняется оперативное перестроение геологической модели.

После окончания бурения и перестроения геологической модели проводится окончательное моделирование вариантов заканчивания скважины с учетом распределения ФЕС по данным каротажа и фактической траектории пробуренной скважины.

Исходя из условия максимизации накопленной добычи нефти и минимизации накопленной добычи газа и воды, выбирается дизайн хвостовика, который передается инженерам для монтажа оборудования в скважине.

СПИСОК ИСПОЛЬЗАВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.

2. Валиханов А.В., Хисамутдинов Н.И., Ибрагимов Г.3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.

3. Григорян А.Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М., Недра, 1980.

4. Казак А.С., Рост Н.И., Чичеров Л.Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.

5. Казак А.С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.

6. Муравьев В.М. Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.

7. Петров А.И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980.

8. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш.К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.

9. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/ А.Д. Амиров, А.К. Карапетов, Ф.Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.

10. Техника и технология добычи нефти и газа/И.М. Муравьев, М.Н. Базлов, А.И. Жуков и др. М., Недра, 1971.

11. Чекалюк Э.Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.

12. Шошин В.Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.

13. Журнал «Нефтяное хозяйство».

Размещено на Allbest.ru