Способы добычи нефти и газа

Содержание

Введение…………………………………………………………………….3

1. Баланс пластовой энергии…………………………………………..4
2. Продление сроков фонтанирования………………………………..5
3. Осложнения при работе фонтанной скважины………………........5
4. Оборудование фонтанной скважины………………………………6

• Насосно-компрессорные трубы………………………….......7

• Пакеры и якоря………………………………………………..8
• Фонтанная арматура………………………………………. …9

5. Роль фонтанных труб………………………………………….. ….14

6. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин………………….14
7. Достоинства и недостатки фонтанной эксплуатации скважин….15
8. Литература………………………………………………………….16

 
 

 

Введение

     Подъем  нефти на дневную поверхность  получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча угля», «добыча руды». Однако, кроме названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения.

     Разделяют два вида осуществления этого  процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

      Фонтанный способ добычи экономичен  и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

1. Баланс  пластовой энергии

     Когда давление, под  которым  находится  нефть  в  пласте,  достаточно велико,  нефть  самопроизвольно  поднимается  на   поверхность   по   стволу

скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного.

     На  что же расходуется пластовое  давление  и  какова  должна  быть  его

величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо  преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола  скважины  –  гидростатическое давление  Ргст.  Во-вторых,  надо  компенсировать  потери,  возникающие  при движении жидкости в колонне обсадных труб  и  насосно-компрессорных  труб  – гидравлические    потери    Ргид.    В-третьих,    необходимо     обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта –  Ртр.  Кроме того устье скважины может оказаться выше или ниже сборного  пункта  и  когда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот  –  Рт.  Надо также учесть,  что  при  движении  жидкости  из  зоны  повышенного  давления (пласт) в зону  пониженного давления  (скважина)  из  нее выделяется  газ, который, расширяясь, помогает подъему.  Обозначив  это  влияние  газа  через Ргаз, получим условие фонтанирования:

                                        Рпл =  Ргст + Ргид + Ртр - Ргаз + Рг    (4.1)

       При проектировании режима работы фонтанной скважины надо  иметь  ввиду следующее.

       Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше  будет давление  на забое – Рзаб. В то же время  пропускная  способность  подъемника  будет  тем выше, чем больше будет  давление  на  забое.  В  процессе  работы  пласта  и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник».

       Приток жидкости из пласта описывается формулой.

qn = K(Pпл - Рзаб)              (4.2)

Где К  –  коэффициент  продуктивности,  куб.м./сут.Мпа;  Рпл-пластовое

давление, Мпа; Рзаб – забойное давление, Мпа.

       Пропускная способность подъемника  определяется по формуле (4.5),

поэтому необходимо стремиться к соблюдению условия   qn = qmax

      Если НКТ спущены до забоя,  то  Рзаб  в  формуле  (4.2)  есть  забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина  скважины  Н  больше  глубины спуска НКТ L: (LH), то:

Рзаб  – Рбаш + (H – L)* p*q     (4.3)

В этом случае формула (4.2) примет вид

qn = K[Pпл  – Рбаш - (H – L)* p*q]n        (4.4)

где Рбаш – давление на входе в лифт;

 р-плотность  жидкости.

2. Продление сроков фонтанирования

   Рост  обводненности продукции скважин  приводит к росту статического давления столба смеси в скважине (плотность  воды больше плотности нефти) и потерь давления на трение (вязкость эмульсии больше вязкости чистых жидкостей), так  что даже при постоянстве пластового давления происходит уменьшение депрессии  на пласт и снижение дебита нефти. Так как устьевое давление для  стабильной работы системы пласт - скважина - нефтесборный пункт должно поддерживаться на заданном уровне, то при определенной обводненности режим фонтанирования скважины нарушается. Если скважины не переводят на газлифтный или насосный способы эксплуатации, то любой технологический  прием для стабилизации фонтанирования должен быть направлен на снижение статического давления и потерь на трение. В практике нашел применение способ продувки скважин компрессором, что снижает (временно) содержание воды в скважинном потоке, а тем самым  временно продлевает фонтанирование. С этой же целью используют замену жидкости в скважине на нефть. Одним  из эффективных методов стабилизации фонтанирования скважин является ввод на забой концентрированного раствора ПАВ, периодически (несколько раз  в сутки) закачиваемого в затрубное  пространство дозировочным насосом. При  вводе ПАВ в поток скважинкой жидкости изменяются свойства эмульсии (снижение вязкости), образуются пенообразные системы в зоне разгазирования жидкости, что резко увеличивает КПД  газовых пузырьков в процессе подъема. 

3. Осложнения при работе фонтанной скважины

   Часто встречающимся осложнением при работе фонтанных скважин  является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа. По содержанию парафина нефти принято делить на три класса:

1 – беспарафинистая  (содержит  менее  1%  парафина  по  массе); 

2 – слабопарафинистая (содержит  1-2%  парафина  по  массе); 

3 –  парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).

   Безводная девонская нефть Туймазинского нефтяного месторождения,

например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт  Д1 – 5%, пласт Дп – 6 %,

турнейский - 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения  Мангышлака содержат 15- 20% парафина (Узень и Жетыбай).

       Добыча  нефти  при  наличии  в  ней  парафина  осложняется  выпадением парафиновых отложений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных  линиях, в резервуарах.

       Парафиновые  отложения   состоит   из   парафина,   нефти,   смолистых

компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.

       Парафиновые  отложения  нарушают   нормальную   работу   скважин:   их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.

     В  условиях   Башкирии   затраты   на   депарафинизацию   промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.

       Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м.  Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.

Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью

запарафинивается  примерно за пять суток. За это время  в  лифте  скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины  при  этом  снижается  до  50 т/сут.

     В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

       Выпадению  парафина  способствует  снижение   температуры   в   лифте. Температура начала  кристаллизации  парафина  для  месторождений  Татарии  и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.

   Снижение  температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в  свою  очередь  снижением  давления  по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также  при снижении устьевого давления. 

4. Оборудование  фонтанной скважины

     Наиболее  простым  способом  подъема  жидкости  из  фонтанной  скважины является использование для этой  цели  эксплуатационной  колонны.  При  этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия  колонны  за  счет  воздействия движущейся жидкости и содержащихся  в  ней  компонентов;  б)  нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного  диаметра  колонны; в) возникновение осложнений  за счет выделяющихся из жидкости компонентов  – солей, парафина, мехпримесей.

     Восстанавливать поврежденную колонну и устранять  осложнения  трудоемко и не  всегда  эффективно.  Надо  также  иметь  ввиду,  что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной  колонной  и  призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения  в  нее  посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

     Все оборудование фонтанной скважины можно  разделить на  две  группы  – подземное и наземное.

       Подземное оборудование включает  в  себя  насосно-компрессорные  трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны,  муфты – все устройства  и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

       К  наземному  оборудованию  относится   устьевая   арматура,   рабочие

манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки –  все  оборудование,  работающие  на поверхности.

       Рассмотрим  назначение  и  конструкционные особенности оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса. 
 

Насосно-компрессорные  трубы

     Насосно-компрессорные  трубы в нефтяных скважинах  выполняют  следующие основные функции: а) являются каналом для подъема  добываемой  жидкости;  б) служат  для  подвески  глубинного  оборудования;  в)  являются  каналом  для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом  для воздействия на забой и призабойную зону.

     В зависимости от назначения и условия  их применения НКТ  называют:  а) фонтанными (или лифтовыми)  –  при  применении  в  фонтанных  скважинах  для подъема жидкости; б) насосными при эксплуатации  в  насосных  скважинах;  в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

      Насосно-компрессорные  трубы  по  конструкции  подразделяются  на:  а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

       Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они  не равнопрочны: прочность их в  резьбовой  части  составляет  80-85%  прочности тела трубы. НКТ  с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их  в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

       ГОСТ  633-80  регламентирует  выпуск  бесшовных  (цельнотянутых)   НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие – 48, 60, 73, 83,  102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42,  48,  60,  73,  89,  102,  114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5,5 до 10 м  (в  среднем  8  м). НКТ  выпускаются  из  стали  группы  прочности   Д, К, Е, Л, М.   Конструкция резьбового соединения специальная.