1. Общая характеристика способов добычи нефти. Перспективы развития способов добычи нефти.

Общая характеристика способов добычи нефти.

При выборе технологий разработки продуктивных пластов необходимо согласовать режимы работы всех элементов добывающей системы: пласта, скв, добывающего оборудования, подъемника, системы сбора и подготовки продукции.

Классификация способов эксплуатации должна отражать суть способа эксплуатации, т.е. характеризовать рабочий процесс подъема ж-ти в скважине. В основу такой классификации можно положить различие в источниках энергии подъема ж-ти. Можно выделить 2 основных способа эксплуатации:

1. Фонтанный, когда подъем ж-ти происходит под действием пластовых источников энергии,

2. Механизированный, когда энергия тем или иным способом подводится извне в скважину. К механизирован­ным способам добычи нефти относится насосная эклпл-ция (ШСН и ПЦЭН). Вместе с тем фонтанный способ эксплуатации при поддержании на месторождении пластового давления (ППД), на которое расходуется большое количество энергии, также можно отнести к механизированному способу добычи нефти (искусственное фонтанирование). Распределение добычи нефти в ОАО «ТН» по способам эксплуатации: 35%-ЭЦН, 65%-ШГН.

Газлифтный способ эксплуатации также относится к меха­низированному, т.к. для работы этих скважин необходимо закачивать сжатый газ, на что расходуется дополнительная энергия.

Газлифтные способы:

Компрессорный газлифт основан на подъеме ж-ти за счет энергии нефтяного газа или воздуха, сжатого компрессором.

Безкомпрессорный – подъем ж-ти обусловлен энергией давления природного газа.

Внутрискважинный – для подъема ж-ти используется газ из вскрытого газоносного пласта.

2. Классификация и типизация условий эксплуатации скважин в оао «Татнефть». Классификация скважин и типизация условий эксплуатации скважин по промысловым данным.

Осн-ми нефтесод-ми комплексами в недрах РТ явл-ся:

1. терригенные отложения верхнего и среднего девона (нефть маловязкая, парафинистая нефть),

2. терригенные и карбонатные отложения нижнего карбона (нефть сернистая),

3. карбонатно-терригенные отложения среднего карбона (нефть высоковязкая, высокосернистая).

	Девон	Нижий карбон	Ср. карбон
Глубина залегания, м	1700-1750	1100-1200	600-1000
Вязкость нефти, мПа∙с	2,3-10 (4,5)	12-60 (30)	40-200 (60)
Газ-й фактор м3/т	40-90 (54)	5-30 (10)	4-20 (8)
Рнас, МПа	9,0	4,5	1-3 (2)
Плот-ть нефти кг/м3	800-820	860-880	880-910
плотн.пл-й воды	1020-1185	1010-1164	100-1140
Рпл, МПа	15-19 (17)	8-12 (11)	6-10 (7,5)
tпл, 0С	35-42 (40)	23-27 (25)	20-24 (22)

3. Основные принципы и последовательность гидравлического расчета движения газожидкостной смеси в скважине.

Принципы. Решение целого ряда технологич-х задач добычи нефти: опред-е и установление рац-го 1р-ба извлечения продукции на пов-ть, опред-е оптимального реж.работы скв, выбор необходимого оборуд-я для его обеспечения связано с проведением гидродин-х расчетов движ-я многофазного потока продукции скв в разл-х элементах ее конструкции и в первую очередь в колонне подъемных труб.

В конечном итоге гидравлич-й расчет сводится к построению профиля давл-я в работающей скв Р = f(Н), кот-й позволяет опред-ть давл-е как в любой точке колонны подъемных труб, так и на забое.

В общем виде гидравлич-й расчет движ-я ГЖС в скв сводится к реш-ю сист.ур-ий, описывающих это движ-е.

Гидравлич-й расчет в завис-ти от его цели м.проводить по принципу «сверху вниз», т. е. начальными усл-ми будут Ру и t-ра Ту на устье скв, либо по принципу «снизу вверх» - нач-е усл-я – Рзаб и Тпл. Удобнее вести расчет «сверху вниз» т.к. Ру и Ту обычно известны.

Последовательность:

1. исходные данные. Qж.ст –дебит скв по ж-ти при станд-х усл-х, м³/сут; Rг — удельный расход газа, затрачиваемый на подъем ж-ти, при н.у. (исп-ся при расчете газлифтного подъемника), м³/м³; n_в (β_в) – массовая или объемная обвод-ть ж-ти; Ру, Рзаб, МПа; Тпл К; ω — геотермич-й градиент, К/м; Lc —• глуб. Скв-ны, м; α – угол отклонения ствола скв от вертикали, градус; Н – глуб спуска колонны НКТ (фонтанная скважина), м; Нсп – глубина спуска нас-а, м; Lвг — глубина точки ввода газа в подъемные трубы (газлифтная скв), м; D_T – внутр диам-р НКТ, м; Dэк — внутр-й диам-р ЭК, м.

Исходные данные, характеризующие физические свойства дегазир-й Н, В и газа: _жд плотность дегазир-й Н при станд.усл-х, кг/м3; μжд, мПа-с; Рнас при пластовой t-ре, МПа; Г – газонасыщ-ть пл-й нефти (газовый фактор), приведенная к н.у., м3/м3; _г0 – плотн-ть газа однократного разгазирования при н.у., кг/м3; y_a, y_{c 1 –} молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования; _в.ст — плотность воды при станд.усл-х, кг/м3; с — конц-ция солей, растворенных в воде, г/л.

2. Составл-м ряд последоват-х знач-й давл-я в точках (сечениях) подъемной колонны, располож-х ниже устья скважин, д/чего разбиваем общий диапазон изменения давл-я (Ркон —Ру) на равные интервалы Р, кот-е д.б. ориентировочно в пределах 10 % от ожидаемого конечного давления Ркон на уч-ке колонны подъемных труб, где движ-ся ГЖС. Число интервалов опред-м по ф-ле:

N = (Ркон – Py) / Р – (Ркон – Ру) / (0,1Ркон) (5.15)

Соотв-но задаваемые давл-я будут

(5.16)

а их общее число n = N + 1.

3. Рассчит. T-ный градиент потока

Опред-т Ту:

4. Опред-м t-ру потока Тi, соответствующую заданным давл-м Рi

5. Используя данные исслед-я глубинных проб нефти или расчетные завис-ти, опред-м физич-е св-ва Г, Н, В и водонефтяной смеси при соответ-х термодин-х усл-х (Рi, Тi)

6. Рассчит-м расходные пар-ры газожидк-го потока Qжi и Vгi при соответ-х термодин-х усл-х:

(5.17)

(5.18)

где -объемный коэф-т нефти; Vгвi ---удельный объем выделившегося из нефти газа, приведенный к н.у.. При расчете фонтанного подъемника Rr = 0.

7. Вычисляем приведенные скорости жидкой и газовой фаз:

а также скорости потока ГЖС

(5.19)

8. Оцениваем пар-ры для опред-я структуры газожидк. Потока (если она предусмотрена методикой расчета). Такими пар-ми в завис-ти от м-да расчета м.б. безразмерные скорости газа и ж-ти , , критерий Re_см, критерий Фруда смеси Fr_см, расходная объемная конц-ция газа в смеси βг,. И т. д.

9. Согласно структуре потока выбираем систему 2р-й, опис-щих движ-е смеси, и вычисляем градиент давл-я (dР/dH) в точке, соответ-щей положению устья скв (Н = 0; Р = Ру, Т = Ту), а затем градиенты (dp/dH)_i в точках с заданным давл-м Рi и температурой Тi.

10. Рассчит-м вел-ны, обратные градиентам давл-я (dH/dР)_y и (dH/dp)_i.

11. Вычисляем длину уч-ков колонны подъемных труб, на которых движется ГЖС в диапазоне соответ-го изменения давл-я от Ру до Рi < или = Рнас.

Интеграл вычисл-т по ф-ле трапеций

т. е, расчетная длина подъемной колонны, соответ-щая давл-ю Pi, будет равна сумме приращений длин Hi ,соответ-щих интервалам Рi в диапазоне изменения давл-я от Ру до Рi..

При , т.е. длине всего интервала колонны, на кот-м движ-ся ГЖС.

12. По рез-м расчета Hi строят профиль давл-я р = f (H) в колонне подъемных труб на уч-ке движ-я ГЖС, по кот-му м., н-р, опред-ть Рзаб у фонтанной скв, на вы-киде насоса Рвн – у насосной, в точке ввода газа в подъемную колонну Рвг – у газлифтной скв на соответ-щих известных глубинах. При этом возможны следующие вар-ты опред-я искомого давл-я (для фонтанной и насосной скв-н):

если Lc (Нсп)>Lгжс, то Рзаб (Рвн)² >Pнас, и на графике Р = f (H) опред-тся положение сечения колонны, где Р = Рнас и Н = Lгжс. Давл-е Рзаб или Рвн опред-т по рез-там дальнейшего гидравлич-го расчета движ-я однофазного потока на уч-ке Lж = Lс(Нсп) – Lгжс, используя 2р-е:

(5.21)

Ориентировочно, допуская постоянство физ-х св-в ж-ти при Р>Рнас. Рзаб м.рассчитать по ф-ле

если Lc(Нсп)< Lгжс, то Рзаб (Рвн) < Рнас и искомое давл-е опред-ся непосред-но по графику Р = f (H)

Классифик-я по обводненности: 1. малообводнен. 0-40%. 2. среднеобвод. 40-80%. 3. высокообвод. 80-100%.

К ВВН относ-ся нефти, вязкость кот-х в пласт-х усл-х превышает 30мПа∙с.

ВВН делят на 3 группы: 1. нефть с вязкостью 30-100мПа∙с. 2. 100-500 мПа∙с. 3. >500 мПа∙с.

ВВН крупных месторождений РТ (Ромашк-е, Ново-Елхов-е) относ-ся к 1-й группе.

По высоте подъема ж-ти (по глубине спуска нас., если относительная величина погружения насоса достаточно мала): 1. малой глубины – прием насоса на глубине до 450м. 2. средней глубины – 450-1350м. 3. глубокие >1350м.

Д/ ОАО «ТН» Нсп.нас. д/девона 1200м, д/карбона 900м.

Класс-я скв по дебиту: 1. малодебитные - <5т/сут. 2. среднедебитные: д/девона 5-35т/сут, д/ниж.карбона 5-40т/сут, д/сред.карбона 5-57т/сут. 3. высокодебитные.

По сод-ю S: 1. малосернистые <0,5%. 2. сернистые 0,5-2% (девон). 3. высокосернистые >2% (карбон)

По сод-ю парафина: 1. малопарафинистые до 1,5 %. 2. парафинистые 1,5…60%. 3. высокопарафинистые свыше 6,0%.

Распределение добычи нефти в ОАО «ТН» по способам эксплуатации: 35%-ЭЦН, 65%-ШГН.

В настоящее время в добыче нефти наиболее широко используются способы эксплуатации скважин при помощи ШГН и ЭЦН. Соотношения м/у этими способами добычи нефти в отдельных месторождениях зависят oт геолого-физических условий и стадий разработки нефтеносных залежей (в РТ 35% всех скважин эксплуатируется ЭЦН и их доля постепенно уменьшается, поскольку становится мало скважин с большими дебитами (Q>30 м3/сут), и возрастает обводненность скважин => образование водо-нефтяных эмульсий в ЭЦН). В применении этих двух основных способов добычи нефти имеются свои преимущества и недостатки. ШГН позволяют добывать нефть из малодебитных скважин при меньших затратах энергии по сравнению с ЭЦН. В это же время ЭЦН позволяют извлекать нефть с больших глубин и с более высоким дебитом.

Перспективы развития способов добычи.

В области техники и технологии подъема ж-ти из скважин перечисленные ранее способы очевидно, сохранят свое доминирующее значение. Однако будут вестись работы по усовершенствованию самого оборудования, повышению его прочностных характеристик, снижению массы, увеличению надежности и межремонтного периода, при обеспечении автоматизированного дистанционного контроля и управления. В этом отношении перспективным явл-ся использование безбалансирных гидравлических качалок, гидропоршневых и винтовых насосов. Дальнейшее развитие получит газлифтный способ эксплуатации при замкнутом цикле работы с многократным использованием отработанного газа.

Предстоит повысить надежность и эффективность техники эксплуатации сильно искривленных скважин, число которых из; года в год увеличивается.

Непрерывный рост глубины скважин, числа искривленных скважин и их обводненности, необходимость эффективной эксплуатации малодебитных скважин предъявляют особые требования к надежности всех технических средств для добычи нефти, сокращения так называемого межремонтного периода (МРП) и повышения коэф-та эксплуатации.