55 Высоконапорная однотрубная система сбора нефти.

Идея совместного сбора и транспорта продукции нефтяных скважин получила свое дальнейшее развитие в работах Грозненского нефтяного института, где была разработана высоконапорная однотрубная система сбора (рис.3). Ее отличительной особенностью является совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6 - 7 МПа) устьевых давлений.  Рис.3. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы сбора 1 – скважины, 2 – нефтегазопровод, 3 - сепаратор первой ступени, 4 - сепаратор второй ступени, 5 – регулятор давления, 6 – резервуары. На промыслах объединения Казахстаннефть был осуществлен большой по своим масштабам эксперимент в условиях равнинной местности. Впервые в СССР нефть и газ транспортировались по одному трубопроводу диаметром 0,3 м на расстояние 100 км.  Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря этому достигается максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, более полно используется естественная энергия пласта и исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, появляется возможность увеличить число ступеней сепарации и обеспечить утилизацию попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений. Расчет экономической эффективности применения высоконапорной системы на одном из месторождений объединения Грознефть показал, что после внедрения этой системы себестоимость нефти снизилась на 2,5%, а газа - на 30%. Аналогичные схемы были внедрены на месторождениях Ставропольского края, Дагестана, Туркмении, Казахстана и других районов страны. Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосб;орном трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.

56 Разведочный этап нефтегазопоисковых работ.

Процесс изучения и освоения нефтегазоносных территорий подразделяется на 3 основных этапа: региональный, поисковый и разведочный.

3.Этап разведочных работ. В случае, если запасы нефти и газа по категориям С2 и С1 достигают значительных размеров, месторождение вводится в разведку. Главная задача разведочных работ - установление размеров и объемов залежей, подсчет запасов (в том числе и извлекаемых) по более высоким категориям (С1, В, А) и подготовка месторождения к разработке.

Разведочные работы подразделяются на стадии:

-предварительная разведка;

-детальная (промышленная) разведка.

Предварительная разведка включает следующие задачи:

-установление (уточнение) ВНК,ГВК, ГНК по каждому продуктивному пласту;

-установление (уточнение) границ залежей;

-определение рабочих дебитов нефти, газа, воды в каждой скважине, по каждой залежи;

-замеры пластовых температур и давлений;

-отбор керна, воды, нефти и газа для лабораторных исследований;

-установление емкостно-фильтрационных свойств коллекторов, построение карт пористости по каждому пласту;

-определение и построение карт эффективных нефтенасыщенных и газонасыщенных толщин по каждому пласту;

-определение объемов залежей и подсчет (пересчет) запасов по категории С1 для каждой залежи и месторождения в целом.

На стадии предварительной разведки общее количество глубоких скважин (включая поисковые) доводится до 4 - 5. Разведочные скважины при этом находятся на крыльях куполовидного поднятия вблизи линии ВНК или ГВК с целью уточнения границ залежей и располагаются, как правило, по крестовой системе (на всех 4-х крыльях).

Детальная (промышленная) разведка выполняется, прежде всего, на крупных месторождениях которые планируются к вводу в эксплуатацию в ближайшие годы.

Она требует выполнения значительного объема буровых работ. Поэтому предварительно дается оценка экономической целесообразности постановки детальной разведки.

Работы производятся на базе поискового и предварительного разведочного бурения.

Главная цель детальной разведки - определение параметров, необходимых для подсчета запасов нефти и газа по высоким категориям (А, В), и системы разработки каждой залежи и месторождения в целом. При этом решаются следующие задачи:

-детальное изучение литологии нефтегазоносных комплексов и продуктивных пластов

- детальная корреляция разрезов скважин, продуктивных пластов (Рис.18), определение мощностей и их изменения по площади, зон выклинивания коллекторов, покрышек

-определение и построение карт емкостно-фильтрационных свойств коллекторов: пористости, проницаемости, коэффициента нефтеотдачи

-уточнение положения ВНК, ГНК,ГВК для всех залежей, а также направления и углов их наклона

-определение и построение карт форм и размеров всех залежей по площади и объему, соотношения их контуров в плане и положения в разрезе

-определение рабочих дебитов скважин, газового фактора нефтей, конденсатного фактора для газов в залежах

-определения пластового давления и температуры, давления насыщения, физико-химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых условиях

-подсчет запасов по категориям А, В, С1, С2

-определение гидравлического режима залежей

-определение системы разработки и пробная эксплуатация месторождения

Перед началом детальной разведки на основе материалов поискового и предварительного разведочного бурения определяется система разведки.

Под системой разведки понимается глубина, очередность бурения скважин, схема расположения их по площади, расстояние между ними и система опробования.

Различаются две системы размещения скважин: 1) профильная; 2) треугольная. Треугольная система применяется для разведки залежей сложной конфигурации и резкой изменчивости продуктивных пластов. При этом в плане каждая последующая скважина располагается в вершине равностороннего треугольника, основанием которого являются две скважины, давшие нефть. Расстояние между разведочными скважинами в среднем составляет 2 - 3 км. Необходимость бурения каждой скважины определяется в зависимости от результатов бурения первых двух скважин, по принципу от известного к неизвестному. Такая система иначе называется "ползучей", т.к. залежь разбуривается скважинами постепенно. Достоинством этой системы разведки является практическое отсутствие пустых скважин, недостатком - увеличение продолжительности разведки месторождения.

Профильная система применяется для разбуривания месторождений, приуроченных к брахиантиклинальным складкам удлиненной формы, с продуктивными пластами выдержанными по всей площади. Профили скважин ориентируются поперечно по отношению к длине залежи. Расстояние между профилями больше, чем расстояние между скважинами на профиле, рассчитывается исходя из общего количества скважин, необходимых для разведки месторождения. Такая сеть обеспечивает равномерное изучение залежи по всей площади. Достоинством этой системы разведки является сокращение сроков разведки месторождения, недостатком - значительное количество пустых (водоносных) скважин.

На многозалежных месторождениях детальная разведка может осуществляться несколькими сетками скважин. Односеточная система предусматривает разведку наиболее продуктивной и крупной по запасам залежи, которая принимается за базисную, т.е. сетка скважин и глубина бурения ориентируются на базисный горизонт. Остальные залежи месторождения изучаются с меньшей степенью детальности. Запасы нефти и газа базисной залежи подготавливаются по промышленным категориям А, В, С1, по остальным залежам - по более низким категориям - С1, С2. Для газонефтяных, нефтегазовых залежей разведка должна вестись с учетом возможности разработки нефтяных частей с получением безгазовой и безводной нефти в скважинах. Бурение проектных скважин может вестись по сгущающейся или ползучей системам. При разбуривании месторождения по сгущающейся системе вначале редкой сетью охватывается вся разведочная площадь, затем проходятся промежуточные скважины. Ползучая система, примером которой является треугольная, предусматривает постепенный охват площади.

Многосеточная система детальной разведки применяется для разведки месторождений с несколькими крупными залежами, расположенными на разных глубинах. При этом бурятся несколько сеток разведочных скважин, каждая из которых ориентируется на определенный объект разведки (залежь или группа близкорасположенных залежей).

В каждом объекте выбирается базисная залежь. Такая система разведки применялась, в частности, на Уренгойском, Медвежьем, Заполярном и других месторождениях севера Тюменской области.

Здесь сеноманская газовая залежь, находящаяся на глубине 900 - 1200 м., разведывалась одной сетью скважин.

В последующие годы на этих месторождениях были пройдены глубокие поисковые скважины, которые выявили ряд нефтегазоконденсатных залежей в нижних горизонтах платформенного чехла. Разведка их осуществлялась второй сетью скважин глубиной 3 - 3,5 км. Такая поэтапная система разведки позволила в короткий срок ввести в разработку газовые залежи сеноманского яруса.

Сейчас на Уренгойском месторождении бурится третья сетка скважин глубиной 4 - 4,5 км. для разведки газоконденсатных залежей в ачимовской толще. Такая система разведки называется системой "сверху вниз".

Наиболее эффективна разведка многозалежных месторождений по системе " снизу вверх ", при которой детально разведается глубоко залегающий объект разведки, а попутно - вышележащие залежи. При этом возможно сокращение количества скважин т.к. верхние объекты будут изучаться скважинами, вскрывающими нижние залежи.

Такая система эффективна в случае совпадения контуров залежи. При значительных расхождениях структурных планов и контуров залежей каждый объект разведается отдельной сеткой скважин.

Соотношение объемов разведочных, поисковых и региональных работ разное на разных этапах освоения региона. В целом, по мере возрастания количества открытых месторождений увеличиваются объемы поискового и разведочного бурения.

57.Этаж разработки.настя

58.Емкостные свойства пород-коллекторов, их влияние на нефтеотдачу.настя

59.Кольцевая система газлифта.настя

60.Напорная система сбора нефти.

ВАРИАНТ ВИТИ.

1) объёмный, 2) статистический, 3) материального баланса.

Объёмный метод получил широкое распространение и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности. Основан на изучении геол, физич, химич особенностей залежи в процессе разработке и в результате опробования пластов).

Q = F*h*m*в*K_н*p*O

F – площадь нефтеносности (строятся структурные карты продуктивных горизонтов), h – нефтенасыщен. мощность, m – коэф. откр. пористости,

в (бетта) – коэф. нефтенасыщения, Кн – коэф. нефтеотдачи, p – плотность нефти на поверхности,

О – пересчётный коэф. усадки нефти (=1/b, b – объёмный коэф. пластовой нефти).

Статистический метод основан на изучении кривых падения дебита скважин методами матем. статистики и корреляции. Целесообразно его применять лишь при естественной отдачи пласта (без воздействия на пласт) и при определённых условиях эксплуатации. Можно применять для пластов с режимом растворённого газа, с газонапорным режимом(газовой шапки), и для пластов с неэффективным водонапорным режимом. Характеристика суммарного дебита скважины определяется начальным дебитом и динамикой его изменения, таким образом имеем кривые начального дебита и кривые производительности. Начальный дебит определяется по соседним скважинам.

Метод материального баланса основан на изучении изменения физических параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте, в зависимости от изменения давления в процессе разработки. Метод является динамическим: при его применении состояние пласта рассматривается в зависимости от отбора жидкости, газа и падения пластового давления. Сложность вызывает определение среднего пластового давления залежи на дату расчёта (из-за геол.причин: фациальность, различность плотности, авпд, анпд и др.). Необходимо учитывать следущие велечины:

1) Qн – накопленная добыча нефти, 2) количества растворенных газов в нефти на начальном этапе и на дату расчёта, 3) Гф ср – средний газовый фактор, 4) Объёмные коэф. пластовой нефти(b) и газа(v), 5) вошедшая в пласт вода, 6) добыча воды.

ВАРИАНТ АЛИНЫ.

Основные задачи, рассматриваемые в проектах обустройства нефтяного месторождения включают: 1 обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшему транспорту; 2 совместный сбор и транспортировка по выкидным линиям, идущей от каждой скважины, нефти, газа и воды до установок сбора нефти; 3 измерение количества нефти, газа и воды по каждой в отдельности скважине; 4 совместная или раздельная транспортировка обводненной или необводненной нефти по сборным коллекторам от установки сбора до установки подготовки нефти; 5 подготовка нефти, газа и пластовой воды до товарных кондиций и передача нефти и газа в магистральную сеть или товарнотранспорной организации для дальнейшей реализации. Из товарной нефти на нефтеперерабатывающем заводе получают бензин, керосин, дизельное топливо, масла и др. Из нефтяного газа на газоперерабатывающем заводе производят в основном сжиженные газы и бензин, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью из недр, транспортируется к нагнетательным скважинам того же или соседнего месторождения для закачивания в пласт с целью поддержания давления. Сбор нефти, газа и воды осуществляется системой нефтегазопроводов, по которым эти продукты транспортируются от скважин до установок сбора, и от установок сбора до установок подготовки. Под технологическими установками подготовки нефти, газа и воды понимается комплекс оборудования и аппаратов, в которых непрерывно и последовательно осуществляется физико-химические процессы разрушения эмульсий, завершающие получением товарных продуктов, т.е. чистой нефти, чистой пластовой воды и очищенного и осушенного газа. В настоящее время известны следующие способы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная герметизированные.

Существует несколько разновидностей герметизированных систем сбора нефтегазовых смесей: - системы сбора зависящие от величины и конфигурации нефтяного месторождения; - системы сбора зависящие от рельефа местности; - системы сбора, зависящие от физико-химических свойств нефти и нефтяных эмульсий, а также климатических условий данного месторождения; - системы сбора нефти, газа и воды, применяемые на морских месторождениях.

 Напорная система сбора (рисунок 3), разработанная институтом Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважины, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.

1 – скважины, 2 – сепаратор І cтупени, 3 – регулятор давления, 4 – газопровод, 5 – насосы, 6 – нефтепровод, 7 - сепаратор ІІ cтупени, 8 – резервуар, ДНС – дожиманая насосная станция

Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6-0,8 МПа в сепараторах І cтупени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта сбора, где в сепараторах ІІ cтупени происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов ІІ cтупени – 10-12 метров) в сырьевые резервуары, проходя черезустановку комплексной подготовки нефти УКПН.

На ней (УКПН) происходит:

1. Дополнительная дегазация

2. Обезвоживание

3. Обессоливание

4. Стабилизация

При обезвоживании происходит гравитационное (поток непрерывного типв) холодное (переходного) разделение, внутритрубная деэмульгация, термическое разделение, термохимическое, электрическое, фильтрация, разделение под действием центробежных сил.

После совершения всех этих действий очищенную нефть передают потребителю. Применение напорной системы сбора позволяет: - сконцентрировать на ЦСП оборудование по подготовке нефти, газа и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км; - применять для этих целей более высокопроизводительное оборудование, уменьшить металлозатраты, капитальные вложения и эксплуатационные расходы; - снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных станций и газопровода для транспортировки нефтяного газа низкого давления; - увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти, содержащей растворенный газ. Недостатком напорной системы сбора являются большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды от месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой воды до месторождения для ее использования в системе поддержания пластового давления.