министерство образования и науки рф

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

ЛЕКЦИОННЫЙ МАТЕРИАЛ

По дисциплине «Скважинная добыча нефти» для бакалавров направления 21.03.01 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения

Составили лекционный материал: Апасов Т.К., Апасов Р.Т., Апасов Г.Т.

Тюмень 2015

Содержание

1 Основы по нефтепромысловой геологии 1

1.1 Основы по разработке месторождений 5

2 ФОНТАНЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ 9

2.1 Условие фонтанирования скважин 9

2.2 Фонтанирование за счет энергии газа 9

2.3 Оборудование фонтанных скважин 12

2.4 Колонная головка 12

2.5 Фонтанная арматура 12

2.6 Штуцеры 14

2.7 Регулирование работы фонтанных скважин 15

2.8 Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение 16

2.9 Открытое фонтанирование 16

2.10 Предупреждение отложений парафина 17

2.11 Борьба с песчаными пробками 18

2.12 Отложение солей 18

3 ГАЗЛИФНЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ 19

3.1 Конструкции газлифтных подъемников 20

3.2 Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление) 23

3.3 Методы снижения пусковых давлений 24

3.4 Применение специальных пусковых компрессоров 24

3.5 Задавка жидкости в пласт 25

3.6 Применение пусковых отверстий 25

3.7 Оборудование газлифтных скважин 28

3.8 Периодический газлифт 30

3.9 Исследование газлифтных скважин 32

4 СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ 34

4.1 Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение 34

4.2 Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи 35

4.3 Факторы, снижающие подачу ШСН 37

4.4 Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера 40

4.5 Оборудование штанговых насосных скважин 41

4.6 Оборудование устья скважины 46

4.7 Канатная подвеска 47

4.8 Штанговращатель 47

4.9 Станки-качалки (СК) 48

4.10 Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками 49

4.11 Динамометрия ШСНУ 50

4.12 Динамограмма и ее интерпретация 51

4.13 Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях 53

5 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ 57

5.1 Общая схема установки погружного центробежного электронасоса 57

5.2 Погружной насосный агрегат 59

5.3 Элементы электрооборудования установки 62

5.4 Запуск и вывод на режим скважин, оборудованных УЭЦН 64

ЛИТЕРАТУРА 67

Лекции по скважинной добыче нефти Авторы: апасов т.К., апасов г.Т.

1.1 Основы по нефтепромысловой геологии

Пласт - геологическое тело, имеющее две поверхности напластования (подошву и кровлю), отделяющие его от подстилающих и покрывающих пластов.

Ловушка - объем породы, могущий вместить нефть или газ вне зависимости от ее формы и условий возникновения, но при наличии способности к аккумуляции и консервации нефти и газа в ней.

Залежь - это единичное скопление нефти (возможно и газа в виде шапки), заполняющее ловушку какого-либо типа и имеющее ограничение или в виде контуров нефтеносности. Классифицируются залежи нефти, прежде всего по тектоническому и литологическому критериям.

Ловушки могут быть разных типов: литологические, стратиграфические и тектонические. Образование тектонических ловушек связано с результатом тектонических нарушений (сбросов, взбросов, надвигов и пр.). Образование стратиграфических - стратиграфическими факторами, когда экранами в ловушках служат поверхности древних стратиграфических несогласий.

Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей, приуроченных территориально к одной площади и сведенных с благоприятной тектонической структурой. Если на одной площади имеется всего одна залежь, такое месторождение называется однопластовым. Месторождение, имеющее залежи в пластах (горизонтах) разной стратиграфической принадлежности, принято называть многопластовыми.

По начальному фазовому состоянию, и составу основных углеводородных залежи подразделяются на однофазные и двухфазные. К однофазным залежам относятся:

а) нефтяные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть, насыщенную в различной степени газом;

б) газовые (состоящие более чем на 90% из метана) или газоконденсатные залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим газ с углеводородным конденсатом.

К двухфазным залежам относятся залежи, приуроченные к пластам-коллекторам, содержащим нефть с растворенным газом и свободный газ над нефтью (нефтяная залежь с газовой шапкой или газовая залежь с нефтяной оторочкой).

простого строения, продуктивные пласты которых характеризуются выдержанностью толщин и

Состав - нефть представляет собой смесь углеводородов метанового, нафтенового и ароматических рядов (84-86%) и 11-14% водорода. В небольших количествах содержатся кислород, сера и азот.

Физические свойства пластовой нефти.

Нефть характеризуется следующими свойствами:

а) Плотность - отношение массы, к объему.

По плотности нефти:

0 – особо легкая (до 834.5 кг/м³)

1 – легкая (834.6 – 854.4 кг/м³)

2 – средняя (854.5 – 874.4 кг/м³)

3 – тяжелая (874.5 – 899.3 кг/м³)

4 – битуминозная (более 899.3 кг/м³)

По содержанию парафина нефти делятся на:

• - беспарафинистые – с содержанием парафина не более 1%;

• - слабопарафинистые – от 1 до 2%;

• - парафинистые – свыше 2%.

По содержанию серы или сероводорода нефти бывают:

• - малосернистые - до 0,5% серы;

• - сернистые – более 0,5%.

По содержанию смол:

• - малосмолистые (до 8%);

• - смолистые (8-28%)

• - сильносмолистые (свыше 28%).

б) Важнейшее физическое свойство нефти – вязкость, т.е. свойство жидкости сопротивляться взаимному перемещению ее частиц при движении. Различают динамическую: [μ]= Па*с, и кинематическую вязкости ν – отношение динамической вязкости к плотности, измеряют ее в м²/с.

в) Газонасыщенность – количество газа, растворенного в единице объема пластовой нефти.

г) Давление насыщения пластовой нефти газом Р_нас – давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки газа. Оно зависит от состава нефти и газа, соотношения их объемов и от температуры.

д) Коэффициент сжимаемости – характеризует изменение объема пластовой нефти на единицу давления.

е) Объемный коэффициент: где Vпл.усл – объем нефти в пластовых условиях; Vпов.усл – объем того же количества нефти в поверхностных условиях.

В промысловой практике пластовой водой принято называть только ту воду, которая залегает в одном и том же пласте с нефтью или газом.

Подвижная вода – залегает вместе с нефтью в нефтяной части залежи в уголках и тупичковых зонах порового пространства породы коллектора. Может двигаться по пласту вместе с нефтью.

Связанная вода содержится в нефтяной или газовой части всякого пласта, покрывает тонкой плёнкой стенки поровых каналов. Она является водой неподвижной.

Законтурная (краевая) вода – находится в пласте за контуром нефтеносности.

Подошвенная вода залегает в подошве залежи, то есть под ВНК.

Осадочные породы - образуются путем осаждения (главным образом в водной среде) и последующего уплотнения минеральных и органических веществ различного происхождения. Как правило, нефтяные месторождения приурочены к осадочным породам.

Коллекторы – это горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке. Коллекторами нефти и газа являются терригенные из обломочного материала (пески, алевриты, песчаники, алевролиты и некоторые глинистые породы), карбонатные (известняки, мел, доломиты). Подавляющая часть нефтяных и газовых месторождений трех типов – гранулярным, трещинным и смешанного строения.

Пористость является емкостной характеристикой породы, то есть продукция, находящаяся в породе, целиком находится в пустотах породы.

Пористость горной породы характеризуется наличием в ней пустот (пор), являющихся вместилищем для жидкостей (воды, нефти) и газов, находящихся в недрах Земли. Различают пористость: общую, открытую, эффективную. Общая пористость характеризуется разностью между объемом образца и объемом составляющих его зерен. Открытая пористость, или пористость насыщения, характеризуется объемом тех пустот, в которые может проникать жидкость (газ) при перепадах давлений, наблюдающихся в естественных пластах. Эффективная пористость - учитывает лишь объем открытых пор, насыщенных нефтью (или газом), за вычетом содержания связанной воды в порах.

Но не все пустоты, содержащие нефть, газ или жидкость сообщаются между собой – такие поры называются закрытыми, продукция из них не может быть извлечена традиционными способами добычи. Сообщающиеся между собой поры называются открытыми, их объем важен для подсчета запасов нефти, газа и газового конденсата.

Проницаемость коллекторов - способность породы коллектора пропускать сквозь себя жидкости или газы при наличии перепада давления. Дарси — французский инженер-гидравлик, обосновавший закон Дарси (1856), связывающий скорость фильтрации жидкости в пористой среде с градиентом давления.

Абсолютная проницаемость - проницаемость пористой среды при движении в ней лишь одной какой-либо фазы (газа или однородной жидкости).

Эффективная (фазовая) - проницаемость породы для одной из жидкостей или газа при одновременной фильтрации различных жидкостей и газа.

Относительная - проницаемость пористой среды, характеризующаяся отношением фазовой проницаемости этой среды к абсолютной.

Единица коэффициента проницаемости называемая дарси, отвечает проницаемости такой горной породы, через поперечное сечение которой, равное 1см², при перепаде давления в 1ат на протяжении 1 см в 1 сек проходит 1 см³ жидкости, вязкость которой 1 сп.

Проницаемость пород K, для нефти, обычно выражают в миллидарси или мкм²

1Д » 1.02××10^-3мкм² » 1.02×10^-12м²»1000мД.

Поисковые скважины бурят с целью открытия новых промышленных залежей нефти и газа.

Разведочные скважины бурятся на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для изучения размеров и строения залежи, получения необходимых исходных данных для подсчета запасов нефти и газа, а также проектирования ее разработки.

Эксплуатационные скважины закладываются в соответствии со схемой разработки залежи и служат для получения нефти и газа из земных недр.

Нагнетательные скважины используют при воздействии на эксплуатируемый пласт различных агентов (закачки воды, газа и т.д.).

Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей (изменением давления, положения водонефтяного и газонефтяного контактов и т.д.).

Пластовым давлением - Это давление жидкости внутри порового пространства.

Если речь идёт о породе коллекторе, то давление жидкости внутри порового пространства уравновешивается горным давлением. Давление, под воздействием которого находятся жидкости и газы в продуктивном пласте, называют пластовым, а до начала его разработки – начальным пластовым.

Гидростатическое давление – это давление столба жидкости. Ориентировочно пластовое давление:

Рпл = Н*р*g,

где Н – глубина залегания пласта,

р – плотность жидкости,

g – ускорение свободного падения (=9, 81 м/с²)

Пластовое давление соответствует гидростатическому при нормальных геологических условиях. Это означает, что пластовое давление увеличивается на одну атмосферу или 0,1 МПа на каждые 10 метров глубины. В процессе добычи нефти из скважин в зоне отбора пластовое давление снижается.

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины.

Энергия в скважине

Потенциальная энергия скважинной жидкости: Зависит от начального пластового давления в залежи, напора краевых вод, наличия газовой шапки.

Потенциальная энергия растворенного в жидкости газа: Зависит от количества газа, растворенного в жидкости начинает проявляться при снижении давления ниже давления насыщения.

Искусственно введенная в пласт энергия: Обычно это энергия систем поддержания пластового давления за счет закачки воды или газа в залежь.

Искусственно введенная в скважину энергия: В зависимости от способа эксплуатации скважины это может быть энергия введенного газа, либо механическая, гидравлическая или электрическая энергия, переданная с поверхности для привода в действие какого-либо насоса.

Неоднородность продуктивных пластов

Размеры пор в продуктивных пластах весьма разнообразны. Выделяются капиллярные и субкапиллярные поры. К первым относятся поры размером больше 0,001 мм (>1 мкм), а по вторым – поры диаметром меньше 0,001 мм (мкм). Жидкость движется только по капиллярным порам, в субкапиллярных каналах она остается в неподвижном состоянии вследствие взаимодействия молекулярных сил в твердой и жидкой фазах. Движения жидкости может не быть и в капиллярных порах, если они со всех сторон блокированы субкапиллярными порами.

Изменчивость, размеров пор и как следствие, ее изменчивость удельной поверхности пористой среды и смачиваемость называются микронеоднородностью. Это основной фактор, определяющий полноту вытеснения нефти водой и другими рабочими агентами.

Макронеоднородность нефтяных пластов, часто называемая просто неоднородностью нефтяных пластов, представляет собой свойство нефтяного пласта – коллектора, обусловленное изменением его литологических свойств и изменчивостью его параметров по объему продуктивного пласта. Различаются три основных вида неоднородности пластов – коллекторов – расчлененностью пластов непроницаемыми пропластками и линзами, изменчивостью проницаемости по объему пласта и неравномерностью свойств пласта по простиранию. Нефтеносные пласты, в силу изменившихся условий отложения осадков при их образовании, представляют собой бессистемное чередование проницаемых нефтенасыщенных песчаных (терригенных) или известняковых и непроницаемых глинистых или доломитовых слоев, линз и пропластков. Расчлененность пластов бывает столь велика, что в пределах разреза одной скважины в пласте выделяется до 10 – 20 пропластков. Из этого видно, насколько сложно строение нефтяных залежей и как трудно обеспечить полное дренирование всего объема залежи, особенно полный охват вытеснением нефти водой через нагнетательные скважины в добывающие. Для определения макронеоднородности строят различные карты, профиля и схемы, наглядно характеризующих степень площадной и объемной неоднородности пласта.

Под неоднородностью продуктивных пластов понимают изменчивость формы залегания и физических свойств коллекторов. Неоднородность пласта, характеризуется рядом параметров. Наиболее часто используются такие параметры, как коэффициент песчанистости и расчлененность. Коэффициентом песчанистости в скважине называется отношение суммарной толщины коллектора к общей толщине пласта. Расчлененность – количество пропластков коллектора.

Поскольку пласт имеющее пространственное распространение, выделяют зональную и послойную неоднородность. Зональная неоднородность пласта передается картами параметров: песчанистости, пористости, проницаемости, нефтенасыщенности.

Режимы работы нефтяных пластов.

Нефть, залегая в пористых пластах, подвержена гидростатическому давлению и напору контурных вод. Пласты испытывают горное давление – вес вышележащих горных пород. Над залежью нефти может залегать газовая шапка, оказывающая давление на залежь. Внутри залежи действуют силы упругости нефти, газа, воды и породы пласта. Агенты, насыщающие пласты обладают разной плотностью и распределены в залежах в соответствии с проявлением гравитационных сил. Несмешивающиеся жидкости – нефть и вода, находясь в контакте в мелких порах и капиллярах, подвержены действию поверхностно-молекулярных сил, а на контакте с твердой породой - натяжению смачивания. Когда начинается эксплуатация пласта, природное равновесие этих сил нарушается в связи со снижением давления в залежи и начинается сложнейшее их проявление в результате чего начинается движение жидкостей в пласте. В зависимости от того, какие силы, вызывающие это движение преобладают, различают различные режимы работы нефтяных пластов. Режимом работы нефтяного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки залежи нефти.

Под режимом работы нефтяных залежей понимают проявления движущих сил, обеспечивающих продвижение нефти в пластах к забоям эксплуатационных скважин. Различают следующие режимы:

Водонапорный режим - режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод. Показателем эффективности разработки залежи является коэффициент нефтеотдачи - отношение количества извлеченной из залежи нефти к общим (балансовым) запасам ее в пласте. Практикой установлено, что активный водонапорный режим наиболее эффективный. При этом режиме удается извлечь 50-70%, а иногда и больше от общего количества нефти, содержащейся в недрах до начала разработки залежи.

Упругий (упруговодонапорный) режим - режим работы залежи, при котором пластовая энергия при снижении давления в пласте проявляется в виде упругого расширения пластовой жидкости и породы.

Газонапорный режим (или режим газовой шапки) - режим работы пласта, когда основной энергией, продвигающей нефть, является напор газа газовой шапки. В этом случае нефть вытесняется к скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в повышенной части пласта. Коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти с газонапорным режимом колеблется в пределах 0,5-0,6.

Режим растворенного газа - режим работы залежи, при котором нефть продавливается по пласту к забоям скважин под действием энергии пузырьков расширяющегося газа при выделении его из нефти. При этом режиме основной движущей силой является газ, растворенный в нефти или вместе с ней рассеянный в пласте в виде мельчайших пузырьков. Коэффициент нефтеизвлечения при этом режиме равен 0,2-0,4.

Гравитационный режим - режим работы залежи, при котором движение нефти по пласту к забоям скважин происходит за счет силы тяжести самой нефти. Гравитационный режим проявляется тогда, когда давление в пласте упало до минимума, напор контурных вод отсутствует, газовая энергия полностью истощена. Если при этом залежь обладает крутым углом падения, то продуктивными будут те скважины, которые вскрыли пласт в крыльевых, пониженных зонах. Коэффициент нефтеизвлечения при гравитационном режиме обычно колеблется в пределах 0,1-0,2.

Смешанный режим - режим работы залежи, когда при ее эксплуатации присутствует одновременное действие двух или нескольких различных источников энергии. При этом режиме фильтрация нефти происходит под действием давления краевых или законтурных вод, имеющих регулярное питание (пополнение) с поверхности за счет талых или дождевых вод или за счет непрерывной закачки воды через систему нагнетательных скважин. Режим, при котором нефть движется в пласте к скважинам под напором краевых (или подошвенных) вод.