Экологически безопасные технологии добычи нефти в осложненных услови

Подавление деятельности СВБ и предотвращение образования биогенного сероводорода в продуктивных пластах, скважинах и в поверхностных промысловых системах осуществляется с помощью бактерицидов (раствор формалина, окислы азота, двуокись хлора, перекись водорода и др.). Для эффективной борьбы с сероводородной коррозией и отложением сульфида железа необходима бактерицидная и противокоррозионная обработка всех технологических жидкостей, применяемых при бурении и эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин. Эффективными реагентами для такой обработки являются, например, составы УНИ-1 и УНИ-3, ЛПЭ-11, СНПХ-1004 и др.

51

4. ОБЕСПЕЧЕНИЕ ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

4.1. Общая характеристика технологий добычи нефти

Процесс скважинной добычи нефти включает в себя обеспечение транспортировки (перемещения) пластового флюида к забоям добывающих скважин, подъем нефти в скважинах, сбор (транспортировку) скважинной продукции и ее промысловую подготовку. Естественной пластовой энергии обычно недостаточно для того, чтобы обеспечить перемещение добываемой продукции из продуктивного пласта до промыслового товарного парка, поэтому на промыслах создаются системы поддержания пластового давления, насосные и компрессорные станции.

Все объекты нефтяного промысла в той или иной степени оказывают влияние на состояние экологической безопасности, обеспечение которой является одним из основных требований и условий рациональной разработки нефтяных месторождений. Рациональной следует считать такую систему разработки месторождения, при которой в максимальной степени используются имеющиеся природные условия, технические и технологические возможности для достижения высоких (проектных) значений извлечения углеводородов и экономических показателей (прибыли) при выполнении требований сохранения недр и окружающей среды.

Современная нефтедобывающая техника и современные технологии разработки нефтяных месторождений могут обеспечить выполнение основных требований экологической безопасности при эксплуатации скважин и нефтепромысловых систем. Уровень состояния экологической безопасности при этом во многом зависит от осложнений при добыче нефти, которые оказывают влияние на техническое состояние нефтепромысловых объектов. Негативное влияние осложнений проявляется в снижении коэффициентов продуктивности скважин, интенсивном износе скважинного оборудования, выходе из строя различных объектов, увеличении энергети-

52

ческих затрат при добыче нефти, уменьшении межремонтного периода работы скважин и наработки на отказ скважинного и поверхностного оборудования. Выбор рациональных способов и оптимизация технологических режимов эксплуатации объектов, снижение частоты подземного ремонта скважин, предупреждение проявления различных осложнений создают необходимую основу для обеспечения экологической безопасности при эксплуатации скважин и нефтепромысловых систем.

4.2. Способы эксплуатации добывающих скважин

Подъем жидкости (нефти) в скважинах на поверхность в полной мере или частично осуществляется за счет энергии продуктивного пласта. Эта энергия проявляется через пластовое и забойное давление. При этом могут иметь место три случая:

1)пластовой энергии достаточно для перемещения (продвижения) требуемого количества нефти к забоям добывающих скважин и для подъема жидкости на поверхность;

2)величина забойного давления достаточна для подъема жидкости на поверхность, однако это давление отличается от пластового давления на малую величину, поэтому при низких коэффициентах продуктивности приток нефти в скважину незначителен. По условиям работы пласта забойное давление может быть снижено для увеличения притока нефти, но в этом случае это давление будет недостаточным для подъема жидкости в скважине;

3)пластовое давление ниже давления, необходимого для подъема жидкости в скважине.

В первом случае добывающие скважины эксплуатируются фонтанным способом – наиболее эффективным и наименее энергозатратным. Во втором случае скважины могут эксплуатироваться фонтанным или механизированным способом, например с помощью скважинных насосов, применение которых обеспечивает ввод в скважины с поверхности дополнительной энергии, что позволяет снижать забойное давление, увеличивать депрессию на

53

пласт и приток жидкости в скважины, т.е. увеличивать их дебиты. Однако применение насосов увеличивает энергетические затраты на эксплуатацию скважин, поэтому выбор варианта эксплуатации скважины – фонтаном или с помощью насоса – должен осуществляться на основании технико-экономического расчета, по результатам которого выбирается наиболее выгодный с экономической точки зрения вариант.

В третьем случае эксплуатация скважин без ввода в них дополнительной энергии невозможна, поэтому применяются скважинные насосы или газлифтная эксплуатация скважин (ввод дополнительной энергии в виде сжатого агента – газа).

Эксплуатация добывающих скважин с применением насосов (штанговых, электроцентробежных, винтовых, диафрагменных, струйных, гидропоршневых и др.) или с применением технологий газлифта называется механизированной.

При решении вопроса о выборе способа эксплуатации скважины следует прежде всего определить условия ее фонтанирования, т.е. рассчитать минимальное забойное давление фонтанирования скважины. В общем случае

Рmin ф = ρж g (Нскв – Ннас) + ρсм g Ннас + Ртр.ж + Ртр.см + Ру,

где ρж – плотность жидкости в интервале от забоя до глубины Ннас, на которойдавлениевскважинеравнодавлениюнасыщениянефтигазом; ρсм – средняя плотность газожидкостной смеси в интервале от

сечения с отметкой Ннас до устья скважины; Ртр.ж и Ртр.см – потери давления на трение на участках движе-

ния жидкости и газожидкостной смеси; Ру – давление на устье скважины.

Если пластовое давление Рпл > Рзаб > Рmin ф, скважина может фонтанировать.

После определения Рmin ф решается вопрос о минимальном забойном давлении (Рзаб min) при эксплуатации данной скважины.

При выполнении условия Рmin ф ≤ Рзаб min < Рпл выбирается фонтанный способ эксплуатации скважины (Рзаб min ≥ Рmin ф).

54

Если Рзаб min < Рmin ф < Рпл, скважина эксплуатируется фонтанным способом при Рзаб ≥ Рmin ф или механизированным способом при (Рзаб

≥Рзаб min) < Рmin ф.

Впоследнем случае дебит скважины при механизированной

эксплуатации (qмех) может быть больше дебита скважины при фон-

танировании (qфонт).

Максимальный дебит при фонтанной эксплуатации скважины

qфонт max = Кпрод (Рпл – Рmin ф),

при механизированной эксплуатации (Рзаб min < Рmin ф)

qмех max = Кпрод (Рпл – Рзаб min),

где Кпрод – коэффициент продуктивности скважины.

Очевидно, что при Рзаб < Рmin ф имеет место qмех > qфонт.

Выбор способа эксплуатации в случае, когда выполняется последнее условие, решается с учетом экономических показателей, исходя из условия получения наибольшей прибыли.

Наиболее распространенными в настоящее время способами добычи нефти являются добыча с помощью установок скважинных штанговых насосов (УСШН) и спомощью электроцентробежных насосов (ЭЦН). Каждый из способов эксплуатации имеет свои преиму-

55

К низкодебитным относятся скважины с дебитом до 5 м3/сут, независимо от высоты подъема жидкости. Скважины с дебитом более 100 м3/сут, независимо от высоты подъема жидкости, относятся к высокодебитным. Остальные скважины, не попадающие в эти категории, относятся к среднедебитным. Повысоте подъема жидкости все скважины условно делятся на неглубокие– до 500 м, средней глубины– от500 до1500 миглубокие– более1500 м.

Способ механизированной эксплуатации скважины выбирается с учетом имеющегося на предприятии опыта и удельных затрат на подъем жидкости в скважине.

Рациональное использование энергетических ресурсов пласта, оптимизация и регулирование технологических режимов эксплуатации скважин – одно из основных направлений оптимального управления разработкой нефтегазовых месторождений и снижения энергозатрат при добыче нефти.

Для наблюдения за технологическим режимом работы добывающей скважины устанавливаются контрольно-измерительная аппаратура и устройства для отбора устьевых проб добываемой продукции. Обвязка скважины принимается исходя из условий проведения комплекса исследований (индивидуальное измерение дебита жидкости и газа, обводненности, устьевого давления, расхода рабочих агентов, эхометрирование, динамометрирование, спуск глубинных приборов и др.). Эксплуатация скважин, не оборудованных для указанных исследований, не допускается.

При эксплуатации добывающих скважин осуществляются систематические исследования в целях контроля технического состояния забоя, эксплуатационной колонны, заколонного пространства, работы оборудования, соответствия параметров работы скважины установленному режиму, получения иной исходной информации, необходимой для оптимизации технологического процесса работы скважин.

56

4.3. Забойное давление при эксплуатации добывающих скважин

Приток жидкости (нефти) в скважину с открытым (необсаженным) забоем в условиях вскрытого на всю толщину пласта при давлении в пласте, превышающем давление насыщения нефти попутным газом, (формула Дюпюи)

rс

где k – проницаемость пласта; h – толщина пласта;

rk – радиус зоны дренирования пласта данной скважиной; rc – радиус скважины;

μ – динамическая вязкость пластового флюида; Рпл – пластовое давление;

Рзаб – забойное давление (давление у стенки скважины в интервале продуктивного пласта). Разницу давлений Рпл – Рзаб называют депрессией, создаваемой при работе скважины.

Формула (4.1) справедлива для определения притока жидкости в одиночную скважину, расположенную в центре кругового по форме и однородного по структуре и свойствам пласта. При исходных (начальных) значениях параметров, характеризующих пласт и пластовый флюид в их естественном (природном) состоянии, по (4.1) оценивается потенциальная производительность скважины.

Продуктивные пласты по своим свойствам и структуре характеризуются той или иной степенью неоднородности как по толщине (разрезу), так и по простиранию. Для определения действительно потенциального дебита нефти по (4.1) необходимо в формулу подставить: а) в качестве толщины h только нефтенасыщенную толщину, которая в состоянии отдавать пластовый флюид при данном значении депрессии на пласт (эффективная толщина); б) в качестве проницаемости k – средневзвешенную потолщинеипростираниюфазовую(эффективную) проницаемость.

57

Формулу (4.1) можно записать в виде

q = Кпрод(Рпл – Рзаб),

где Кпрод – коэффициент продуктивности скважины:

Кпрод 2 kh .

ln rk rc

В процессе эксплуатации скважины под влиянием различных факторов, действие которых связано главным образом со снижением пластового давления и обводнением скважин, происходит изменение эффективных значений толщины, проницаемости и вязкости в формуле (4.1). Все эти изменения негативно влияют на приток жидкости в скважину, уменьшая ее дебит (производительность).

По мере изменения (снижения) пластового и забойного давлений коэффициент продуктивности скважины не остается постоянным, поэтому линейная зависимость дебита от депрессии на пласт Рпл = Рпл – Рзаб нарушается. Для необводненной скважины снижение Кпрод происходит в основном из-за деформаций коллектора

ивыделения в пласте в свободную фазу растворенного в нефти газа

(при Рзаб меньше давления насыщения нефти газом Рнас). При текущем значении Рпл забойное давление может быть снижено с целью увеличения притока жидкости в скважину до значения, при котором

дальнейшее увеличение Рпл приведет не к увеличению, а к уменьшению дебита скважины. Такое значение Рзаб можно называть минимально допустимым или критическим.

При выборе величины забойного давления следует учитывать

идругие факторы – возможность осаждения в призабойной зоне пласта и в скважинах асфальтеносмолопарафиновых веществ, неорганических солей, гидратов газа. Проявление осложняющих работу

скважины факторов усиливается при давлениях ниже Рнас, поэтому рекомендуется эксплуатировать скважины при Рзаб ≥ Рнас.

58

Для выбора способа эксплуатации скважины – фонтанного или механизированного – необходимо определение минимального забойного давления фонтанирования Рmin ф. В случае, когда Рзаб ≥ Рнас,

Pminф Pнас жg(Hскв Hнас) Pтр,

где Нскв – глубина скважины (по вертикали); Ннас – глубина, на которой давление в скважине равно Рнас;

Ртр – потери давления на трение в интервале от забоя скважины до отметки Ннас;

ж – плотность жидкости в этом интервале. ж н.пл(1 В)вВ, где ρн.пл – плотность пластовой нефти; ρв – плотность попут-

ной воды; В – объемная доля воды в продукции скважины.

Потери давления на трение Ртр можно определить по формулам трубной гидравлики.

Глубина Ннас определяется из условия равенства эффективно действующего газового фактора Гэф и необходимого удельного расхода газа при оптимальных условиях фонтанирования скважины

Rопт:

где Гн.пл – газонасыщенность пластовой нефти; Ру – давление на устье скважины;

nв – обводненность (массовая);

d – внутренний диаметр подъемных труб;

ρж – средняя плотность жидкости в колонне подъемных труб;

ρж = ρн.ср(1 – В) + ρвВ, где средняя плотность нефти ρн.ср = = 0,5(ρн.пл + ρн.д); ρн.д – плотность дегазированной нефти.

59

Если заданная величина Рзаб ≥ Рmin ф, скважина эксплуатируется фонтанным способом. При Рзаб < Рmin ф применяется механизированная эксплуатация.

4.4. Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанным называют способ эксплуатации нефтедобывающих скважин, при котором подъем жидкости (нефти, нефти с водой) происходит за счет пластовой энергии – потенциальной энергии сжатой жидкости (гидростатический напор) и энергии сжатого и расширяющегося нефтяного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления.

Фонтанирование скважин осуществляется, как правило, по колонне насосно-компрессорных труб с наружным диаметром 60 или 73 мм, реже 48 или 89 мм. Нижний конец колонны НКТ (башмак) размещается на уровне забоя скважины, если забойное давление меньше или незначительно отличается от давления насыщения нефти газом. В иных случаях колонну НКТ, которую называют подъемником, можно спускать до глубины, на которой давление в скважине превышает Рнас.

Если по условиям работы фонтанной скважины подъем жидкости происходит только под действием гидростатического напора, подъемник называют артезианским (артезианское фонтанирование). Давление на устье скважины при этом не должно быть меньше Рнас. Подъемник, жидкость в котором поднимается на поверхность с участием потенциальной энергии сжатой жидкости и выделяющегося в свободную фазу сжатого нефтяного газа, называют газожидкостным.

Артезианское фонтанирование

В пластовых условиях нефть и растворенный в ней газ обладают определенным запасом потенциальной энергии, величина которой

60