Техника и технология добычи нефти

Техника и технология добычи нефти»

1. Источники пластовой энергии, пластовое и забойное давление, коэффициент продуктивности скважины. Плунжерный лифт.

Жидкость из пласта в скважину поступает действием перепада давления между пластом и забоем скважины.

Поэтому пластовое давление - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи.

Точнее, следует говорить не об абсолютной величине этого параметра, а об его соотношении с нормальным пластовым давлением на глубине залегания данной залежи, которое равно давлению столба воды равной высоты.

Различают залежи, у которых начальное пластовое давление превышает эту величину (аномально-высокое пластовое давление - АВПД) и залежи с более низким начальным давлением (аномально низкое пластовое давление — АНПД).

Различают два типа источников пластовой энергии - естественные и искусственные. К естественным источникам относятся упругость пластовой системы, напор пластовых вод, наличие свободного газа (в виде газовой шапки), энергия растворенного газа, напор, обусловленный силой тяжести. Пластовую энергию можно поддерживать искусственным способом - закачкой в пласт воды, пара или газа. В зависимости от того, какой источник пластовой энергии преобладает, формируется определенный режим разработки. Рассмотрим последовательно каждый из этих режимов. В начальном состоянии пластовая система, под которой понимается вмещающий коллектор, нефтяная часть и контактирующий с ней водоносный бассейн, находится в сжатом

консорциум «Н е д р а»

состоянии, определяемом начальным пластовым давлением. Отбор нефти из залежи приводит к снижению там давления, в результате чего происходит расширение частиц породы, нефти и воды. А это, в свою очередь,

уменьшает падение пластового давления. Таким образом, в процессе разработки начальная упругая энергия сжатия пластовой системы уменьшается.

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы,

пластового - после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более) .

Для получения данных о забойном и пластовом давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и в течение некоторого времени фиксируют забойное давление. Затем скважину останавливают,

после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД).

Гидродинамические исследования водозаборов предусматривают проведение ряда мероприятий, целью которых является измерение таких параметров источников водоснабжения и пластов, как фильтрационные коэффициенты, продуктивность, пластовое давление, проницаемость, обводненность и пр. Также исследуются особенности околоскваженной зоны.

Коэффициент продуктивности относится к основным гидродинамическим показателям такой системы сообщающихся сосудов, каковой является скважина.

консорциум «Н е д р а»

Значение показателя продуктивности источника зависит от мощности и проницаемости пласта,

компонентного состава, вязкости, совершенства вскрытия водоносного пласта, загрязненности призабойной зоны, ее физико-химических свойств и др. Также коэффициент продуктивности может меняться в зависимости от изменения свойств призабойной зоны скважины и насыщенности пласта. Численно данный показатель равен соотношению дебита источника к депрессии, которая возникает в забое:

,

где Q – дебит скважины в м3/сут, а P – депрессия.

Среди методов механизированной добычи реже всех используется плунжерный лифт. Он применяет ся менее чем в одном проценте всех скважин с механизированной добычей. Чаще всего его используют в ситуациях,

когда имеется некоторый естественный поток. Тем не менее на некоторых скважинах этот метод особенно удобен, в частности в скважинах с высоким газовым фактором или в газовых скважинах с низким забойным давлением и низкой производительностью. В таких скважинах скорость тока по насосно-компрессорной колонне слишком мала, чтобы выносить флюиды на поверхность. В насосно-компрессорной колонне происходит

консорциум «Н е д р а»

разделение: скважина заполняется жидкостью и перестает течь. При плунжерном лифте используется плунжер,

который движется вверх и вниз по насосно-компрессорной колонне. Внутри плунжера имеется перепускной клапан, открывающийся по достижении верха насосно-компрессорной колонны и закрывающийся при ударе о ее дно. Посадка плунжера в насосно-компрессорной колонне снижает обратный проскок жидкости сквозь газ, т.е.

подгоняет ее.

Плунжерный подъем применяется для продления срока эксплуатации нефтяных и газовых скважин, где для добычи используется собственная энергия скважины Тем не менее с пакером, всасывающим клапаном и установкой периодического газлифта плунжерный подъемник может также использовать внешний источник газа,

это позволяет достичь лучших результатов, чем одна только газлифтная установка периодического действия.

Плунжерный подъем применяется и на скважинах, где добыче мешают отложения парафина, соли или осадок на стенках насосно-компрессорной колонны. Работа плунжера в насосно-компрессорной колонне помогает удалить эти отложения прежде, чем они нарастут до такой степени, что будут мешать добыче.

2.Понятие о скважине, статистический и динамический уровни, пластовое и забойное давление. Схема

ипринцип работы штанговой скважинной насосной установки.

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры,

обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом.

При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи

консорциум «Н е д р а»

на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин —- контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и водой, определяет положение водонефтяного контакта.

В ряде случаев на эксплуатацию залежи влияние может оказывать и вода, находящаяся выше или ниже нефтяной залежи, также вода, находящаяся в пропластах самого нефтяного пласта (промежуточная вода). При формировании нефтяной залежи может образоваться область, занятая свободным газом, так называемая газовая шапка. Размеры этой области могут быть незначительными, а могут иметь промышленное значение. В этом случае залежь называется нефтегазовой.

Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине высотой (по вертикали),

равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой толщины пласта. С другой стороны, это давление равно давлению внутри пласта, вскрытого скважинами, и поэтому оно называется пластовым давлени ем.

Статический уровень - уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки при условии, что на него действует атмосферное давление, называется статическим уровнем. Если устье скважины герметизировано, то обычно в верхней части скважины скапливается газ, создающий некоторое давление на уровень жидкости. В этом случае уровень жидкости не называется статическим, хотя соответствует статическим

консорциум «Н е д р а»

условиям скважины, и давление на забое скважины равно сумме гидростатического давления столба жидк ости и давления газа.

Динамическое давление – это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину. Динамическое давление на забое очень часто называют забойным давлением в отличие от статического, которое называют пластовым давлением. Однако и статическое, и динамическое давления в то же время являются забойными. Динамический уровень жидкости Уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине при условии, что на н его действует атмосферное давление (межтрубное пространство открыто), называется динамическим уровнем. При герметизированном затрубном пространстве динамическое давление будет равно сумме гидростатического давления столба жидкости от уровня до забоя и давления газа, действующего на уровень. Высота столба жидкости измеряется по вертикали. Поэтому в наклонных скважинах при вычислении гидростатических давлений должна делаться соответствующая поправка на кривизну скважины.

Жидкость из пласта в скважину поступает действием перепада давления между пластом и забоем скважины.

Поэтому пластовое давление - основной фактор, определяющий текущее энергетическое состояние залежи.

Точнее, следует говорить не об абсолютной величине этого параметра, а об его соотношении с но рмальным пластовым давлением на глубине залегания данной залежи, которое равно давлению столба воды равной высоты.

Различают залежи, у которых начальное пластовое давление превышает эту величину (аномально -высокое

консорциум «Н е д р а»

пластовое давление - АВПД) и залежи с более низким начальным давлением (аномально низкое пластовое давление — АНПД).

Значения забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы,

пластового - после продолжительной остановки скважин (от нескольких часов до суток и более).

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинными скважинными насосами. С их помощью добывается в стране около 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки,

реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.

Широкое распространение ШСНУ обусловливают следующие факторы:

•простота ее конструкции;

•простота обслуживания и ремонта в промысловых условиях;

консорциум «Н е д р а»

•удобство регулировки;

•возможность обслуживания установки работниками низкой квалификации;

•малое влияние на работу ШГНУ физико-химических свойств откачиваемой жидкости;

•высокий КПД;

•возможность эксплуатации скважин малых диаметров.

Кминусам штангового оборудования можно отнести следующие свойства:

•Невысокая подача.

•Ограничение по спуску оборудования.

•Ограничение по углу уклона ствола скважины.

Схема установки штангового скважинного насоса Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно - компрессорных труб 3,

подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-

качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

консорциум «Н е д р а»