Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
Выделяющийся при этом газ под собственным давлением
транспортируется до компрессорной станции или сразу на
газоперерабатывающий завод (ШЗ), если он расположен поблизости.
Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Выделившийся
здесь газ используется на собственные нужды. Нефть с водой самотеком
(за счет разности нивелирных высот) поступает в резервуары
участкового сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары
центрального сборного пункта (ЦСП).
За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты
электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора
имеет ряд существенных недостатков:
1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет
увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;
2) для предотвращения образования газовых скоплений в
трубопроводах требуется глубокая дегазация нефти;
3) из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание
трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности;
4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с
использованием газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при
данной системе сбора достигают 2...3 % от общей добычи нефти. По
этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее
время существует только на старых промыслах.
Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 17)
предложена в Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной
особенностью является совместный транспорт продукции скважин на
расстояние в несколько десятков километров за счет высоких (до 6...7
МПа) устьевых давлений. Применение высоконапорной однотрубной
системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и
перенести операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты.
101
Рисунок 17 – Принципиальная схема высоконапорной
однотрубной системы сбора: 1 – скважины; 2 – нефтегазопровод;
3 – сепаратор 1-й ступени; 4 – сепаратор 2-й ступени;
5 – регулятор давления; 6 – резервуары
Благодаря этому достигаются максимальная концентрация
технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных
пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети,
исключается необходимость строительства насосных и компрессорных
станций на территории промысла, обеспечивается возможность
утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки
месторождений.
Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа
в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном 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.
Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена
только на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.
Напорная система сбора (рис. 18), разработанная институтом
«Гипровостокнефть», предусматривает однотрубный транспорт нефти и
газа на участковые сепарационные установки, расположенные на
102
расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в
однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более.
Рисунок 18 – Принципиальная схема напорной системы сбора:
1 – скважины; 2 – сепаратор 1-й ступени; 3 – регулятор давления
типа «до себя»; 4 – газопровод; 5 – насосы; 6 – нефтегазопровод,
7 – сепаратор 2-й ступени; 8 – резервуар;
ДНС – дожимная насосная станция
Продукция скважин подается сначала на площадку дожимной
насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й
ступени 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 2-й ступени
происходит окончательное отделение газа. Выделившийся здесь газ после
подготовки компрессорами подается на ГПЗ, а дегазированная нефть
самотеком (высота установки сепараторов 2-й ступени 10... 12 м) в
сырьевые резервуары.
Применение напорной системы сбора позволяет:
– сконцентрировать на ДСП оборудование по подготовке нефти, газа
и воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;
– применять для этих целей более высокопроизводительное
оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и
эксплуатационные расходы;
103
– снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора,
благодаря отказу от строительства на территории промысла
компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтяного
газа низкого давления;
– увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить
затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти,
содержащей растворенный газ.
Система, изображенная на рис. 19а, отличается от традиционной
напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят
реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это
позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на
ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной
подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это
связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую
вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.
104
Рисунок 19 – Принципиальные схемы современных систем сбора:
а) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;
б) с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;
(обозначения см. на рис. 18)
Особенностью схемы, изображенной на рис. 19б, является то, что
установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам.
ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным
пунктом.
Недостатком напорной системы сбора являются большие
эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и
воды с месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии
и труб на сооружение системы обратного транспортирования очищенной
пластовой воды до месторождений для использования ее в системе
поддержания пластового давления.
В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах
применяют системы сбора, лишенные указанных недостатков.
Последняя схема применяется при большом числе скважин,
подключенных к КСП.
1. Методы добычи нефти.
2. Методы извлечения нефти из земных недр.
3. Эксплуатационные скважины.
4. Технологические операции.
5. Методы исследования скважин.
Контрольные вопросы:
105
Глава 9. РАЗРАБОТКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Режимы работы пластов. Название режиму принято давать
в зависимости от преобладания в рассматриваемый период времени
главной движущей силы в пласте.
Водонапорный режим. При водонапорном режиме нефть движется
в пласте к скважинам под действием наступающей краевой воды. В
идеальном случае при этом режиме залежь постоянно пополняется водой
из поверхностных источников. Следовательно, условием существования
водонапорного режима является связь продуктивного пласта с
поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по
которым может поступать в пласт вода. Такие зоны соприкосновения
продуктивного пласта с поверхностью могут находиться на расстоянии
сотен километров от его нефтяной части.
При постоянном восполнении отбираемого из залежи объема
жидкости и газа поверхностной водой пластовое давление в нефтяной
части залежи остается неизменным и обычно выше, чем давление
насыщения нефти газом; газ внутри залежи не выделяется и нефть в пласте
движется в виде однофазной жидкости. Поэтому газовый фактор, или
количество газа, приходящееся на каждую тонну извлекаемой нефти, за
весь период эксплуатации залежи остается постоянным.
Если же отбор жидкости и газа из пласта не полностью
компенсируется притоком воды извне, то пластовое давление в нефтяной
части залежи в процессе эксплуатации будет снижаться, что может
привести к выделению газа из нефти в пласте и уменьшению
производительности скважин.
В залежи с водонапорным режимом водо-нефтяной контакт до ее
разработки всегда занимает горизонтальное положение, а в процессе
разработки движется к центру залежи под небольшим углом к горизонту.
106
Та часть залежи, которая находится над водо-нефтяным контактом,
называется водоплавающей. В пологих складках водоплавающая часть
залежи может достигать значительных размеров, а иногда встречаются и
полностью водоплавающие залежи, в которых нет внутреннего контура
нефтеносности и вода подпирает нефть снизу.
По мере отбора нефти из залежи водо-нефтяной контакт постепенно
поднимается, а контуры нефтеносности стягиваются к центру залежи.
Сначала обводняются скважины, близко расположенные к контуру
нефтеносности, а в дальнейшем и скважины, находящиеся в центре залежи.
Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная
вода достигнет забоев скважин, находящихся в наиболее повышенных
частях залежи, и вместо нефти из всех скважин будет извлекаться только
вода. Но и в этом случае, несмотря на то, что все скважины,
эксплуатирующие данную залежь, полностью обводнены, в пласте всегда
еще остается значительное количество неизвлеченной нефти. Объясняется
это тем, что в процессе совместного движения в пласте нефти и воды
последняя, имеющая меньшую вязкость, будет неизбежно опережать
нефть. Чем больше вязкость нефти, тем на большее расстояние от
начального водо-нефтяного контакта может распространиться процесс
параллельного движения воды и нефти с постепенным возрастанием
содержания воды в потоке. Этот процесс усугубляется еще тем, что
нефтесодержащие породы в абсолютном большинстве случаев
неоднородны по составу и проницаемости. Поэтому жидкость в пласте
(нефть и вода) движется с большей скоростью в пропластках с лучшей
проницаемостью. В результате всех этих процессов контур воды может
продвигаться неравномерно к центру залежи, что приводит к образованию
«языков обводнения».
Наличие «языков» воды сильно затрудняет планомерную
эксплуатацию залежи. Залежь нефти преждевременно обводняется;
107
отдельные «языки» воды могут соединиться друг с другом и разделить
залежь на изолированные участки. В пласте могут остаться большие
количества неизвлеченной нефти.
При пологом падении складки и при значительной ее мощности по
мере продвижения контура воды вверх по восстанию поверхность водо-
нефтяного контакта все возрастает и, наконец, вся подошвенная часть
залежи может быть занята водой. Интенсивный отбор нефти из скважин в
таких условиях способствует усиленному подъему и прорыву воды к
забоям скважин снизу. В результате в скважины вместе с нефтью
начинают поступать все большие количества воды, в призабойной зоне
скважин образуются «конусы обводнения» и скважины в конце концов
могут перейти на чистую воду при наличии в залежи еще больших
количеств нефти.
В вертикальном разрезе залежи часто встречаются отдельные
прослойки или линзы более уплотненной, а следовательно, менее
проницаемой породы.
В этих прослойках и линзах могут оставаться «целики»
нефтенасыщенной породы при почти полном заполнении водой большей
части залежи. Извлекать в дальнейшем нефть из таких оставшихся целиков
можно только при отборе больших количеств воды, которая будет
частично увлекать за собой нефть при движении по пласту.
Благоприятными условиями осуществления водонапорного режима
работы нефтяных залежей будут:
1) хорошая сообщаемость между нефтяной и водяной частями
залежи;
2) хорошая проницаемость и однородность строения залежи;
3) небольшая вязкость нефти;
4) соответствие темпов отбора нефти, воды и газа из залежи
интенсивности поступления воды в нее.
108
При этих условиях возможно достигнуть наиболее равномерного
продвижения водо-нефтяного контакта во всех направлениях, причем
эффект вытеснения нефти водой будет максимальным.
Показателем эффективности отбора геологических запасов нефти из
залежи служит «коэффициент нефтеотдачи», или отношение извлеченного из
залежи количества нефти к ее первоначальным запасам. Практикой
установлено, что при водонапорном режиме удается извлечь из нефтяной
залежи до 80 % общего количества нефти, заключенной в ней до начала
разработки. Другими словами, коэффициент нефтеотдачи для залежей нефти
с водонапорным режимом может достигать величины 0,8, что является
довольно высокой цифрой. Неблагоприятные геолого-физические условия
(высокая вязкость нефти, низкая проницаемость пород пласта,
неоднородность пород, недостаточное пополнение залежи контурной водой и
т. п.) способствуют снижению конечного коэффициента нефтеотдачи.
Упругий водонапорный режим. При больших размерах системы,
питающей нефтяную залежь водой, даже если эта система сообщается с
поверхностью земли, в первое время эксплуатации залежи пластовая
энергия выражается в виде упругого расширения пластовой жидкости и
вмещающей ее породы при снижении давления в пласте.
Дело в том, что объем воды при снижении давления на
0,1 МПа
возрастает на величину от 1/20000 до 1/25000 первоначального
объема; соответственно объем нефти увеличивается на 1/700 – 1/14000
первоначального объема в зависимости от газонасыщенности, а объем
породы изменяется от 1/100000 до 1/50000 своей величины.
При снижении давления в залежи вода и нефть расширяются в
объеме, а поровые каналы сужаются; при этом вода в пласте занимает
место нефти, вытесняемой в скважины.
Несмотря на то что величина упругого расширения пластовой
водонапорной системы при снижении давления в пласте ничтожно мала,
109
все же это явление играет большую роль при эксплуатации нефтяных
месторождений, так как в этом процессе принимают участие колоссальные
объемы воды, окружающей и подпирающей нефтяную залежь. В
некоторых случаях запасы упругой энергии пласта могут быть
самостоятельными источниками получения больших количеств нефти из
пласта.
В залежах нефти с упругим режимом активного продвижения
контурных вод с полным замещением освободившихся от нефти пор не
наблюдается. Пластовое давление в таких залежах быстро падает, что
приводит к выделению газа из нефти, и с течением времени режим работы
залежи может перейти в газовый. В таких залежах необходимо применять
методы искусственного поддержания пластового давления.
Газонапорный режим. При газонапорном режиме, или режиме
газовой шапки, нефть вытесняется к скважинам под давлением
расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии в
повышенной части пласта. Этот процесс аналогичен процессу вытеснения
нефти водой с той только разницей, что вода вытесняет нефть в
повышенные части залежи, а газ, наоборот, – в пониженные.
Объем газа, находящегося под давлением в газовой шапке, всегда
меньше объема водонапорной системы, окружающей нефтяную залежь,
поэтому запас энергии здесь всегда ограничен.
Кроме того, вязкость газа весьма мала по сравнению с вязкостью
нефти, и в процессе вытеснения нефти и расширения газа в газовой шапке
он может прорываться к скважинам, расположенным недалеко от газонефтяного контакта. Прорыв же газа в скважины будет способствовать
полезному расходу газовой энергии при одновременном уменьшении
притока нефти. Поэтому при газонапорном режиме необходимо тщательно
контролировать работу скважин, расположенных вблизи газовой шапки,
ограничивать их дебит, а в случае резкого увеличения дебита газа,
110
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]