Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
давлению насыщения. При превышении пластового давления над
давлением насыщения пластовая смесь считается недонасыщенной.
В качестве критерия недонасыщенности используется отношение Ps/Pi.
Следует отметить, что для нефтяных систем имеется в виду
недонасыщенность газовыми компонентами, а для газоконденсатных –
компонентами группы С5+.
Контрольные вопросы:
1. Гидравлика системы «скважина-пласт».
2. Фонтанный способ эксплуатации.
3. Компрессорная эксплуатация скважин.
4. Насосная эксплуатация.
5. Оборудование забоя, устья, ствола скважины.
6. Газлифтная эксплуатация скважин.
7. Отличительные признаки глубинно-насосного и газлифтного
методов извлечения нефти;
8. Конструкции эксплуатационных скважин.
81
Глава 8. МЕТОДЫ ДОБЫЧИ
И ИЗВЛЕЧЕНИЯ НЕФТИ ИЗ НЕДР
Перед сдачей скважины в эксплуатацию ответственным и важным
мероприятием является проведение процесса освоения или вызов притока
жидкости из пласта. Приток жидкости к забою скважины возможен
только благодаря уменьшению давления столба жидкости на забой до
значения ниже пластового давления. Кроме понижения давления на
забой, необходима очистка забоя от грязи, песка и бурового раствора с
целью максимального снижения сопротивлений притоку в призабойной
зоне пласта.
Обычно после окончания бурения скважина бывает заполнена
промывочным (глинистым) раствором. Этот раствор нужно быстро
удалить из скважины, так как со временем твердые частицы раствора
выпадают в осадок в зоне пласта, что приводит к уменьшению
проницаемости и загрязнению пласта.
Промывка скважины – замещение столба раствора после бурения в
скважине водой, снижение за счет этого давления на забой, очистка стенок
забоя от глинистой корки и удаление осадка грязи и песка в скважине.
Иногда с целью постепенного снижения давления на забой после
промывки водой переходят на замещение воды нефтью. Такое проведение
процесса освоения хотя и задерживает сроки освоения скважины, но
является приемлемым, если призабойная зона пласта сложена рыхлыми
песчаниками.
Наиболее распространенным способом в промысловой практике
освоения скважины являлась аэрация раствора, т. е. использование
сжатого воздуха или газа, так называемое «компрессирование» скважин.
В настоящее время этот метод освоения запрещен из-за его
взрывоопасности.
82
Сейчас скважины в основном осваивают путем понижения уровня
жидкости в скважине, т. е. удаления ее при помощи специального поршня-
сваба, спускаемого в скважину на стальном канате. Свабирование обычно
производится в НКТ диаметром 73-114 мм, спущенных до забоя при
установленной на устье арматуре. При погружении сваба жидкость,
приподнимая нижний клапан, поступает в полость НКТ над поршнем. При
подъеме сваба клапан закрывается, и вся жидкость над свабом извлекается
на поверхность.
Для очистки забоя от грязи, песка иногда проводят тартание желонкой.
Желонка – длинное узкое ведро с клапаном внизу, спускаемое в скважину,
подобно свабу на канате. Диаметр желонки составляет примерно 0,7
диаметра скважины, а ее длина может достигать 10-15 м. Спускоподъемные
операции сваба или желонки осуществляют с помощью лебедки.
После начала притока обычно проводится процесс самоочистки
забоя, который ведется до полного удаления промывочной жидкости.
Один из ответственных этапов при заканчивании скважин в бурении –
этап вскрытия пластов. Методы вскрытия пластов в зависимости от
пластового давления, значения нефтенасыщенности пласта, степени
несовершенства зоны пласта, положения газоводонефтяного контакта,
глубины залегания пласта и других факторов могут быть различными при
выполнении следующих требований:
– предотвращение открытого фонтанирования; сохранение или
улучшение природных фильтрационных свойств пород призабойной зоны;
– увеличение безводного периода эксплуатации скважин.
Важнейшим моментом при вскрытии пласта бурением является
качество промывочного раствора. При использовании буровых растворов
на водной основе в пласт могут проникать фильтрат и твердая фаза
раствора, что ведет к ухудшению коллекторных свойств пласта и
уменьшению продуктивности скважин.
83
При попадании воды из бурового раствора в нефтяной пласт
происходит образование водонефтяной эмульсии. При взаимодействии
фильтрата с пластовой водой в порах пласта могут образовываться осадки.
Глинистые частицы при контакте с фильтром набухают. Поры пласта
заполняются фильтратом. Эти процессы снижают проницаемость
призабойной зоны для нефти.
Для устранения этих последствий к растворам на водной основе
добавляют специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ), а также
используют растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты.
Пласты с давлением выше гидростатического, сложенные породами
низкой проницаемости и содержащие глинистые частицы, вскрывают на
утяжеленном растворе на нефтяной основе. Для высокопроницаемых
пород и трещиноватых без глинистых частиц применяют утяжеленный
глинистый раствор с добавками ПАВ. Для продуктивных горизонтов с
давлением, равным гидростатическому, при вскрытии используют хлор-
кальциевые или меловые растворы с высокой проницаемостью. Если
породы слабопроницаемые и содержат глинистые частицы, применяют
растворы на нефтяной основе, эмульсии или пены. При вскрытии пластов с
давлением ниже гидростатического необходимо использовать пены низкой
плотности, газообразные агенты или местную циркуляцию.
Глубина вскрытия пласта зависит от положения скважины на
структуре по отношению к газоводонефтяному контакту. Глубина
вскрытия обычно несколько ниже продуктивного горизонта с целью
получения зумпфа, если в подошве пласта отсутствует пластовая вода.
Технологический режим работы скважины содержит такие
показатели, как: Пласт. № скв., Нэфф., тип насоса, размер, глубина спуска
насоса, параметры насоса (L,n,Qтеор.,Кпод), Рбуф., Рлин., доп.
оборудование (сепаратор…), D штуцера, Qж, % воды, удельный вес(ρ), Qн,
Рзаб., Ндин., Рзат., Рпл., Нстат., депрессия, Кпродуктивности, добыча в
84
месяц, период. режим. Кпрод показывает, сколько мы получим жидкости
из скважины в м
3
при депрессии в 1 МПа.
Первая стадия (стадия ввода месторождения в эксплуатацию), когда
происходит интенсивное бурение скважин основного фонда, темп
разработки непрерывно увеличивается и достигает максимального
значения к концу периода. На ее протяжении добывают, как правило,
безводную нефть. Длительность ее зависит от размеров месторождения и
темпов бурения скважин, составляющих основной фонд. Достижение
максимального годового отбора извлекаемых запасов нефти не всегда
совпадает с окончанием бурения скважин. Иногда оно наступает раньше
срока разбуривания залежи.
Вторая стадия (стадия поддержания достигнутого максимального
уровня добычи нефти) характеризуется более или менее стабильными
годовыми отборами нефти. В задании на проектирование разработки
месторождения часто указывают именно максимальную добычу нефти,
год, в котором эта добыча должна быть достигнута, а также
продолжительность второй стадии. Основная задача этой стадии
осуществляется путем бурения скважин резервного фонда, регулировании
режимов скважин и освоении в полной мере системы заводнения или
другого метода воздействия на пласт. Некоторые скважины к концу стадии
перестают фонтанировать, и их переводят на механизированный способ
эксплуатации (с помощью насосов).
Третья стадия (стадия падающей добычи нефти) характеризуется
интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего
обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и резким
увеличением газового фактора при газонапорном режиме. Практически все
скважины эксплуатируются механизированным способом. Значительная
часть скважин к концу этой стадии выбывает из эксплуатации.
85
Четвертая стадия (завершающая стадия разработки)
характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокая
обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.
Первые три стадии, в течение которых отбирают от 70 до 95 %
извлекаемых запасов нефти, образуют основной период разработки. На
протяжении четвертой стадии извлекают оставшиеся запасы нефти.
Однако именно в этот период, характеризующий в целом эффективность
реализованной системы разработки, определяют конечное значение
количества извлекаемой нефти, общий срок разработки месторождения и
добывают основной объем попутной воды.
Разработка нефтяных и газовых месторождений
Разработка нефтяного или газового месторождения – это комплекс
мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из
залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью
определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их
бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание
определенного режима их работы.
Силы, действующие в продуктивном пласте
Всякая нефтяная и газовая залежь обладает потенциальной энергией,
которая, в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и
расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной
энергии создается:
1) напором краевых (контурных) вод;
2) напором газовой шапки;
3) энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при
снижении давления;
4) энергией, которой обладают сжатые нефть, вода и вмещающая их
порода;
5) силой тяжести, действующей на жидкость.
86
Краевые воды, действуя на поверхность водонефтяного контакта,
создают давление в нефти и газе, заполняющие поры продуктивного
пласта. Аналогичное действие оказывает газ, находящийся в газовой
шапке, но действует он через поверхность газонефтяного контакта.
Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения
давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором
уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому,
что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть находится под
действием практически неизменного давления. Его снижение начнется,
когда выделение газа из растворенного состояния не будет успевать за
отбором нефти.
Действие упругих сил нефти, воды и вмещающей их породы
проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа происходит
некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые
флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.
Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей
пласта в пониженные, где расположены забои скважин.
Режимы работы залежей
В зависимости от источника пластовой энергии, обусловливающего
перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных
режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный,
газонапорный, растворенного газа и гравитационный.
При жестководонапорном режиме (рис. 11а) источником энергии
является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно
пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных
водоемов. Отличительной особенностью жестководонапорного режима
является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает
отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно
перемещается и сокращается.
87
Эксплуатация нефтяных скважин прекращается, когда краевые воды
Рисунок 11 – Типы режимов нефтяного пласта:
а – жестководонапорный; б – газонапорный;
в – растворённого газа; г – гравитационный
достигают забоя тех из них, которые находятся в наиболее высоких частях
пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.
На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки
нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода.
Это связано с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и
сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых условиях по
отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых и
подошвенных вод к забою скважин.
При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи (рис.
11а) обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов,
равный 0,5...0,8.
88
При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько
велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует
производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока воды будет
отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать,
фонтанирование прекратится.
При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой
энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах
под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения
нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно
уменьшается и дебит скважин.
Отличительной особенностью упруговодонапорного режима
является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной
(границы водоносной части отстоят от контура нефтеносности на 100 км и
более).
Хотя расширение породы и жидкости при уменьшении давления в
пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных
объемах залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом
можно извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.
Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также
может достигать 0,8.
При газонапорном режиме (рис. 11б) источником энергии для
вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее
размер больше, тем дольше снижается давление в ней.
В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс
вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается
гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует
вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть
залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит
прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру
89
газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае
расходование энергии расширения газа газовой шапки будет
нерациональным.
Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме
составляет 0,4...0,6.
При режиме растворенного газа (рис. 11в) основным источником
пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере
понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит
в свободное. Расширяясь, пузырьки газа выталкивают нефть к забоям
скважин.
Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый
низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа
часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать
значительные объемы нефти.
Гравитационный режим (рис. 11г) имеет место в тех случаях, когда
давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в
нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть
стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она
откачивается механизированным способом.
Если в залежи нефти одновременно действуют различные движущие
силы, то такой режим ее работы называется смешанным.
При разработке газовых месторождений гравитационный режим и
режим растворенного газа отсутствуют.
Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия в
большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной
полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из
пласта препятствует достаточно много факторов, в частности силы трения,
силы поверхностного натяжения и капиллярные силы.
90
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]