происхождения нефти и газа
.pdfvk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
34.Бурение скважин на море
Внастоящее время на долю нефти, добытой из морских месторождений,
приходится около 30% всей мировой продукции, а газа — еще больше.
Самое простое решение—на мелководье забивают сваи, на них устанавливают платформу, а на ней уже размещают буровую вышку и необходимое оборудование. Другой способ —«продлить» берег, засыпав мелководье фунтом
Различают самоподъемные буровые платформы, полупогружные буровые платформы и буровые платформы гравитационного типа.
Самоподъемная буровая платформа представляет собой плавучий понтон 1 с вырезом, над которым расположена буровая вышка.
Полупогружные буровые платформы применяют при глубинах 300...600 м, где неприменимы самоподъемные платформы. Они не опираются на морское дно, а плавают над местом бурения на огромных понтонах.
Более устойчивыми являются буровые платформы гравитационного типа. Они снабжены мощным бетонным основанием, опирающимся на морское дно. В этом основании размещаются не только направляющие колонны для бурения, но также ячейкирезервуары для хранения добытой нефти и дизельного топлива. Все типы буровых платформ должны выдерживать напор волн высотой до 30 м.
35. Пластовая энергия и силы, действующие в залежи
До начала вскрытия нефтяной или газовой залежи скважинами нефть и газ располагаются в соответствии со своими плотностями (вверху - газ, под ним - нефть и под нефтью - вода).
При вскрытии залежи на забое скважин создается давление меньшее, чем в пласте, в результате чего равновесие в залежи нарушается и жидкость и газ начинают перемещаться к забою скважин.
Пластовая энергия в этом случае расходуется на перемещение и на преодоление сопротивлений, возникающих при движении жидкостей и газа в пористой среде, в результате часто при этом пластовое давление снижается. В горной породе нефть и газ находятся под действием сил, которые влияют на движение нефти, газа и воды при их добыче, а также на характер и интенсивность этого движения.
Силы сопротивления при движении нефти через песчаные коллекторы тем больше, чем меньше диаметр зерен и меньше сечение каналов в породе пласта. Силы сопротивления вследствие межфазного трения возникают при относительном движении компонентов, вызванном разностью их вязкости.
36. Режим работы нефтяных и газовых залежей
Движение жидкости по пласту к забоям скважин происходит за счет пластовой энергии. Жидкость (нефть, вода) в залежи под действием пластового давления находится в сжатом состоянии. При разработке нефтяных месторождений пластовое давление снижается. Темп снижения пластового давления зависит от количества отбираемой жидкости из пласта и от состояния методов восполнения пластового давления. Это искусственные факторы. Но запас пластовой энергии, величина начального пластового
давления и темп его снижения зависят и от природных факторов - энергии расширения
б. Бурение нефтяных и газовых скважин 11
газов газовой шапки, запаса упругой энергии в системе пласта, энергии расширения растворенного в нефти газа, наличия источника питания нефтяной залежи пластовой законтурной водой; гравитационного фактора, который может способствовать нефтеизвлечению, особенно в залежах с большими углами падения.
Совокупность всех естественных и искусственных факторов, определяющих процессы, проявляющиеся в пористом пласте при его разработке, называют режимом пласта.
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
37. Жестководонапорный режим
Движение нефти в пласте происходи под действием наступающей краевой воды. В идеальном случае залежь по полняется водой из поверхностных источников в количестве равному количеству отбираемой нефти . Источником воды служат атмосферные осадки , водоёмы и ледниковые воды. Если количество поступающей в пласт воды будет равно количеству отбираемой нефти , то давление в пласте будет оставаться постоянным.
Коэффициент извлечения нефти - отношение извлечённой из залежи кол-ву нефти к начальным запасам нефти. КИН = Q извл / Q нач.
Для залежей с водонапорным режимом коэффициент извлечения нефти может достигать 0,5 до 0,8.
38.Упруговодонапорный режим
Режим работы нефт. пласта при котором основной движущей силой яв-ся упругая расширение породы и жидкости заключённых в них
Объём воды при сниженном давлении на мПа увеличивается на величину от 1/200
до 1/2000.
В залежах с упругим режимом активного продвижения законтуриных вод не происходит. Вода не занимает полностью освобождается от нефти место. Пластовое давление быстро падает и как правило режим работы переходи в газовый. В таких залежах. В таких залежах применяют искусственную закачку воды в пласт.
39. Газонапорный режим
Преобладающим видом энергии яв-ся энергия сжатого газа заключенного в газовой шапке.
При отборе нефти из залежи пластового давления падает, газовая шапка расширяется и вытесняет нефть из нижней части залежи.
Объём газ, заключенного в газовой шапке гораздо меньше объема водонапорной систем, поэтому запас энергии всегда ограничен.
Для увеличения коэффициента нефтеотдачи для залежей с газонапорным режимом применятют закачку газа в повышенные области залежи.
40. Режим растворённого газа
Характерен для залежей с пологим падением пластов при отсутствии свободного газа и без напора краевых вод. Основной движущей силой при режиме растворенного газа является газ, растворенный в нефти или рассеянный в идее мельчайших пузырьков пласта вместе с нефтью.
При Снижении давления газ начинает выделяться из нефти отдельные пузырьки расширяются в объёме и вытесняют нефть из из парового пространства в зону с
пониженнымб. Бурениедавлениемнефтяных и. газовыхТакойскважинпроцесс вытеснения малоэффективен: 12 1.Кол-во газа растворённого в нефти ограничено
2.Газ за счёт малой вязкости обгоняет нефть и и проскальзывает к забою скважины Для восстановления пластовой энергии необходимо применять методы искусственного поддержания пластового давления
41. Гравитационный режим
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
Коллекторы залегают под некоторым углом горизонта. Под действием силы тяжести нефть стремится вниз. Чем больше угол наклона плата, тем больше энергии силы тяжести обладает заключённая в пласте нефть.
Энергия силы тяжести имеет практическое значение на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. Нефтяная залежь редко разрабатывается на одном режиме в течении всего периода эксплуатации. В некоторых месторождениях различные участки могут эксплуатироваться на различных режимах
43. Системы разработки нефтяных месторождений
Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа, конденсата и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.
Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основных мероприятий, как:
а)Выбор основных (базисных) и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в
разработку.
б) Главным показателем, влияющим на конечное нефтеизвлечения и объемы капитальных вложений при вводе месторождений в разработку, является выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, соответственно, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки.
в) Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. При этом планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период.
44.Искусственные методы воздействия на пласты.
Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты. Их можно разделить на три группы:
1.Методы поддержания пластового давления (Заводнение, закачка газа и газовую шапку пласта )
2.Методы повышающие проницаемость плата (соляно-кислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др
45 .Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов
Помимо сокращения сроков разработки, необходимо так же добиваться наиболее полного извлечения из недр нефти и газа. Это достигается применением методов повышения нефти – и газоотдачи. Для повышения нефтеотдачи пласта существуют
следующие методы: 13
б. Бурение нефтяных и газовых скважин
-закачка в пласт воды, обработанной ПАВ -вытеснением нефти растворами полимеров -закачка в пласт углекислоты - нанесением в пласт теплоносителя -внутрипластовое давление
-вытеснение нефти из пласта растворителями
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
46. Основы подъёма газожидкостной смеси из скважин
Для подъёма газожидкостной смеси из глубоких обводнённых скважин нефтегазоконденсатных (газовых) месторождений в условиях высокого содержания в продукции жидкой фазы, дефицита энергии пласта и рабочего агента (газа) была разработана и запатентована "Установка газлифтная циклической эксплуатации скважин газожидкостным эжектором".
Подъем жидкости из скважин нефтяных месторождений практически всегда сопровождается выделением газа. Поэтому для понимания процессов подъема жидкости из скважин, умения проектировать установки для подъема и выбирать необходимое оборудование, надо знать законы движения газожидкостных смесей (ГЖС) в трубах
47. Фонтанная эксплуатация скважин
Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насоснокомпрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.
Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения.
Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.
Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.
48. Газлифтная эксплуатация скважин
Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.
В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-тех- нических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяютб. Бурениетот изнефтяныхдвух способови газовых скважин, который имеет лучшие показатели (например14 , меньший расход нагнетаемого газа).
49. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами
Наиболее распространенным способом добычи нефти в нашей стране является эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами с приводом от станков-качалок
vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943
(СКН). Около 70% действующего фонда нефтяных скважин в нашей стране эксплуатируются глубинными насосами, которыми добывается более 30% от общего объема добычи нефти. Этому способствует простота оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обустройство скважин, что позволяет с высокими экономическими показателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.
Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и малодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну штанг. Поэтому такие насосы называются
глубинными штанговыми насосами.
50. Эксплуатация скважин погружными центробежными насосами.
Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами нашла широкое применение в нашей стране и до настоящего времени является одним из наиболее распространенных способов добычи нефти.
Электроцентробежные погружённые насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:
1.Простота наземного оборудования;
2.Возможность отбора жидкости из скважин до 1000 м /с;
3.Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;
4.Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;
5.Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;
6.Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб;
7.Повышение культуры производства.
Все это способствовало тому, что в последующие годы ЭЦН нашли широкое применение, особенно для эксплуатации обводненных, высокодебитных наклонных и глубоких скважин.
б. Бурение нефтяных и газовых скважин |
15 |