Разработка нефтяных и газовых месторождений
Разработка нефтяных и газовых месторождений Разработка нефтяного или газового месторождения требует выполнения целого ряда технологически нормированных процедур, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин. Технологии предусматривают • определенный порядок размещения скважин на площади, • очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление • поддержание определенного режима их работы. Технологии зависят от типа залежи и сил действующих в продуктивном пласте
Силы, создающие давление в продуктивном пласте Всякая нефтяная и газовая залежь имеет запас естественной потенциальной энергии, которая определяется величиной пластового давления и общим объёмом ловушки, включая нефтяную, газовую и водную составляющую. Потенциальная энергия в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется на вытеснение нефти и газа из пласта.
Пластовая энергия • • Пластовая энергия – это совокупность механической и тепловой энергии флюида (нефть, газ, вода в горных породах) и горной породы, которые могут быть использованы при отборе нефти и газа. На свойства вмещающих горных пород оказывают влияние следующие факторы: температура горных пород (повышается с глубиной) горное давление (вертикальная составляющая и боковое давление) пластовое давление – внутреннее давление жидкости и газа (проявляется при вскрытии нефтеносных горизонтов) гидростатическое давление – давление столба жидкости на некоторой глубине
Условия притока жидкости и газа в скважины До вскрытия пласта скважинами жидкость и газ находятся в статическом равновесии и располагаются по вертикали соответственно своим плотностям. После начала эксплуатации равновесие в пласте нарушается: жидкости и газ перемещаются к зонам пониженного давления, ближе к забоям скважин. Это движение происходит вследствие перепада пластового (начального) давления (Рпл) и давления у забоев скважин (Рпл - Рзаб). Накопленная пластовая энергия расходуется на перемещение жидкости и газа по пласту и подъем их в скважинах, а также на преодоление сопротивлений, возникающих при этом перемещении.
Условия притока жидкости и газа в скважины Депрессией скважины называют разность давлений (Рпл -Рзаб). Чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины. Коэффициент продуктивности скважин - количество нефти и газа, которое может быть добыто из скважины при создании перепада давления на ее забое 0, 1 МПа. .
Режимы нефтяного пласта 1. 2. 3. 4. В зависимости от видов энергии, используемых при отборе флюидов из пласта, различают следующие режимы эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа гравитационный
Режимы нефтяного пласта
Потенциальная энергия создается: 1) напором краевых (контурных) вод (Кн = 0, 5 - 0, 8); 2) напором газовой шапки; (Кн = 0, 4 - 0, 6) 3) энергией растворенного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления; (Кн = 0, 15 - 0, 3) 4) энергией, которые имеют сжатый газ, нефть, вода и вмещающая их порода; (Кн = 0, 8) 5) силой тяжести, действующей на жидкость (Кн = 0, 1 0, 2); где Кн – это коэффициент нефтеотдачи пласта (отношение извлекаемого количества нефти в к начальным геологическим запасам нефти или газа) При разработке газовых месторождений энергия пунктов 3 и 5 отсутствует!
Режимы нефтяного пласта Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней воды. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет краевых и подошвенных вод, количество которых пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. Упругий водонапорный режим эксплуатации основан на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.
Режимы нефтяного пласта Газонапорный режим связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа (расширения газовой шапки) Режим растворенного газа характерен для нефтяных месторождений, у которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, способствующей перемещению нефти в пласте к забою скважины, в этом случае является растворенный газ. Гравитационный режим эксплуатации нефтяных скважин наступает обычно при полном истощении пластовой энергии. При гравитационном режиме пласта единственной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта является сила тяжести нефти в пласте. Перемещение нефти происходит только в наклонных (падающих) пластах к скважинам, расположенным в их нижних точках. Это наименее эффективный из всех режимов эксплуатации скважин. В изолированном виде каждый из режимов эксплуатации практически не встречается
Разработка нефтяных месторождений Разработка месторождений полезных ископаемых - это регламентированный набор организационно-технических действий по добыче полезных ископаемых из недр. Способы организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам определяют набором организационнотехнических действий
Разработка нефтяных месторождений Способ разработки нефтяных месторождений определяет: • порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку; • сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их в работу; • методы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Способы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений) различны.
Разработка нефтяных месторождений Объект разработки - один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геологотехническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин. При выделении объектов следует учитывать: 1. геолого-физические свойства пород-коллекторов; 2. физико-химические свойства нефти, воды и газа; 3. фазовое состояние углеводородов и режим пластов; 4. технику и технологию эксплуатации скважин. Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.
Разработка нефтяных месторождений. Сетка размещения скважин Сетка скважин - характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами). Сетки по форме они могут быть квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15, 5%, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами. Под плотностью сетки скважин понимают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин.
Разработка нефтяных месторождений. Сетка размещения скважин Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50 -х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30 -60) • 104 м 2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20 • 104 м 2/скв. при расстоянии между скважинами в рядах 400 м. На Ромашкинском - 60 • 104 м 2/скв. при расстоянии - 1000 м • 600 м, На Самотлорском - 64 • 104 м 2/скв.
Стадии разработки месторождений Стадия это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико экономических показателей.
Стадии разработки месторождений Под технологическими и техникоэкономическими показателями процесса разработки залежи понимают 1. текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, 2. текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), 3. обводненность добываемой жидкости, 4. текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), 5. текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях),
Стадии разработки месторождений 6. число скважин (добывающих, нагнетательных) 7. пластовое и забойное давления, 8. текущий газовый фактор, 9. средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин 10. себестоимость продукции, 11. производительность труда, 12. капитальные вложения, 13. эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.
Стадии разработки месторождений По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме 1 стадия обычно длится 4 -5 лет 2 стадия – 1 -2 года для вязких нефтей, и 3 -7 лет –для маловязких 3 стадия - 3 -10 лет и более 4 стадия – 15 -20 лет и более (обычно равна по длительности трём первым стадиям в сумме)
Стадии разработки месторождений Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки: 1 освоение эксплуатационного объекта; 2 - поддержание высокого уровня добычи нефти; 3 значительное снижение добычи нефти; 4 завершающая
Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении Естественная пластовая энергия не обеспечивает достаточной полноты отбора нефти и газа из залежи и высоких темпов. Факторы препятствующие этому: силы трения силы поверхностного натяжения капиллярные силы недостаток пластового давления
Искусственные методы поддержания пластового давления Для повышения эффективности естественных режимов работы залежи применяют различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону.
Искусственные методы поддержания пластового давления Три группы методов поддержания пластового давления : 1) методы поддержания пластового давления путем заводнение или закачки газа в газовую шапку пласта; 2) методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидроразрыв пласта и др. ); 3) методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов.
Искусственные методы поддержания пластового давления Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают 1. законтурное, 2. внутриконтурное 3. площадное заводнение нефтяных пластов.
Искусственные методы поддержания пластового давления На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение - разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1, 6 -2 м 3 воды. При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, которые размещают за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды
Искусственные методы поддержания пластового давления Для повышения эффективности нефтеотдачи разрабатываются более совершенные методы. К ним относят: щелочное заводнение, полимерное заводнение, использование пен и эмульсий, вытеснение нефти горячей водой и паром. Вытеснение нефти двуокисью углерода, растворителями и газами высокого давления, продуктами внутрипластового горения нефти, цикличное заводнение, изменение направления фильтрационных потоков жидкостей в пласте, нагнетание воды при высоких давлениях, сформированный отбор жидкостей, микробиологическое воздействие на нефтяной пласт
Искусственные методы поддержания пластового давления
Эксплуатация скважин Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wn, , так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи. Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается заданное технологией давление.
Эксплуатация скважин На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс: W 1 + W 2 + W 3 = Wп + Wи , где W 1 - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; W 2 - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; W 3 - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины.
Эксплуатация скважин Если Wи= 0, то эксплуатация называется фонтанной; Если Wи не равно 0, то эксплуатация называется механизированной добычей нефти
Эксплуатация скважин Если передача энергии Wи осуществляется сжатым газом либо воздухом, то способ эксплуатации называется газлифтный Если передача энергии Wи осуществляется, насосами, то способ эксплуатации называется насосный.
Эксплуатация скважин. Фонтанный способ В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150 300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было непродолжительным. После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине. Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны
Эксплуатация скважин. Фонтанный способ При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Часто скважины, которые вначале фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм, затем переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.
Технологические приёмы ликвидации отложений парафина в подъемных трубах Для ликвидации отложений парафина применяют следующие способы: 1. Механический - парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность. 2. Тепловой - скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами). 3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями). 4. Химический - парафин удаляется с помощью органических растворителей.
Неполадки в работе фонтанных скважин нарушение режимов • • Парафино- и гидратообразование в трубах Образование песчаных пробок на забоях Разъедание штуцера Забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии. • Появление воды в скважине.
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации — газлифтным (компрессорный).
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др. ). Газлифт характеризуется высокой техникоэкономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин
Сущность газлифта - газирование жидкости.
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне.
КОМПЛЕКС ТЕХНИЧЕСКИХ СРЕДСТВ АВТОМАТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ И РЕГУЛИРОВАНИЯ РАСХОДОМ ГАЗА ДЛЯ ГАЗЛИФТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ КОМПЛЕКС АСУР «ГАЗЛИФТ» СИАНТ 10. 20. 00
Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин Преимущества газлифтной технологии добычи нефти: 1) простота оборудования и обслуживания; 2) продолжительный межремотный период; 3) высокий коэффициент эксплуатации; 4) широкий диапазон дебита по жидкости. Недостатки: 1)крупные начальные капитальные вложения на строительство компрессорных станций и системы газораспределения; 2) большой удельный расход энергии, из за этого низкий КПД установок.
Насосная эксплуатация скважин Существует несколько технологий данного способа, которые зависят от вида насосов. 1. установки штанговых глубинных насосов (УШГН) распространены на месторождениях Татарстана, Башкортостана, Верхней Волги, которые находятся на поздней стадии проработки и отличаются высоким удельным весом малодебетных скважин и высоковяз кой нефтью; 2. установки электроцентробежных насосов (УЭЦН), как правило, применяются на высокодебитных скважинах, обеспечивая наибольший КПД среди всех механизированных способов добычи нефти.
Насосная эксплуатация скважин Другие виды насосного оборудования эксплуатируются в основном на геологически сложных объектах: 3. установки электровинтовых насосов (УЭВН) — на искривленных скважинах, для добычи высоковязкой нефти и нефти с содержанием газа; 4. установки электродиафрагменных насосов (УЭДН) — на скважинах с высоким содержанием механических примесей; 5. установки гидропоршневых насосов (УГПН) — на наклонных, высокодебетных, глубоких скважинах; струйные насосы — для высоковязкой нефти с высоким содержанием механических примесей, для наклонно направленных скважин.
Соотношение технологий добычи нефти
Схема установки штангового скважинного насоса Штанговая глубинная насосная установка состоит из • скважинного насоса 2 , • насосных штанг 4 , • насосно компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, • тройника 5 , сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, • станка качалки 9, • фундамента 10 • На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. Производительность при постоянной откачке до 300 м 3/сут.
Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами Электроцентробежная насосная установка - комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем.
ЭЦН для нефтяных скважин включает: · центробежный насос с 50 -600 ступенями; · асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом; · протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды; · кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления.
Подземный ремонт скважин Совокупность работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом. Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год. · Два вида ремонта: текущий · капитальный
Текущий ремонт скважин К текущему ремонту скважин (ТРС) относят: · смену насоса, · ликвидацию обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб, · смену насосно-компрессорных труб или штанг, · изменение глубины погружения подъемных труб, · очистку и смену песочного якоря, · очистку скважин от песчаных пробок, · удаление со стенок труб парафина, солей и др.
Капитальный ремонт скважин К капитальному ремонту скважин (ТРС) относят: • ликвидацию аварий с подземным оборудованием, • исправление поврежденных эксплуатационных колонн • изоляцию притоков вод в скважину, • переход на другой эксплуатационный горизонт, • обработку призабойных зон пластов
Технологии сбора и подготовки нефти и газа Продукция нефтяных и газовых скважин – это смесь нефти, попутного газа (50— 100 м 3/т), воды (200— 300 кг/т), минеральных солей (до 10— 15 кг/т), воды, механических смесей (горные породы, затвердевший цемент) Эта смесь должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции: 1. товарной нефти 2. нефтяного газа 3. пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.
Технологии сбора и подготовки нефти и газа Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс 1. трубопроводов, 2. блочного автоматизированного оборудования 3. аппаратов, технологически связанных между собой. Она должна обеспечить: • Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки • Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды • Надежность работы каждого звена и системы в целом • Высокие технико-экономические показатели работы
Технологии сбора и подготовки нефти и газа На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные и двухтрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС или на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0, 6 0, 8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяют на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
Технологии сбора и подготовки нефти и газа Обезвоженную и обессоленную нефть подают в герметизированные резервуары, а затем насосами — на автоматизированную установку, предназначенную для оценки качества и количества нефти. С автоматизированной установки, если качество нефти соответствует стандартам, её подают в товарные резервуары, из которых насосами направляют в магистральный нефтепровод, транспортирующий нефть к нефтеперерабатывающим заводам.
Скачать презентацию Разработка нефтяных и газовых месторождений Разработка нефтяных
Lektsia_4_NGK.ppt