Всего на сайте:
183 тыс. 477 статей

Главная | Добыча и разработка природных ресурсов

Общая характеристика способов добычи нефти.  Просмотрен 648

Сущ-ет несколько осн-х способов добычи нефти: добыча с использованием естественной энергии пласта и пластовых жидкостей (фонтанный, газлифтный); механизированная или насосная добыча нефти (штанговыми скважинными насосами (ШСН), погружными центробежными электронасосами (ПЦЭН), винтовыми насосами, гидропоршневые насосные установки).

В залежах, обладающих очень большими запасами естественной пластовой энергии, которых достаточно не только для продвижения жидкости по пласту, но также и для подъема ее на поверхность, осуществляется фонтанная эксплуатация скважин (сейчас фонтанирование считается аварийной ситуацией).

В тех же случаях, когда запасы пластовой энергии недостаточны для полного подъема жидкости на поверхность, применяется меха­низированная эксплуатация скважин, т. е. подъем нефти на поверхность осуществляется при помощи тех или иных меха­низмов.

К механизирован­ным способам добычи нефти относится насосная экс­плуатация (ШСН и ПЦЭН). Вместе с тем фонтанный способ эксплуатации при поддержании на месторождении пластового давления (ППД), на которое расходуется большое количество энергии, также можно отнести к механизированному способу добычи нефти.

Газлифтный способ эксплуатации также относится к меха­низированному, так как для работы этих скважин необходимо закачивать сжатый газ, на что расходуется дополнительная энергия.

В настоящее время в добыче нефти наиболее широко используются способы эксплуатации скважин при помощи ШГН и ЭЦН. Соотношения между этими способами добычи нефти в отдельных месторождениях зависят oт геолого-физических условий и стадий разработки нефтеносных залежей (в РТ 30% всех скважин эксплуатируется ЭЦН и их доля постепенно уменьшается, поскольку становится мало скважин с большими дебитами (Q>30 м3/сут), и возрастает обводненность скважин => образование водо-нефтяных эмульсий в ЭЦН). В применении этих двух основных способов добычи нефти имеются свои преимущества и недостатки. ШГН позволяют добывать нефть из малодебитных скважин при меньших затратах энергии по сравнению с ЭЦН. В это же время ЭЦН позволяю извлекать нефть с больших глубин и с более высоким дебитом.

2. Классификация и типизация условий эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть»

Все скв. разделены на 3 основные категории:

1) терригенные отложения верхнего и среднего девона (нефть маловязкая, парафинистая нефть),

2) терригенные и карбонатные отложения нижнего карбона (нефть сернистая),

3) карбонатно-терригенные отложения среднего карбона (нефть высоковязкая, высокосернистая).

 

  Девон Нижий карбон Ср. карбон
Вязкость нефти, мПа∙с 4,5   
Газовый фактор, м3 3,5
Давление насыще-ния, МПа 9,0 4,5 1,5
Плот-ть нефти кг/м3    

 

3. Подготовка скважин к эксплуатации. Конструкция оборудования забоев скважин. Приток жидкости к перфорированной скважине.

Конструкция крепления скважины определяется геологическими и техническими факторами с учетом ее длительной эксплуатации. Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной части.

В любом случае конструкция забоя скважины должна обеспечивать:

- механическую устойчивость призабойной части пласта, доступ к забою скважин спускаемого оборудования, предотвраще­ние обрушения породы;

- эффективную гидродинамическую связь забоя скважины с нефтенасыщенным пластом;

- возможность избирательного вскрытия нефтенасыщенных и изоляцию водо- или газонасыщенных пропластков, если из последних не намечается добыча продукции;

- возможность избирательного воздействия на различные пропластки или на отдельные части (по толщине) монолитного пласта;

- возможность дренирования всей нефтенасыщенной толщины пласта.

Геологические и технологические условия разработки месторождений различны, поэтому существует несколько типовых конструкций забоев скважин.

1. При открытом забое (рис. 1, а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего диаметра, причем ствол скважины против продуктивного пласта оставляется открытым. Такая конструкция возможна при достаточно устойчивых горных породах; при сравнительно однородном пласте, не переслаивающимся глинами, склонными к набуханию и обрушению без газоносных и водоносных прослоев; при наличии до вскрытия пласта достаточно точных данных об отметках кровли и подошвы продуктивного пласта; при относительно малой толщине пласта, оставляемого без крепления, а также в том случае, если при эксплуатации такой скважины не может возникнуть необходимость избирательного воздействия на отдельные пропластки.

 

Рис. 1. Способы вскрытия пласта:

а - открытый забой; б - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском;в - забой с фильтром; г - перфорированный забой

 

Существенным достоинством открытого забоя является его гидродинамическая эффективность.

Скважина с открытым забоем принимается за эталон и ее коэффициент гидродинамического совершенства принимается равным единице. Вместе с тем, невозможность избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них вместе с постоянной угрозой обвалов в призабойной зоне при создании больших депрессий сильно ограничивают возможности использования открытого забоя. Поэтому менее 5 % всего фонда скважин имеют открытый забой.

2. Если забой скважины оборудован фильтром, то возможны два варианта конструкции.

Первый вариант (рис. 1, б): скважина бурится сразу до подошвы пласта, крепится обсадной колонной с заранее насверленными отверстиями в нижней части, приходящимися против продуктивной толщи пласта, затем выше кровли пласта колонна цементируется по способу манжетной заливки. Пространство между перфорированной частью колонны и вскрытой поверхностью пласта остается открытым.

Условия применения такой конструкции по существу одинаковы с условиями для применения открытого забоя. Однако в этом случае более надежно крепление забоя и гарантируется сохранение полного диаметра колонны до самого забоя даже в случаях частичного обрушения пород в призабойной части.

Второй вариант (рис. 1, в): башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. В открытой ча­сти пласта находится фильтр с мелкими круглыми или щелевидными отверстиями. Кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется специальным сальником или пакером. Основное назначение фильтров - предотвращение поступления песка в скважину. Одно время широкое применение нашли фильтры с продольными щелевыми отверстиями длиной 50 - 80 мм и шириной 0,8 - 1,5 мм. Кроме того, применялись так называемые кольцевые фильтры, в которых щели создавались между торцами металлических колец, одеваемых на перфорированную трубу. Между торцами колец в нескольких точках по периметру устанавливались прокладки из калиброванной металлической ленты, определявшие ширину кольцевых щелей. В ряде случаев использовались гравийные фильтры, представляющие собой две перфорированные мелкими отверстиями концентрично расположенные трубы. В кольцевое пространство между трубами утрамбовывался отсортированный гравий диаметром 4 - 6 мм, который и являлся основным фильтрующим элементом, задерживающим пластовый песок. Известны также металлокерамические фильтры, изготов­ляемые путем спекания под давлением керамической дроби. Кольца из такого материала одеваются на перфорированную трубу и на ней закрепляются. Металлокерамические фильтры обладают малым гидравлическим сопротивлением и задерживают самые мелкие фракции песка. Кроме того, известны другие конструкции фильтров, которые не нашли распространения.

Конструкция забоя с фильтром применяется редко и только как средство борьбы с образованием песчаных пробок в скважинах, вскрывающих несцементированные нефтенасыщенные песчаные пласты, склонные к пескопроявлению.

3. Скважины с перфорированным забоем (рис. 1, г) нашли самое широкое распространение (более 90% фонда). В этом случае пробуривается ствол скважины до проектной отметки. Перед спуском обсадной колонны ствол скважины и особенно его нижняя часть, проходящая через продуктивные пласты, исследуется геофизическими средствами. Результаты таких исследований позволяют четко установить нефте-, водо- и газо­насыщенные интервалы и наметить объекты эксплуатации. После этого в скважину опускается обсадная колонна, которая цементируется от забоя до нужной отметки, а затем перфорируется в намеченных интервалах.

Скважина с перфорированным забоем имеет следующие преимущества:

-упрощение технологии проводки скважины и выполнения комплексных геофизических исследований геологического разреза.

-надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией.

-возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов.

-возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная закачка или отбор и др.).

-устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации. Перфорированный забой при вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования песчаных пробок на забое. Поэтому при вскрытии рыхлых коллекторов для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. Однако в этом случае фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.

Кроме того, перфорированный забой вызывает сгущение линий тока у перфорационных отверстий, что приводит к увеличению фильтрационного сопротивления по сравнению с открытым забоем.

Приток жидкости к перфорированной скважине

При фильтрации жидкости, подчиняющейся линейному закону, приток жидкости к скважине можно выразить следующим образом:

, (1)

Приток жидкости к перфорированной скважине будет отличаться тем, что вследствие сгущения линий тока у перфорационных отверстий возникнет дополнительное фильтрационное сопротивление:

, (2)

.

Коэффициент учитывающий несовершенство скважины зависит от:

-n - плотность перфирационных отверстий

-d - диаметра перф. отв.

- L - глубины проникновения каналов

Несовершенные скважины бывают трех видов: скважина с открытым забоем, частично вскрывающая пласт на величину b (рис. 1, а) - несовершенная скважина по степени вскрытия - δ = b/h; скважина с перфорированным забоем и вскрывающая пласт на полную толщину (рис. 1, б) - несовершенная скважина по характеру вскрытия; скважина, перфорированная не на всю толщину пласта и вскрывающая его частично (рис. 1, в) - несовершенная по степени и характеру вскрытия (двойной вид несовершенства).

Рис. 1. Виды несовершенных скважин:

а - скважина, несовершенная по степени вскрытия; б - скважина, несовершенная по характеру вскрытия; в - скважина с двойным видом несовершенства по степени и характеру вскрытия

Для скважины с двойным несовершенством величина С может быть найдена следующим образом. Представим приток в скважину с двойным несовершенством состоящим из двух последовательных притоков (рис. 2):- притока в фиктивную несовершенную по степени вскрытия скважину увеличенного радиуса R и притока в несовершенную по характеру вскрытия скважину с действительным радиусом rс и плотностью перфорации n.

 

 

Рис. 2. Схема фильтрации жидкости к скважине с двойным видом несовершенства

При этом движении поток жидкости на своем пути от контура питания Рк до стенки скважины rс будет последовательно преодолевать несколько фильтрационных сопротивлений:

R1 - фильтрационное сопротивление от Рк до стенки фиктивной скважины R,

R2 - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством скважины по степени вскрытия и равное - (μ/2πkh)*С1, где С1 - коэффициент, учитывающий несовершенство по степени вскрытия фиктивной скважины радиусом R,

R3 - фильтрационное сопротивление от R до стенки скважины rс;

R4 - дополнительное фильтрационное сопротивление, вызванное несовершенством по характеру вскрытия при толщине пласта также b = δ٠h и учитываемое коэффициентом C2.

С1 и С2 могут быть определены по графику Щурова или для скважины с двойным видом несовершенства по формуле:

(3)

 

Величина R принимается равной 5rс из условия выравнивания струек тока и перехода их в достаточно правильный плоско-радиальный поток. При этом условии

. (4)

 

Для расчетов притока жидкости к системе взаимодействующих гидродинамически несовершенных, т. е. перфорированных, скважин важное значение имеет понятие приведенного радиуса rпр. Приведенным радиусом называется радиус такой фиктивной совершенной скважины, дебит которой, при прочих равных условиях, равен дебиту реальной гидродинамически несовершенной скважины.

 

(5)

Подставляя вместо rс значение rпр, мы как бы заменяем одну скважину или систему реальных перфорированных скважин их гидродинамическими эквивалентами - совершенными скважинами с фиктивными приведенными радиусами rпр.

Предыдущая статья:Энергетический обмен Следующая статья:Техника и технология перфорации скважин
page speed (0.0126 sec, direct)