Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 [ 2 ] 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

заменить другими путем изменения темпов отбора и суммарного отбора жидкости, ввода дополнительной энергии в залежь и т. д. Например, поступление воды отстает от отбора жидкости, что сопровождается дальнейшим снижением давления в залежи. При вводе дополнительной энергии создаваемые режимы работы залежи называют искусственными (водо- и газонапорный).

На основании изучения опыта разработки залежей страны М. М. Иванова установила, что естественный водонапорный или активный упруговодонапорный режим характерен для многих залежей в Куйбышевской, Саратовской и Волгоградской областях, Чечено-Ингушетии, Ставропольском крае, Восточной Украине, Туркмении. Преимущественно водонапорный режим свойствен и некоторым залежам Азербайджана, Эмбинского района, Узбекистана, Таджикистана. Искусственный водонапорный режим в разных масштабах применяют практически во всех нефтегазодобывающих районах страны в основном в начале разработки залежей, а после отбора значительной части запасов- главным образом на месторождениях южных районов СССР (Азербайджан, Средняя Азия, Северный Кавказ). В Татарии, Башкирии, Пермской и Оренбургской областях, Западной Сибири, Коми АССР, Сахалинской области. Западном Казахстане, Белоруссии залежей, разрабатываемых при естественном водонапорном режиме, почти нет. При малоэффективных естественных режимах (газонапорном, растворенного газа, гравитационном) в настоящее время разрабатываются некоторые залежи в южных районах страны, в Башкирии (в Предуральском прогибе), на Сахалине, в Коми АССР. Для этих залежей искусственный водонапорный режим не мог быть применен в связи с весьма малой проницаемостью коллекторов или высокой вязкостью нефти.

§ 1.3. НЕФТЕОТДАЧА ПЛАСТОВ

Один из показателей эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки - нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Ее характеризуют коэффициентом нефтеотдачи (вводится термин коэффициента нефтеизвлечения)., причем различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи.

Под текущим коэффициентом нефтеотдачи (текущей нефтеотдачей) понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к балансовым (геологическим) ее запасам. Текущая нефтеотдача возрастает во времени по мере извлечения из пласта нефти. Конечный коэффициент нефтеотдачи- это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к балансовым запа-

сам. Проектный коэффициент нефтеотдачи отличается от конечного (фактического) тем, что он обосновывается и планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

На основании экспериментальных и статистических промысловых данных считают, что конечные коэффициенты нефтеотдачи в зависимости от режимов работы залежей могут принимать такие значения:

водонапорный режим............... 0,5-0,8

газоиапориый режим ............... 0,1-0,4

режим растворенного газа .....,........ 0,05-0,3

гравитационный режим ............. 0,1-0,2

Так как напорные режимы характеризуются высокими конечными коэффициентами нефтеотдачи, а также высокими темпами отбора нефти, то часто с самого начала разработки целесообразно . изменить естественный режим и принудительно создать Б залежи водонапорный или менее эффективный газонапорный режим. Упругий режим всегда переходит в другой режим. Цри вытеснении газированной нефти водой нефтеотдача может повышаться за счет того, что часть нефти замещается неподвижным газом.

При напорных режимах, учитывая физическую сторону процесса вытеснения нефти и реальное движение жидкости к системе скважин, коэффициент нефтеотдачи (нефтеизвлечения) т) представляют (по предложению А. П. Крылова) как произведение коэффициентов вытеснения нефти из пласта Ца и охвата пласта разработкой tjo:

т1 = т1вТ1о- (1-8)

Под коэффициентом вытеснения т)в понимают отношение объ- ема нефти, вытесненной из области пласта, занятой рабочим агентом (водой, газом), к начальному содержанию нефти в этой же области. Как известно из физики пласта, коэффициент вы теснения зависит в основном от кратности промывки (отношения объема прокачанного рабочего агента к объему пор), отношения вязкости нефти к вязкости рабочего агента, коэффициента проницаемости, распределения размера пор и характера смачиваемости пород пласта. В гидрофильных высокопроницае-мых пористых средах при малой вязкости нефти, по данным М. Л. Сургучева, коэффициент вытеснения нефти водой может достигать 0,8-0,9. В слабопрОницаемых частично гидрофобных средах при повышенной вязкости нефти он составляет 0,5-0,65, а в гидрофобных пластах - не более 0,25-0,4. Вместе с тем, при смешивающемся вытеснении нефти газом высокого давления, углекислым газом и мицеллярным раствором, т. е. при устранении существенного влияния капиллярных сил, коэффициент вытеснения достигает 0,95-0,98,

Под коэффициентом охвата т)о понимается отношение объема породы, охваченной вытеснением, ко всему объему нефте-содержащей породы. Он характеризует потери нефти по толщине и площади пласта в зонах стягивающих рядов добывающих скважин, разрезающих рядов нагнетательных скважин, в неохваченных дренированием и заводнением зонах в слабопроницаемых включениях, слоях, линзах, пропластках и застойных зонах, которые контактируют непосредственно с обводненными слоями и зонами или отделены от них непроницаемыми линзами и слоями. В сильно расчлененных пластах остаточная нефтенасыщенность, которая может достигать 20-80 %, существенно зависит от размещения скважин, условий вскрытия пластов в них, воздействия на обособленные линзы и про-пластки, соотношения вязкостей нефти и воды и др.

В целом нефтеотдача зависит от многих факторов, пути управления которыми в настоящее время известны или изучаются, ибо большая доля запасов нефти все же остается в пласте. Увеличение коэффициента нефтеотдачи - актуальная и важная народнохозяйственная задача, на решение которой направлены усилия нефтяников.

§ 1.4. СТРУКТУРНАЯ СХЕМА ПРОИЗВОДСТВЕННОГО ПРОЦЕССА РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

В настоящее время в СССР около 90 % ежегодно добываемой нефти извлекают из месторождений, где нефть вытесняется водой. Поэтому в качестве основной рассмотрим структурную схему производственного процесса разработки и эксплуатации месторождений с заводнением (рис. I.I).

Природный источник сырья (нефти, газа) - нефтяная залежь (НЗ). Доступ в залежь обеспечивается посредством множества скважин. По назначению выделяют такие скважины: I) добывающие, (ДС), имеющие фонтанное, насосное или газ-лифтное оборудование и предназначенные для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды; 2) нагнетательные (НС), имеющие оборудование для централизованного или индивидуального обслуживания и предназначенные для нагнетания в пласт воды, пара, газа или различных растворов; 3) специальные для выполнения особых работ и исследований.

В настоящее время используют три основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и насосный.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимаются по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Поэтому фонтанный способ наиболее экономичный и обычно как естественный способ характерен для вновь открытых, энергетически

не истощенных месторождений. При поддержании пластового давления путем закачки воды или газа в залежь в отдельных случаях удается существенно продлить период фонтанирования скважин.

Если скважины не могут фон-1 танировать, то их переводят на

механизированные способы до-

бычи нефти; aзлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии.

При газлифтном способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью jcoMHpeccopOB) сжатый газ (углеводородный газ или крайне редко воздух), т. е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью, спускаемых в сважину насосов-штанговых " скважинных насосов Рис. 1.1. Структурная схема про-(ШСН) и погружных центро- изводственного процесса разра-бежных электронасосов (ЭЦН) " эксплуатации нефтяной

На промыслах испытываются заводнением

также другие способы эксплуатации скважин с использованием электровинтовых, электроди-афрагменных, гидроцоршневых насосов и т. д.

Добываемую нефть - нефть, извлекаемую из нефтяной залежи и содержащую в различных соотношениях нефтяной газ, попутную воду, соли и механические примеси (ОСТ 39.037- 76) - собирают из каждой добывающейАкважины по системе промысловых нефтетрубопроводов. ИзДобывающих скважин добываемая нефть по промысловым нефтетрубопроводам (ПНТП) поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсепарированный газ подается под собственным давлением через дожимную компрессорную станцию (ДКС) дальним потребителям - газотранспортному предприятию (ГТП) или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), либо на собственные нужды нефтегазодобывающего Предприятия, Обычно после замерных установок газ сме-

шивают с жидкостью и подают дальше на установку комплексной подготовки нефти (УКПН).

При значительной площади месторождения используют блочные дожимные насосные станции (БДНС) для перекачки добываемой нефти. На этих станциях при большой обводненности продукции осуществляют предварительное отделение (сброс) попутной воды, которую по отдельному трубопроводу подают сразу на установку комплексной подготовки воды (УКПВ).

В установках комплексной подготовки нефти от нефти отделяют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиций, т. е. осуществляют глубокое обезвоживание продукции, удаление солей (обессоливание) и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении, меньшем атмосферного).

Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НТП) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). В соответствии с ГОСТ «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия» выделяют три группы нефти по степени подготовки и предусматривают соответствующие товарные кондиции (табл. 1.2).

Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГПЗ, где осуществляется его подготовка перед подачей потребителям. На ГПЗ из него выделяют тяжелые углеводородные фракции (процесс отбензинивания), очищают от механических и вредных примесей (углекислого газа, сероводорода, азота и др.) и осушают.

Отделенную от нефти воду подают на УКПВ и вместе с водами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блоч-

ных кустовых насосных станций (БКНС) закачивают по системе промысловых водотрубопроводов (ПВТП) в нагнетательные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти.

В зависимости от конкретных условий месторождения отдельные элементы рассмотренной структурной схемы могут отсутствовать или изменяться. Например, при естественном водонапорном режиме попутную воду очищают и закачивают в глубинные пласты для захоронения с целью охраны окружающей среды. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные вещества (полимеры, поверхностно-активные вещества и т. п.). С этой целью в схему дополнительно вводят дозаторные и другие установки. При создании искусственного газонапорного режима вместо воды в залежь закачивают газ. Процесс аналогичный, только дополнительно в схему включают установки подготовки и закачки газа.

На различных стадиях организации и осуществления основного производственного процесса добычи нефти применяются разнообразные технологические процессы. Классификация их может быь разной. В основном принята такая разбивка:

освоение скважины (компоновка низа и перфорация колонны; вызов притока флюидов из нефтяного пласта; восстановление и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта);

исследование и установление оптимального режима работы скважин;

. подземный ремонт скважин;

ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефтепромыслового оборудования;

воздействие на залежь [поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи продуктивных пластов).

.В целом весь процесс добычи можно разделить на три части: разработка нефтяного месторождения (осуществление движения флюидов по пласту и управление ими), включающая закачку воды (газа) в залежь;

подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверхность (технология и техника эксплуатации скважин);

сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и попутной воды. В такой же последовательности они будут и рассмотрены.

§ 1.5. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ

Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных месторождений определяют: порядок ввода эксплуатационных объектов многопластового месторождения в разработку: сетки размещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их