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

ляется как самая высокая скорость отбора, которая может поддерживаться в течение длительного времени без повреждения коллектора и при превышении которой снижается конечная нефтеотдача. Это не неизменная характеристика коллектора: МЭНО зависит от механизма нефтедобычи и физической природы коллектора, его окружения и содержащихся в нем жидкостей. В одном и том же коллекторе она различна для разных процессов добычи. Но, изучая коллектор и его поведение, инженеры могут определить МЭНО, если располагают достаточными геологическими и эксплуатационными сведениями.

При установлении МЭНО следует учитывать (два независимых физических условия и одно экономическое), что отбор:

• не должен превышать возможности коллектора;

• на отдельной скважине не должен быть чрезмерным;

• на отдельной скважине не должен быть таким низким, чтобы добыча оказалась экономически неоправданной.

На ранних этапах разработки месторождения МЭНО обычно ограничивается эффективным отбором с отдельных скважин. После того как существенная часть разработки завершается, обычно бывает достаточно скважин, чтобы выйти на общую МЭНО коллектора без превышения МЭНО отдельных скважин. Таким образом, на поздних стадиях разработки МЭНО ограничивается эффективной производительностью коллектора. Во всяком случае, меньшая из двух производительностей - либо коллектора, либо отдельных скважин - определяет МЭНО месторождения.

Эффективная эксплуатация скважины

Эффективный отбор из коллектора требует также эффективной эксплуатации добывающих из него скважин. Мы выяснили, что МЭНО коллектора не может превышать суммы МЭНО отдельных скважин. Таким образом.

чтобы определить эффективную производительность коллектора, разработчик должен исследовать ограничения и способность каждой скважины произвести соответствующую долю.

Один из наиболее полезных способов установления производственной способности скважины - определение притока в скважину. Рассчитывают приток в скважину с помощью коэффициента производительности и удельного коэффициента производительности скважины. Эти сведения, в свою очередь, позволяют определить суммарное падение давления и падение давления на единицу сечения пласта, имеющего выход в скважину во время притока при данной скорости добычи. Таким образом, этот тест оценивает максимальную скорость добычи из скважины, при которой исключается чрезмерное локальное падение давления вблизи скважины для поддержания высокой степени насыщения нефтью и предотвращения проскока или просачивания в скважину газа или воды.

Проверка производственного потенциала скважин и производственной способности через регулярные промежутки времени и постоянная запись истории эксплуатации скважин также являются источниками сведений, ценных для назначения метода отбора из отдельных скважин.

Теперь мы знаем, как работают коллекторы и почему скорость добычи важна для того, чтобы добиться максимальной нефтеотдачи из скважины. Когда все факторы определены, разработчик принимает решение, какой режим вытеснения выбрать для данной скважины и/или коллектора. На этой стадии разработчик готов оснастить скважину добывающим оборудованием и начать извлечение нефти.

Глава X

МЕТОДЫ ДОБЬПИ ОБОРУДОВАНИЕ И ОПРОБОВАНИЕ

Когда обсадная колонна установлена, зацементирована, перфорирована и предприняты все необходимые меры по интенсификации притока, на скважине можно монтировать оборудование для добычи. В этой главе рассматривается, как нефть попадает из продуктивной зоны к месту продажи.

Оборудование скважины для добычи

Для защиты обсадной трубы в скважину пропускается линия стальных труб меньшего диаметра, которая называется насосно-компрессорной, лифтовой, эксплуатационной или рабочей колонной или трубой (НКТ). По этой НКТ жидкости из скважины будут доставляться на поверхность. Чтобы скважинные флюиды не попадали в кольцевое пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, у основания НКТ обычно устанавливается пакер, который можно расширить так, чтобы образовалось герметичное уплотнение.

Наверху скважины необходимо установить ряд клапанов и фитингов, чтобы регулировать и направлять поток из скважины. Как мы говорили выше, эту конструкцию из клапанов и фитингов называют устьем скважины или иногда фонтанной арматурой.

Из устья скважины добытые жидкости транспортируются по выкидному трубопроводу в промысловый сбор-

НИК - резервуарный парк. В этих резервуарах может собираться продукция из многих скважин. Резервуарный парк оснащен оборудованием, необходимым для разделения произведенных жидкостей - нефти, воды и газа, так чтобы каждую из них можно было использовать по назначению. (Подробнее об этом изложено в главе XI.) Далее рассмотрим операции и оборудование, необходимые для того, чтобы доставить продукцию с забоя скважины в выкидной трубопровод.

Классификация скважин по методу подъема

Добывающие скважины обычно классифицируют по типу механизма, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергии (рис. 10.1), но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

Когда скважина открывается для добычи, нефть поступает в ствол скважины под действием перепада давлений в скважине и в коллекторе. По мере подъема нефти по насосно-компрессорной колонне давление продолжает снижаться. При снрокении давления растворенный газ начинает вьщеляться, образуя в нефти пузырьки. Эти пузырьки газа расширяются, и столб жидкости становится легче. Совместное действие давления коллектора и уменьшенного веса столба жидкости и обеспечивают фонтанирование скважины.

По мере извлечения нефти пузырьки газа образуются и в самом коллекторе. Они продолжают расширяться, вытесняя больше нефти в скважину. Однако в конце концов расширяющиеся пузырьки газа соединяются между собой, формируя сплошные газовые каналы внутри коллектора.

Давление

в насосно- Перепад компрессорной давления колонне в дросселе и фонтанной у арматуре

Давление в сепараторе

Потери за счет трения в выкидном трубопроводе

Z= =

Выпуск газа

Нефть в резервуар

Нефтегазовый поток

Потери за счет трения

в насосно-компрессорной колонне

Пакер

Гидростатическое давление нефтяного столба

Рис. 10.1. Схематическое изображение фонтанирующей скважины с достаточным давлением для подъема нефти на поверхность

Когда это происходит, газ начинает стекать в скважину, оставляя за собой большую часть более тяжелой нефти (рис. 10.2). Эти явления продолжаются до тех пор, пока давление в коллекторе не уменьшится до такой степени, что не сможет выталкивать оставшуюся, более тяжелую нефть на поверхность. Начиная с этого момента требуется механизированная добыча.

Поток тумана

Кольцевой поток

Эмульсионный или рваный поток

Пробковый

или поршневой поток

Пузырьковый поток

Однофазный поток жидкости

Жидкость I I Газ

* Рис. 10.2. Разделение жидкостей по мере протекания по насосно-компрессорной колонне