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

медляет реакции водной фазы с породой и пластовой водой и препятствует их попаданию в пласт. Применение для вскрытия продуктивного пласта буровых растворов на нефтяной основе (РНО) является наиболее эффективным средством сохранения естественных свойств призабойной зоны этого пласта. Это связано с тем, что жидкая часть РНО (углеводородная фаза) имеет ту же природу, что и нефть и газ. Поэтому ее проникновение в поры продуктивного пласта не вызывает изменения его параметров и, в частности, проницаемости. Однако РНО применяется ограниченно из-за сложности их приготовления, высокой стоимости и специфики их использования (в частности, пожароопасности) .

После вскрытия продуктивного пласта устанавливают последнюю - эксплуатационную колонну обсадных труб и проводят цементацию затрубного пространства. Затем производят повторное вскрытие продуктивного пласта путем перфорации обсадных труб в зоне продуктивного nnacTaJ Перфорация - это пробивка отверстий в обсадной,jpyfie и цементном кольце с помощью специальнь1х перфораторов, опускаемых на забой. Пулевые перфораторы заряжают порохом, запалами и пулями. При подаче электрического тока с поверхности по кабелю к запалам порох воспламеняется, и пули с большой скоростью вылетают из ствола и пробивают отверстия для прохода нефти или газа. За один спуск и подъем перфоратор простреливает 6-12 отверстий при диаметре пуль 11-11,5 мм. Применяют также беспулевые перфораторы с кумулятивным зарядом, когда пробивка отверстий осуществляется фокусированными струями газа. Во избежание выброса нефти или газа в процессе перфорирования скважина остается заполненной буровым раствором. После вторичного вскрытия пласта перфорацией приступают к освоению скважины, т.е. вызывают приток нефти. Освоение скважины связано со снижением гидростатического давления столба бурового раствора на забой скважины, что и вызовет приток нефти или газа в скважину (рис. 11). Кроме того, забой скважины необходимо очистить от частиц породы, грязи. Вызов притока нефти или газа и очистку забоя осуществляют различными путями: промывкой скважины, нагнетанием в скважину сжатого газа или воздуха. При промывке скважины буровой раствор постепенно заменяют водой или нефтью, что вызывает снижение его плотности, а следовательно, и давления на забой. При нагнетании воздуха или газа в буровой раствор последний газируется, и за счет нахождения в нем пузырьков воздуха или газа плотность его также снижается, что уменьшает гидростатическое давление на забой. Следует отметить, что при освоении скважины в нее опускают насосо-компрессорные трубы, по которым нефть или газ поднимаются на поверхность. Для освоения скважины применяют также так называемое свабирование. При свабировании в насосно-компрессорные трубы на -стальном канате опускают поршень или сваб

Рис. 11. Схема забоя скважииы после перфорации:

/ - колонна обсадных труб; 2 - цементное кольцо; 3 - продуктивный пласт; 4 - перфорация (отверстия); 5 - цементный стакан

С обратным клапаном (отсюда и название метода - свабирование). При опускании сваба обратный клапан открывается, и сваб свободно проходит через буровой раствор. При подъеме сваба обратный клапан закрывается, и весь столб жидкости, находящийся над свабом, извлекается на поверхность. Снижение вьюоты столба бурового раствора в скважине уменьшает гидростатическое давление на забой и вызывает приток нефти или газа из пласта.

Законченная освоением скважина передается нефтяному или газовому промыслу.

МЕТОДЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Нефть на нефтяных месторождениях находится в тонких каналах -капиллярах продуктивных пластов под давлением, которое называют пластовым. Причины наличия в пластах пластового давления связаны в основном с давлением воды, а также газа, находящихся в контакте с нефтью (водонефтяной и газонефтяной контакты), а также с упругим сжатием горных пород пластов и силой тяжести нефти в пласте.

Начальное пластовое давление Рпл "ри отсутствии отбора нефти из скважины (при закрытой скважине) можно определить как гидростатическое по формуле Prtn = pgh, где р - плотность жидкости; д - ускорение свободного падения; h - глубина залегания пласта. Когда из скважины отбирают нефть, то давление на забое Рзаб понижается, и разность давлений {рп ~ Рзабслужит той движущей силой, которая обеспечивает приток нефти в скважину. При этом на устье скважины всегда имеется какое-то давление, называемое устьевь1м ру. Тогда Рзаб - Ру = P9h. Следует отметить, что разность между пластовым Рпл и забойным Рзаб давлениями называют депрессией скважины. Поэтому чем выше депрессия, тем больше приток нефти на забой скважины.

Различают следующие виды режимов эксплуатации залежей: щодо-напорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный. Водонапорный режим связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет напора контактирующей с ней водь(. Различают жесткий и упругий водонапорные режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к скважинам перемещается за счет напора краевых и подошвенных пластовых вод. Причем в процессе эксплуатации залежи количество воды в пласте непрерывно пополняется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. При этом режиме эксплуатации вода вытесняет нефть из капилляров пласта. При жестком водонапорном режиме эксплуатации достигается самый вьюокий коэффициент нефтеотдачи пласта - 0,5-0,8. Коэффициент нефтеотдачи пласта характеризует полноту извлечения нефти из залежи и представ-ляет собой отношение объема извлеченной из залежи нефти к ее первоначальному объему в пластах 31алежи. Чем больше коэффициент нефтеотдачи, тем выше эффективность разработки нефтяного месторождения. Упругий водонапорный режим эксплуатации орнован на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пластов в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии. При отборе жидкости (нефти) из пласта происходит упругое расширение как горных пород, так и самой жидкости, что и приводит к ее перемещению по капиллярам пласта к забою скважины. Хотя упругие расширения горных пород и жидкости, отнесенные к единице их объема, незначительны, но, учитывая громадные объемы горных пород и жидкости, их упругая энергия достигает значительных величин. При упругом водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи пласта примерно одинаков с жестким водонапорным режимом.

Газонапорный режим эксплуатации нефтяных скважин связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением контактирующего с ней газа. Газ в отличие от воды располагается в верхней части пласта, образуя так называемую газовую шапку. Естественно, что газ в газовой шапке сильно сжат под большим давлением. По мере отбора нефти из скважины давление в пласте будет понижаться, газ расширяется и вслед за нефтью проникает в поры пласта и играет роль напорной среды, выжимая нефть из пластов в скважину. Вязкость газа намного меньше, чем нефти. Поэтому газ по капиллярам пласта может прорываться через слои нефти. Если забой скважины находится недалеко от границ газовой шапки, то газ может прорваться в скважину. Это приведет к бесполезному расходу пластовой энергии (энергии сжатого газа) и снижению притока нефти к забою скважины. В этом случае труднее поддерживать оптимальные режимы эксплуатации скважин с целью сохранения пластовой энергии. Поэтому коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном, и составляет 0,4-0,7.