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 71 72 [ 73 ] 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 171 172 173 174 175 176 177 178

такта металла с водой - создаются благоприятные условия для протекания электрохимической коррозии. Увеличением скорости потока за счет уменьшения диаметра труб можно добиться того, что вся вода (если ее не очень много) будет взвешена в газонефтяном потоке в виде капель, т.е. коррозия будет исюиочена.

При транспортировке влажного газа с температурой ниже точки росы в потоке образуются капли воды и конденсата. Чтобы они не оседсши в газопроводе, должны поддерживаться такие скорости, при которых капли будут удерживаться турбулентными пульсациями газа. Данный результат также достигается некоторым уменьшением диаметра газопровода на этапе проектирования.

Если скопления воды в пониженных точках трассы промысловых трубопроводов все-таки образуются, то их надо периодически удалять. Это может быть сделано двумя способами: самим потоком перекачиваемой среды, либо пропуском специальных очистных поршней. В первом случае необходимо временно увеличить расход перекачиваемой среды. Тогда сначала от скоплений воды будут отрываться и уноситься отдельные капли, а при дальнейпхем увеличении расхода все скопление начнет движение в виде пробки. Во втором -могут быть использованы либо механические скребки, либо специальные голевые пробки. Однако для запуска мехахпгческих средств нужны специальные камеры, которые на промысловых трубопроводах не сооружаются. Гелевые же очистные пробки мож1Ю формировать в самих трубопроводах. Кроме того, они отличаются лучпюй проходимостью через местные сужения и крутые повороты.

Чем меньше содержание воды в иефтегазоводяном потоке, тем меньшая скорость потока необходима, чтобы перевести воду во взвешенное состояние. Поэтому предварительный сброс воды в системе промыслового сбора является одним из способов предотвращения внутренней коррозии трубопроводов.

К технологическим методам защиты от коррозии относится таюке применение коррозиогию-стойких сталей и сплавов. Коррози-онно-устойчивыми являются трубы из алюмигневых сплавов Д16Т и Д16А:г, а также сталей 2X13, Х8, Х13, Х9М.

7.13. Стадии разработ1си залежей

При разработке нефтяной залежи различают четыре стадии:

I - нарастающая добыча иефти;

II - стабилизация добычи нефти;

III - падающая добыча нефти;

IV - поздняя стадия эксплуатации залежи.

На первой стадии нарастание объемов добычи нефти обеспечивается в основном введением в разработку новых эксплуатационных скважин в условиях высоких пластовых давлений. Обычно в этот период добывается безводная нефть, а также несколько снижается пластовое давление.

Вторая стадия - стабилизация нефтедобычи - начинается после разбуривания основного фонда скважии. В этот период добыча нефти сначала несколько нарастает, а затем начинает медленно снижаться. Увеличение добычи иефти достигается: 1) сгущением сетки скважин; 2) увеличением нагнетания воды или газа в пласт для поддержания пластового давления; 3) проведением работ по воздействию на призабойные зоны скважин и по повышению проницаемости пласта и др.

Задачей разработчиков является максимально возможное продление второй стадий. В этот период разработки нефтяной залежи в продукции скважин появляется вода.

Третья стадия - падающая добыча нефти - характеризуется снижением нефтедобычи, увеличением обводненности продукции скважин и большим падением пластового давления. На этой стадии решается задача замедления темпа падения добычи нефти методами, применявшимися на второй стадии, а также загущением закачиваемой в пласт воды.

В течение первых трех стадий должен быть осуществлен отбор 80...90 % промышленных запасов нефти.

Четвертая стадия - поздняя стадия эксплуатации залежи -характеризуется сравнительно низкими объемами отбора нефти и большими отборами воды. Она может длиться достаточно долго - до тех пор пока добыча нефти будет оставаться рентабельной. В этот период широко применяются вторичные методы добычи нефти по извлечению оставшейся пленочной нефти из пласта.

При разработке газовой залежи четвертую стадию называют завершающим периодом. Он заканчивается, когда давление на устье скважин составляет менее 0,3 МПа.

7.14. Проектирование разработки месторождений

Проект разработки - это комплексный документ, являющийся программой действий по разработке месторождения.

Исходным материалом для составления проекта является информация о структуре месторождения, числе пластов и пропластков, размерах и конфигурации залежей, свойствах коллекторов и насыщающих их нефти, газа и воды.

Используя эти данные, определяют запасы нефти, газа и конденсата. Например, общие геологические запасы нефти отдельных залежс11 подсчитывают, умножая площадь нефтеносности иа эффективную пефтенасьнцепную толпцгиу пласта, эффективную пористость, коэффициент иефтепасыщеппости, плотность нефти в поверхностных условиях и ве.пичнпу, обратную объемному коэффициенту нефти в пластовых условиях. После этого находят промышленные (или извлекаемые) запасы иефти, умножая величину обпщх геологических запасов иа коэффициент нефтеотдачи.

После утверждения запасов производится комплексное проектирование разработки месторождения. При этом используются результаты пробной эксплуатации разведочных скважип, в ходе которой определяют их производительность, пластовое давление, изучают релсимы работы залежей, положение водонефтяных (газово-дяиых) и газоиефтяпых контактов и др.

В ходе проектирования выбирается система разработки месторождения, под которой понимают определение необходимого числа и размещения скважип, последовательность их ввода, сведения о способах и технологических режимах эксплуатации скважин, рекомендации но регулированию баланса пластовой энергии в зале-лсах.

Число скважин должно обеспечивать запланированную на рассматриваемый период добычу иефти, газа и копдепсата.

Размещаются скважины иа плопщди залежи равномерно и неравпомерио. При этом различают равномерности и неравномерности двух видов: геометрическую и гидрогазодинамическую. Геометрически равномерно размещают скважриы в узлах правильных условных сеток (трех-, четырех-, пяти- и шестиугольных), нанесенных на площадь залежи. Гидрогазодинамически равномерным является такое размещегнге сквалсип, когда на каждую приходятся одинаковые запасы нефти (газа, конденсата) в области их дренирования.

Схему размещения сквалсин выбирают с учетом формы и размеров залежи, ее геологического строения, 4.)ильтрационных характеристик и т.д.

Последовательность ввода скважин в эксплуатацию зависит от многих факторов: плана добычи, темпов строительства промысловых сооружений, наличия буровых установок и т.д. Применяют «сгущающиеся» и «ползущие» схемы разбуриваиия сквалсин. В первом случае вначале бурят скважины по редкой сетке, иа всей площади залелси, а затем «сгущают» ее, т.е. бурят новые сквалсииы между уже суидествующими. Во втором - первоначально бурятся все проектные