Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Під коефіцієнтом охоплення Г)о розуміють відношення об'єму

породи, охопленої

витісненням,

до всього об'єму нафтовмісної породи.

Він характеризує втрати нафти по товщині і площі пласта у зонах

зтягувальних рядів видобувних свердловин та розрізувальних рядів

нагнітальних свердловин, у неохоплених дренуванням і заводненням

зонах, у малопроникних включеннях, шарах, лінзах, пропластках та в

застійних зонах, які контактують безпосередньо з обводненими

шарами і зонами або відокремлені від них непроникними лінзами і

шарами. У дуже розчленованих пластах залишкова нафтонасиченість,

яка може сягати 20-80%, істотно залежить від розміщення свердловин,

умов розкриття пластів у них, діяння на відокремлені лінзи і

пропластки, співвідношення коефіцієнтів

в'язкостей

нафти

води та ін.

У цілому, нафтовилучення залежить від багатьох чинників, шляхи

керування якими нині відомі або вивчаються, хоч більша частка запасів

нафти усе ж залишається в пласті. Збільшення коефіцієнта

нафтовилучення - актуальна і важлива задача державного значення, на

розв'язування якої спрямовані зусилля нафтовиків.

§ 1.4 Структурна схема виробничого процесу

Процес видобування нафти є підсистемою загальної системи

освоєння ресурсів нафти суспільством:

ПРНР

ВН

ТН ПН ТЗЗНП

Тут позначено: ПРНР - пошуки і розвідка нафтових родовищ; ВН -

видобування нафти; ТН - транспортування нафти; ПН - переробка

нафти; ТЗЗНП - транспортування, зберігання і забезпечення

нафтопродуктами.

Мета функціонування усієї системи - безперебійне і повне

забезпечення зростаючих потреб суспільства нафтопродуктами, обсяги

використання яких визначаються сучасним технічним і соціальним

прогресом.

Звідси зрозуміло, що ці процеси взаємопов'язані і взаємозумовлені.

Щорічний видобуток нафти необхідно забезпечувати деякими

запасами для стабільного розвитку нафтовидобувної промисловості.

Можливі різні способи досягнення кінцевої мети системи освоєння

ресурсів нафти. Але сьогодні, в умовах ринкової економіки, мають

виконуватися такі принципи:

Нафта України є національним багатством нашої держави,

використання якого має бути бережливим.

Оптимальне функціонування усієї системи і кожної її підсистеми,

у тому числі й видобування нафти, з позицій енергетичних, матеріаль-

них, трудових

фінансових витрат (енергоресурсозбереження).

Охорона надр

довкілля.

На сьогодні основним і найбільш прибутковим способом

видобування нафти є заводнення, коли нафта витісняється

нагнітальною водою. В Україні нагнітання води здійснюється у 28%

родовищ, які забезпечують

66%

річного видобутку нафти.

У структурному плані процес видобування нафти під час нагнітання

води в поклад показано на

рис.

1.1.

Природним джерелом сировини процесу є нафтовий поклад (НП).

Доступ у поклад здійснюється за допомогою свердловин.

У видобувних свердловинах (ВС) піднімають на поверхню

видобуту нафту. Видобута нафта - це нафта, яка вилучається із

нафтового покладу і містить у різних співвідношеннях нафтовий

(застаріла назва - попутний) газ, пластову (те ж - попутну) воду, солі і

механічні домішки.

гтп

НТП

Ші

ДКЧ)

ПІ

ЖІІН

У НІШ

БДНС

ькік'

питп

аЗ

вс

І1ВТП

ве

ВС"

не

Рисунок

1.1

—

Струюурна схема процесу видобування

нафти із

запомповуванням води

Із розосереджених на великій території видобувних

свердловин видобуту нафту збирають мережею викидних ліній

(шлейфів) чи, інакше, промислових нафтотрубопроводів (ПНТІІ)

до кількох групових вимірних газосепараціиних устатковань

(ГВСУ).

Призначення цих устатковань - забепечити вимірювання продукції

(газу, рідини, обводненості продукції) кожної окремої свердловини.

Це потрібно для контролю і регулювання розробки родовища та

контролю і регулювання режимів роботи видобувних свердловин.

В основному використовують автоматизовані устатковання типу

"Супутник". Кожна свердловина почергово переключається на

устатковання для здійснення вимірювання протягом певного часу, а

решта свердловин у цей час працює по обвідному трубопроводу. У

гідроциклонному сепараторі устатковання вільний газ відділяється від

рідини. Дебіт рідини вимірюється шляхом перепускання її через

турбінний витратомір типу ТОР-1 ("Норд"), а газу - через турбінний

лічильник газу типу АГАТ-3. Вміст води в рідині визначають за

допомогою вологоміра, принцип дії якого базується на вимірюванні

ємності конденсатора у водонафтовій суміші. На деяких родовищах

працюють автоматизовані устатковання інших типів. З минулих років

на старих родовищах збереглася система вимірювання продукції

свердловин за допомогою вимірних трапів, які є вертикальними,

гравітаційної дії газонафтовими сепараторами. Об'єм рідини в них

вимірюють за допомогою водомірного скла, що встановлене на

мірнику, або за допомогою рейки з поділками. Розділивши об'єм

рідини на тривалість її нагромадження в мірнику, визначають дебіт

рідини. Витрату газу визначають за допомогою стандартних діафрагм

або витратомірів, які встановлені на газовій лінії після трапу, а вміст

води в нафті визначають у лабораторії апаратом Діна-Старка за

відібраною пробою рідини.

Якщо видобута нафта містить велику кількість і^азу, то його

відділяють від рідини, що надходить з усіх свердловин на ГВСУ, і під

власним тиском через дотискну компресорну станцію (ДКС) подають

далеким споживачам - газотранспортному підприємству (1111) чи на

газопереробний (газобензиновий) завод (ГПЗ).

Здебільшого після вимірних устатковань газ знову змішують з

рідиною і промисловим збірним нафтопроводом (колектором) під

власним тиском подають видобуту нафту на устатковання комплексної

підготовки нафти (УКПН).

У разі великої площі території родовища (або коли одна УКПН

обслуговує кілька родовищ) використовують блочні дотискні насосні

станції (БДНС) для перепомповування видобутої нафти. Якщо

продукція свердловин дуже обводнена, то на БДНС здійснюють

попередньо відділення пластової води, яку окремим трубопроводом

подають зразу на устатковання комплексної підготовки води (УКПВ).

Призначення УКПН - забезпечити отримання товарної нафти

і товарного газу. На устаткованнях комплексної підготовки

нафти здійснюються процеси газосеиарації, зневоднення, знесо-

лення і стабілізації нафти. З метою знесолення до нафти

додають прісну воду, тим самим зменшується концентрація

розчинених солей. Для стабілізації із нафти відділяють леткі

вуглеводневі компоненти (пропан, бутан), які можуть випаро-

вуватися за атмосферних умов, чим зменшуються втрати нафти

від випаровування. Після виходу з УКПН нафта має відповідати

товарним кондиціям щодо вмісту води (не більше 0,5-1%),

хлористих солей (не більше 100-1800 мг/л), механічних домішок

(не більше 0,05%) і тиску насиченої пари за температури

здавання (не більше 0,06665 МПа).

Товарну нафту здають нафтотранспортним підприємствам (НТП)

для відправлення на нафтопереробні заводи (НПЗ).

Нафтовий газ подають під власним тиском або за допомогою

компресорів на ГПЗ, де здійснюється його підготовка перед

подаванням споживачам. На ГПЗ із газу відділяють важкі вуглеводневі

фракції (процес відбензинювання), очищають від механічних домішок

(виловлювання) і шкідливих домішок (вуглекислого газу, сірководню,

азоту

т.д.) та осушують (вилучення водяної

пари).

Призначення УКПВ - забезпечити отримання води такої якості,

щоб її можна було нагнітати в нафтові поклади чи в проникні глибинні

пласти. Для цього від води відділяють дисперговану нафту і механічні

домішки. Найчастіше УКПН і УКПВ поєднують в одному

устаткованні. Відділену від нафти і очищену воду разом з водами

інших джерел із водозабору (ВЗ) за допомогою насосів подають

магістральним водоводом на кілька блочних кущових насосних

станцій (БКНС), а звідси по мережі розвідних, промислових

водотрубопроводів (ГТВТП) нагнітають у розосереджені по території

нагнітальні свердловини (НС)

далі в поклад

для

витіснення нафти.

Залежно від конкретних умов родовища окремі елементи

розглянутої структурної схеми можуть бути відсутніми або

змінюватися. Так, з метою підвищення нафтовилучення до води, яку

запомповують у нафтовий поклад, додають різні речовини (полімери,

поверхнево-активні речовини, луги і т.д.). Тоді в схему додатково

включають дозаторні та інші устатковання.

Для створення в покладі штучного газонапірного режиму замість

води у поклад нагнітають газ або почергово газ і воду. Тоді процес є

аналогічним, лише додатково в схему включають устатковання

підготовки

нагнітання газу.

Коли є потреба в підвищенні температури в покладі, а не лише в

підтримуванні тиску на певному рівні нагнітанням води, газу чи

водних розчинів, то для нагрівання витіснювальних агентів додатково

використовують різні нагрівальні устатковання.

Якщо видобута нафта є високов'язкою чи густіє за нормальної

температури, то для полегшення транспортування трубопроводами її

підігрівають автоматизованими нагрівачами (печами), які встанов-

люють вздовж викидних ліній, збірних і магістральних промислових

трубопроводів. З цією ж метою можуть вводити в трубопроводи

реагенти, які зменшують

в'язкість

пристінних шарів нафти. Часто

використовують процес внутрішньотрубної деемульсації нафти, для

чого в потік водонафтової суміші вводять деемульгатори

дозувальними насосами (на свердловинах або на ГВСУ).

На різних стадіях організації і здійснення основного виробничого

процесу розробки та експлуатації нафтових родовищ застосовують

різноманітні технологічні процеси. Класифікація їх може бути різною.

В основному їх класифікують так:

розкриття продуктивного пласта

освоєння свердловин;

2) дослідження і встановлення оптимального режиму роботи

свердловин;

3) підвищення продуктивності свердловин;

4) підземний ремонт свердловин;

5) ліквідація ускладнень під час експлуатації наземного нафто-

промислового обладнання;

6) діяння на нафтовий поклад (підтримування пластового тиску,

підвищення нафтовилучення із продуктивних пластів).

У цілому весь виробничий процес видобування нафти можна

поділити на три частини:

1) розробка нафтового родовища (організація руху флюїдів у пласті

до видобувних свердловин

управління ними);

2) свердловинне видобування нафти або технологія і техніка

експлуатації свердловин (піднімання флюїдів із вибоїв видобувних

свердловин на поверхню

нагнітання витіснювальних агентів у пласт);

3) збирання і підготовка нафти, нафтового газу і води

(транспортування видобутої нафти трубопроводами від свердловин до

центрального збірного пункту, отримання товарної продукції,

транспортування води до нагнітальних свердловин).

§ 1.5 Класифікація свердловин і способів їх експлуатації.

Баланс енергії

видобувній свердловині

Усі свердловини, які бурять з метою регіональних геологічних

досліджень, виявлення, пошуків, розвідування і розробки нафтових та

газових родовищ, поділяють на опорні, параметричні, структурні,

пошукові, розвідувальні та експлуатаційні. Нас, у даній дисципліні,

цікавлять експлуатаційні свердловини, хоч зазначимо, що

розвідувальні та пошукові свердловини, коли вони розкрили поклад,

також переводять у категорію експлуатаційних свердловин.

Експлуатаційні свердловини

класифікують за таким призначенням:

видобувні свердловини

(ВС) - для піднімання видобутої нафти із

надр на поверхню;

нагнітачьні свердловини

(НС) - для нагнітання в поклад води,

газу, пари чи різних розчинів (або інакше, витіснювальних агентів);

спеціальні свердловини

- для виконання спеціальних, особливих

робіт і досліджень; серед них виділяють спостережні та п'єзометричні

свердловини, які призначені для систематичного спостереження за

зміною тиску, переміщенням водонафтового контакту в процесі

розробки покладу в межах його нафтової

{спостережні свердловини)

водяної

{п 'єзометричні свердловини)

зон;

водозабірні свердловини

- для видобування води із водоносних

пластів.

Залежно від способу піднімання видобутої нафти у свердловинах

розрізняють такі способи їх експлуатації: фонтанний, газліфтний і

насосні. Піднімання флюїдів у стовбурі свердловини може відбуватися

або за рахунок пластової енергії {Е

), або за рахунок пластової (Е^) і

штучно підведеної з поверхні у свердловину {Е

) енергій. На вибій

свердловини надходять із пласта флюїди, які володіють потенціальною

енергією, зумовленою діянням сил

гідродинамічного

тиску

(див.

§ 1.2).

У стовбурі свердловини енергія витрачається на подолання сили ваги

гідродинамічного стовпа суміші {Е^), сил вздовж шляху (Е

місцевого (Е

) і інерційного (£„) опорів, які пов'язані з рухом, а також

на транспортування продукції свердовини від гирла до пункту

збирання і підготовки (Ефам). Звідси рівняння балансу енергії в діючій

свердловині можна записати у вигляді:

Е +Е = Е +Е +Е +Е. +Е . (1.18)

пл шт ст т м ін транс

Аналіз результатів лабораторних і свердловинних досліджень

переконує, що в загальному балансі енергія Е

на подолання місцевих

опорів становить дуже малу величину, тому нею нехтують. Тоді

рівняння балансу енергій буде:

-^пл

-^шт

—

^ст

~"~

^т

"*~

^ін -^транс

•

(^-^)

За Е

іт

=0 у свердловині рідина і газ піднімаються стовбуром від

вибою на поверхню лише під дією пластової енергії, якою володіє

нафтовий поклад. Такий спосіб її експлуатації називають фонтанним,

причому фонтанування свердловини можливе як за рахунок енергії

рідини Е

, так

за рахунок енергії стисненого газу Е

. Тому фонтанний

спосіб є найекономічнішим. Як природний спосіб, він притаманний

лише щойно відкритим, енергетично ще не виснаженим родовищам.

Якщо в покладі підтримується пластовий тиск нагнітанням води чи

газу, то вдається значно продовжити тривалість періоду фонтанування

свердловин.

За Е

ШТ

>0 і Е

>0 спосіб експлуатації свердловини називають

механізованим. Тобто, коли свердловини не можуть фонтанувати, їх

переводять на механізовані способи видобування нафти: газліфтний

або насосні, які характеризуються штучним введенням безпосередньо

у свердловину додаткової енергії.

У разі

газліфтного способу

видобування нафти у свердловину для

піднімання рідини на поверхню подають (або нагнітають за

допомогою компресорів) стиснений газ, тобто подають енергію

розширення стисненого газу.

У насосних свердловинах піднімання рідини на поверхню

здіснюється за допомогою насосів, які опускають у свердловину -

штангових свердловинних насосів (ШСН) або занурених електро-

відцентрових насосів (ЕВН).

На промислах випробовують чи в малій мірі застосовують також

інші способи експлуатації свердловин з використанням електро-

гвинтових (ЕГН), гідропоршневих (ГПН), електродіафрагмових (ЕДН)

насосів

т.інш.

§ 1.6 Системи розробки нафтових родовищ і покладів

Під

системою

розробки

нафтових

родовищ і покладів розуміють

форму організації

руху

нафти в пластах до видобувних свердловин.

Систему розробки нафтових родовищ визначають:

1) порядок введення експлуатаційних об'єктів багатопластового

родовища

розробку;

2) сітка розміщення свердловин на об'єктах, темп і порядок

введення їх у роботу;

3) способи регулювання балансу

використання пластової енергії.

Слід розрізняти системи розробки багатопластових родовищ і

окремих покладів (однопластових родовищ).

Виділення експлуатаційних об'єктів

У багатопластовому родовищі виділяється кілька продуктивних

пластів. Продуктивний пласт може поділятися на пропластки,

прошарки порід-колекторів, які розвинуті не повсюдно. Надійно

ізольований зверху і знизу непроникними породами окремий пласт,