🗊Презентация Разработка и добыча нефти и газа. (Тема 1.5)

Тема 1.5. Разработка и добыча нефти и газа Разработка месторождений углеводородов. Добыча нефти и газа.

Режимы работы залежей В зависимости от источника пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго- водонапорный, газонапорный, растворенного газа гравитационный.

Жестконапорный режим При жестководонапорном режиме (рис. 1 а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов.

Упруго-водонапорный режим При упруго-водонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды,, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления

Газонапорный режим При газонапорном режиме (рис. 1 б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней.

Режим растворенного газа При режиме растворенного газа (рис. 1 в) основным источ­ником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Гравитационный режим Гравитационный режим (рис. 1 г) имеет место в тех случа­ях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Методы повышения нефтеотдачи и производительности скважин. Для повышения эффективности естественных режимов рабо­ты залежи применяются различные искусственные методы воздействия на нефтяные пласты и призабойную зону. Их можно раз­делить на три группы: методы поддержания пластового давления (заводнение, закачка газа в газовую шапку пласта); методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны (солянокислотные обработки призабойной зоны пласта, гидро­разрыв пласта и др.); методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов

Методы поддержания пластового давления Искусственное поддержание пластового давления достигается методами: законтурного, приконтурного и внутриконтурного заводнения, закачкой газа в газовую шапку пласта.

Метод внутриконтурного заводнения

Метод приконтурного заводнения

Метод приконтурного заводнения

Метод внутриконтурного заводнения

Метод закачки газа в газовую шапку нефтяного пласта

Методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны По мере разработки залежи приток нефти и газа в скважину постепенно уменьшается. Причина этого заключается в «засорении» призабойной зоны - заполнении пор твердыми и разбухшими частицами породы, тяжелыми смолистыми остатками нефти, солями, выпадающими из пластовой воды, отложениями парафина, гидратами (в газовых пластах) и т.д. Для увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны применяют механические, химические и физические методы.

Механические методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

Химические методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

Физические методы, повышающие проницаемость пласта и призабойной зоны

Методы повышения нефтеотдачи и газоотдачи пластов Для повышения нефтеотдачи применяются следующие способы: вытеснение нефти растворами полимеров; закачка в пласт углекислоты; закачка в пласт воды, обработанной ПАВ; ' нагнетание в пласт теплоносителя; внутрипластовое горение; вытеснение нефти из пласта растворителями.

При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что спо­собствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходи­мы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности поро­ды. При закачке в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижается поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что спо­собствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходи­мы меньшие перепады давления. Одновременно резко снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности поро­ды.

Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяно- го контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта. Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяно- го контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта. Для загущения воды применяют различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повыше­ния нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (IIAA). Они хорошо растворяются в воде и уже при концентрациях 0,01...0,05 % придают ей вязкоупругие свойства.

При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и со­ответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине При закачке в пласт углекислоты происходит ее растворение в нефти, что сопровождается уменьшением вязкости последней и со­ответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость не­фти и увеличить ее подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения (рис. 6) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность. Метод внутрипластового горения (рис. 6) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Способы эксплуатации скважин Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы: фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом; с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину (компрессорный); насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов. Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом. Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами. При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Кроме штанговых и глубинных насосов в практике добычи широко используются и погружные электроцентробежные насосы. Они спускаются в скважину на насосно-компрессорных трубах вместе с электродвигателем, энергия к которому подается по специальному, бронированному кабелю, закрепленному на внешней стороне лифтовых труб. На рисунке видно, как в разрезе месторождения работают скважины с погружным электроцентробежным насосом и скважина, работающая на самоизлив, т.е. фонтанным способом. Кроме штанговых и глубинных насосов в практике добычи широко используются и погружные электроцентробежные насосы. Они спускаются в скважину на насосно-компрессорных трубах вместе с электродвигателем, энергия к которому подается по специальному, бронированному кабелю, закрепленному на внешней стороне лифтовых труб. На рисунке видно, как в разрезе месторождения работают скважины с погружным электроцентробежным насосом и скважина, работающая на самоизлив, т.е. фонтанным способом.

Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвига­ются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость. Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямопропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвига­ются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Сбор и подготовка нефти и газа к транспорту. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.

Система, изображенная на рис. 16 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагёнт деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепа­ратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее. Система, изображенная на рис. 16 а, отличается от традиционной напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагёнт деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной подготовки нефти расположена перед сепа­ратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее. Особенностью схемы, изображенной на рис. 16 б, является то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным пунктом.