Диплом. Технологическая часть. Конструкционная часть
 Скачать 260.57 Kb.
|
|
Содержание. Введение. Технологическая часть. Конструкционная часть. Техника безопасности. Литература. Введение. Начало добычи нефти в нашей стране уходит в далекое прошлое, однако временем рождения отечественной нефтяной промышленности принято считать 1864 год. В течение нескольких лет бурения скважин полностью вошло в практику добычи нефти, и с середины 70-х годов прошлого века сооружения нефтяных колодцев было прекращено. Внедрение механического способа бурения нефтяных скважин обеспечило быстрый рост добычи нефти. Только за 10 лет – с 1872 по 1882 год – добыча нефти в России увеличилась в 30 раз, т.е. с 27 тыс. до 827 тыс. тонн. Еще через 10 лет, в 1892 году в России было добыто уже 4670 тыс. тонн нефти. Первоначально, на заре развития нефтяной промышленности основным целевым продуктом, получаемы из нефти, был керосин. «Нефтяные остатки» (мазут) бесполезно сжигались. Легкие фракции – бензин - также считались отходами нефтепереработки, и также сжигали. Но уже в 70-х годах XIX века, т.е. параллельно с развитием бурения на нефтяных промыслах, делаются попытки приспособить нефть и мазут, как топливо в топках котлов. Изобретение форсунки русскими изобретателями и инженерами способствовало все более широкому использованию нефти и мазута в промышленности, на железнодорожном и водном транспорте. В 1913 оду 95% всей нефти в России было добыто тортанием. Нефть транспортировалась на промыслах по деревянным лоткам и земляным канавам. Хранилась нефть в открытых земляных амбарах. После 1901 года добыча нефти в России не растет и держится на уровне 8-10 млн. тонн в год. Нефтяные монополисты в погоне за максимальными прибылями стали искусственно поддерживать «нефтяной голод»в стране, сдерживали развитие добычи нефти. К 1928 году – первому году первой пятилетки – нефтедобывающая промышленность России пришла достаточно окрепшей, способной решать новые серьезные задачи в обеспечение российского государства нефтью. В 1928 году был перекрыт максимальный дореволюционный уровень добычи нефти, достигнутый в 1901 году. Добыча нефти в России в 1941 году достигла 33 миллионов тонн , из которых 23,5 миллиона тонн было добыто на Бакинских промыслах, 5 миллионов тонн на Северном Кавказе и около 2 миллионов тонн в Урало-Поволжье. В 1944 году была открыта девонская нефть в Жигулях и на Туймазинском нефтяном месторождении в Башкирии, а в 1949 году первые нефтяные фонтаны на Ромашкинском месторождении в Татарии. В 1949 году был достигнут довоенные уровень добычи нефти в стране; в этом году было добыто 38,3 миллиона тонн нефти, из которых 8 миллионов тонн в Урало-Волжских районах. С 1951 года нефтедобывающая промышленность развивается ускоряющимися из года в год темпами, что обусловлено открытием в вводом в разработку большого числа новых нефтяных месторождений в Урало-Поволжье. В 1972 году добыча в России составила уже свыше 400 миллионов тонн. На промыслах в России эксплуатируются свыше 50 тыс. нефтяных скважин. Более 50% общего объема нефти добывается фонтанным способом. К 1907 году в стране было открыто около 600 газовых и газоконденсатных месторождений. Если добыча по стране природного газа в 1946 году составляла немного более 2 миллиардов М3, то в 1960 году она возросла до 37,6 миллиардов М3, в 1972 году до 195,6 миллиардов М3. В 1946 году было добыто 1,6 миллиарда М3 попутного газа, в 1960 году – 7,7 миллиарда М3, в 1972 году – было добыто около 26 миллиардов М3. Технологическая часть. Силы, действующие в продуктивном пласте. В продуктивных пластах действуют силы, способствующие извлечению нефти из залежи и противодействующие этому процессу. К первым относятся: 1). Напор краевых (контурных) вод; 2). Напор газовой шапки; 3). Энергия сжатого газа, выходящего из газонефтяной смеси; 4). Упругие силы нефти, воды и вмещающей их породы; 5). Сила тяжести жидкости. Краевая вода а процессе разработки залежи стремится проникнуть в зону пониженного давления, какой является забой скважины, проталкивает нефть, заполняя освобожденные поры пласта. Газ, находящийся в газовой шапке, создает давление на поверхность газонефтяного контакта. Благодаря этому нефть направляется к забою скважины, а газ, расширяясь, подобно поршню вытесняет нефть. Если газ растворен в нефти, то, направляясь к зоне пониженного давления, он выделяется из нефти, расширяется, и тем самым происходит движение нефти к забою скважины. Упругие силы нефти, воды, газа и вмещающей их породы проявляются во всех залежах. По мере извлечения нефти и газа из пласта происходит снижение пластового давления и как результат – расширение жидкости и газа и деформация породы, что приводит к сокращению объема порового пространства. Это сокращение объема пор является дополнительной (или самостоятельной) энергией движения нефти к забоям скважины. Роль силы тяжести заключается в том, что нефть стекает из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин. Силами, противодействующими извлечению нефти из пласта, являются силы трения, гидравлическое сопротивление, двухфазное движение, силы прилипания и капиллярные силы, удерживающие нефть. Основное сопротивление движению нефти создают силы трения как внутри жидкости, так и о стенки поровых каналов. Силы трения зависят от вязкости жидкости, а также от проницаемости породы. При двухфазном движении, т.е. при движении нефти и газа, последний закупоривает поры, чем препятствует движению нефти. Капиллярные силы проявляются на границе нефти и воды. Чтобы привести в движение нефть на контакте с водой, следует в пласте создать перепад давления, превышающий капиллярное давление. Явление прилипания заключается в том, что нефть, смачивая поверхность породы, остается на поверхности породы при свободном истечении ее под действием силы тяжести. Режимы эксплуатации месторождений. В зависимости от характера движущих сил пласта различают следующие режимы эксплуатации нефтяных месторождений: 1). водонапорный; 2). газовой шапки (газонапорный); 3). растворенного газа; 4). Гравитационный; 5).смешанный. При водонапорном режиме нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. Данный режим проявляется, если продуктивный пласт гидродинамически связан с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода; при однородном строении пластов и мощных коллекторах. При этом контур питания часто находится сравнительно недалеко от залежи, что обеспечивает быстрое восполнение жидкости в пласте в связи с отбором из него нефти. В некоторых случаях при водонапорном режиме проявляются упругие силы жидкости и породы. В таких случаях имеем упругий водонапорный режим. Режим работы скважин при водонапорном режиме должен быть таким, чтобы не произошло преждевременное обводнение скважин. При режиме газовой шапки нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. Если при водонапорном режиме вода создает давление на нефть снизу, то при газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху. Напор вод при газонапорном режиме незначительный, а в отдельных случаях вообще отсутствует. Режим работы скважин при газонапорном режиме должен быть таким, чтобы не произошла преждевременная потеря запаса газа за счет прорыва газа к забоям скважин, расположенным недалеко от газонефтяного контакта. Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. При таком режиме нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии расширяющегося газа. Гидродинамическая связь между продуктивной и законтурной зонами пласта затруднена в связи с литологической и коллекторской неоднородностью продуктивных пластов или тектоническими нарушениями. Для гравитационного режима характерно отсутствие напора краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки месторождения. Если в залежи нефти одновременно проявляются различные движущие силы, то такой режим разработки месторождения называется смешанным. Основные понятия и определения в добыче нефти. В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие поровое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым (рис. 1). Так как пластовое давление в различных точках залежей изменяется, определяют его как среднеарифметическое значение по всем скважинам данного пласта. Забойное давление – это давление, под которым находятся нефть и газ на забое скважины. Для притока продукции из пласта в скважину необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового. Если скважина не эксплуатируется, эти давления равны. Разница между пластовым и забойным давлениями называется депрессией. В эксплуатационную скважину спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, диаметр которых меньше диаметра эксплуатационной колонны. В большинстве случаев по этим трубам происходит подъем жидкости с забоя скважины на поверхность. Давление, замеряемое на устье скважины в подземных трубах, называется устьевым или буферным. Давление, замеряемое на устье скважины в затрубном пространстве между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, называется затрубным. Если работающую скважину остановить, то жидкость в ней установится на каком-то определенном уровне, причем высота этого уровня в подъемных трубах и затрубном пространстве будет одинаковой. Этот уровень называется статическим. Уровень жидкости, устанавливающийся в затрубном пространстве при эксплуатации скважины, называется динамическим. Высота его ниже статического уровня. Если подъем жидкости в скважине осуществляется только под действием природной энергии, то такая скважина называется фонтанной, а если за счет энергии, вводимой с дневной поверхности с помощью компрессоров или насосов, установленных на поверхности, - компрессорной или насосной. Количество продукции, добываемой из скважины за единицу времени, называется дебитом скважины. Теоретически возможный дебит скважины, полученный при забойном давлении, равном нулю, называется потенциальным. Если дебит скважины выбирают, исходя из реальных условий эксплуатации (близости водонефтяного или газонефтяного контакта, состояния призабойной зоны, давления насыщения нефти азом и др.), то он называется оптимальным. Оптимальный дебит всегда ниже потенциального. Температура, которую имеют нефть или газ в пластовых условиях, называется пластовой. Она увеличивается с увеличением глубины скважины. Количество метров углубления в недра, соответствующее повышению температуры на 1º С, называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом. Условия притока нефти к забоям скважины. Для того чтобы нефть из пласта могла продвигаться к забою скважины, необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового. При отборе продукции скважины забойное давление уменьшается, и в результате возникшей разности между пластовым и забойным давлениями происходит приток ее из пласта в скважину. Если пласт однородный, приток продукции из пласта в скважину осуществляется по радиальным направлениям. Зона пониженного давления (забой скважины) может передаваться в пласте (т.е. «ощущаться» пластом) на большие расстояния. Если эксплуатируется несколько скважин на одном пласте, то они взаимодействуют между собой. При изменении параметров в одной скважине изменяются параметры и в других. Поэтому расстояние между скважинами влияет на их работу. Нефтеотдача пластов. В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти, а только часть их. Отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам называется коэффициентом нефтеотдачи. Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: физических свойств пород и пластовых жидкостей, режима работы залежи, системы разработки залежи и т.п. Коэффициент нефтеотдачи в среднем составляет 0,40-0,45. Подготовка нефтяных скважин в эксплуатации. Основные принципы разработки нефтяных месторождений. Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при определенном размещении их на месторождении, темпе и порядке ввода их в эксплуатацию, установлении и поддержании их режима работы и мероприятий по воздействию на пласт. Рациональной системой разработки считается такая, которая обеспечивает следующее: удовлетворение потребностей страны в нефти и газе, т.е. выполнение государственного плана по добыче нефти и газа; учет всех естественных, производственных и экономических особенностей нефтяного района; наиболее эффективное и рациональное использование естественной пластовой энергии; возможность сочетания рационального использования естественной пластовой энергии с применением методов интенсификации добычи нефти и газа; возможно полное извлечение нефти и газа из недр при минимальных капитальных вложениях. Рациональную систему разработки выбирают на основании геологического изучения залежи, определения физико-геологической характеристики пласта, установления режима нефтяного месторождения и продуктивности скважин. Имея эти данные, рассчитывают несколько вариантов разработки, которые отличаются между собой сетками размещения скважин и степенью уплотнения. Для каждого варианта определяют текущую добычу нефти из залежи, ее изменение во времени, срок разработки и т.п. При этом обязательно следует запасы естественной пластовой энергии. Если необходимо, применяют искусственные методы воздействия на пласт для поддержания пластового давления. Для каждого варианта разработки определяют капитальные и эксплуатационные затраты и себестоимость нефти. На основании технико-экономических показателей выбирают наиболее рациональный вариант. В процессе разработки нефтяной залежи поддерживают необходимый режим работы скважин и темп отбора из пласта, чтобы перемещение газо-, водонефтяного контактов было правильным и рационально использовалась пластовая энергия. Для оценки правильности разработки строят графики изменения во времени средних пластовых давлений, текущей добычи нефти, обводненности нефти, газового фактора и числа действующих скважин. Если необходимо, принимают меры для регулирования процесса эксплуатации отдельных скважин и пласта в целом. За продвижением водонефтяного контакта наблюдают с помощью контрольных или наблюдательных скважин, а за изменением пластового давления в законтурных и приконтурных частях залежи – с помощью пьезометрических скважин. В зависимости от геологического строения продуктивных пластов месторождение разбуривают по равномерной сетке и рядами вдоль контуров нефтеносности или рядов нагнетательных скважин (рис.2). В свою очередь, система разработки по равномерной сетке подразделяется: по темпу ввода скважин в эксплуатацию – на сплошную и замедленную, а по порядку ввода скважин в эксплуатацию – на сгущающуюся и ползущую. При сплошной системе все скважины вводятся в эксплуатацию за короткий срок – примерно в течение года. При большем сроке система считается замедленной. Если система сгущающаяся, вся площадь вначале покрывается редкой сеткой скважин, а затем в промежутках между первыми скважинами бурят скважины второй очереди. В ползущей системе первые скважины располагают в одном и том же ряду, а последующие размещают в определенном направлении, ориентированном по отношению к структурным элементам пласта. Поэтому ползущие системы бывают вниз по падению, вверх по восстанию и по простиранию пласта. Системы разработки объектов по последовательности разбуривания залежи рядами подразделяются на ползущие и одновременные, а по способу размещения нагнетательных скважин – на системы с законтурным и внутриконтурным заводнением. При ползущей системе разработки вначале бурят не более трех рядов скважин, расположенных параллельно ряду нагнетательных скважин. В этом случае значительная часть пласта в первый период разработки остается неразбуренной. Четвертый ряд скважин бурят тогда, когда первый обводнится, пятый – тогда, когда обводнится второй, и т.д. При одновременной системе для разбуривания залежи достаточно расположить относительно оси складки по три-четыре ряда скважин. Расстояния между скважинами и рядами определяются расчетным путем. Вскрытие нефтяных пластов. Один из ответственных этапов в бурении – заключительный, т.е. этап вскрытия пластов. Технология вскрытия продуктивных горизонтов обусловливает повышение производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из слабопроницаемых пропластов, что в конченом счете способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов. Методы вскрытия пластов в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования, положения газо-, водонефтяного контакта, глубины залипания пласта и других факторов могут быть различными. При этом должны быть выполнены следующие требования: предотвращение открытого фонтанирования; сохранение природных фильтрационных свойств пород призабойной зоны (если породы слабопроницаемые – улучшить эти свойства); обеспечение длительной безводной эксплуатации скважин. Поэтому при вскрытии пласта бурением большое значение имеет качество промывочного раствора. Практика показала, что при использовании буровых растворов на водной основе в пласт проникают фильтрат и твердая фазы, что приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта. При проникновении воды из бурового раствора в нефтяной пласт глинистые частицы набухают, образуется водонефтяная эмульсии. Вода удерживается в пористой среде и затрудняет продвижение нефти к забою скважины. При взаимодействии эмульсии с пластовой водой в порах пласта образуются осадки. Все это снижает проницаемость призабойной зоны. Для устранения отрицательного влияния фильтрата промывочного раствора на проницаемость призабойной зоны пласта принимают следующие меры: к растворам на водной основе добавляют специальные поверхностно-активные вещества, применяют растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты. Кроме того, используют метод местной циркуляции. Пласты с давлением выше гидростатического, сложенные породами низкой проницаемости и содержащие набухающие глинистые частицы, вскрывают утяжеленным раствором на нефтяной основе. Если породы высокопроницаемые, трещиноватые, не содержат набухающих глинистых частиц, применяют утяжеленный глинистый раствор с добавками ПАВ. При вскрытии продуктивных горизонтов с давлением, равным гидростатическому, применяют хлоркальциевые или меловые растворы (высокая проницаемость и отсутствуют набухающие глинистые частицы) с добавкой ПАВ. Если породы слабопроницаемые и содержат набухающие глинистые частицы, применяют растворы на нефтяной основе, эмульсии или пены. При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического желательно применять пены низкой плотности, газообразные агенты или метод местной циркуляции. Глубина вскрытия пласта зависит от положения скважины на структуре по отношению к водо-, газонефтяному контакту. Если в подошве пласта не содержится воды, целесообразно вскрывать пласт не только на всю его мощность, но и углублять несколько ниже продуктивного горизонта с целью получения зумифа. Конструкция забоев скважин бывает разной. Если продуктивный горизонт представлении твердыми, хорошо сцементированными породами, эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли до подошвы оставляют необсаженным (рис.3,а). С точки зрения условий притока нефти из пласта к забою скважины – это самый рациональный вариант. Если от кровли до подошвы пласта отсутствуют водоносные пропластики, а сам горизонт представлен рыхлыми породами, то спускают эксплуатационную колонну с фильтром (см. рис. 3, б) или после разбуривания продуктивного горизонта спускают хвостовик-фильтр (см.рис. 3, в). Наиболее распространенная конструкция показания на рис. 3, г. Применяют такую конструкцию в том случае, если продуктивный горизонт сложен неустойчивыми породами и имеет водоносные пропластики, бурят скважину до подошвы продуктивного горизонта или несколько ниже, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее и при помощи перфораторов (пулевых кумулятивных и т.д.) простреливают отверстия в колонне и цементном кольце против продуктивного горизонта. Эта операция называется перфорацией. Перед перфорацией ствол скважины заполняется промывочным раствором соответствующей плотности, а на устье скважины устанавливаются крестовик и специальная перфорационная задвижка высокого давления. Освоение нефтяных скважин. Основные скважины или вызов притока на пласта в скважину возможен лишь в том случае, если давление в пласте больше давления у забоя, т.е. больше гидростатического давления столба жидкости, заполняющей скважину. Поэтому чтобы вызвать приток жидкости и газа, нужно снизить давление столба жидкости на забой. Это достигается: уменьшением плотности жидкости, заполняющей скважину, путем замены ее жидкостью меньшей плотности; снижением уровня жидкости в скважине (путем поршневания или тартания). Для замены жидкости на более легкую в скважину опускают насосно-компрессорные трубы, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. В затрубное пространство меду эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами насосом закачивают промывочную жидкость меньшей плотности по сравнению с плотностью жидкости, находящейся в скважине. Более тяжелая жидкость будет вытесняться легкой по насосно-компрессорным трубам. Когда более тяжелая жидкость вытесняется, давление на пласт уменьшается, что может вызвать приток нефти из пласта в скважину. Плотность жидкости в скважине можно также уменьшать при помощи сжатого газа или воздуха. В данном случае в затрубное пространство нагнетают компрессором газ или воздух. Газ вытесняет жидкость из затрубного пространства, попадает в насосно-компрессорные трубы, газирует жидкость, в результате чего плотность ее уменьшается. При непрерывной подаче газа происходит выброс жидкости и, как результат, резкое снижение давления на забой. Это может вызвать приток нефти. В некоторых случаях уменьшения плотности жидкости можно достичь одновременным нагнетанием в затрубное пространство нефти и газа. Способ поршневания заключается в следующем. В насосно-компрессорные трубы через фонтанную арматуру на стальном канате спускают поршень с клапаном. При спуске поршня клапан открывается и жидкость занимает объем на поршнем. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость над поршнем выносится на поверхность. При повторении процесса давление на забой уменьшается, что может вызвать приток из пласта к забою скважины. Спускоподъемные операции производят с помощью лебедки трактора-подъемника или буровой лебедки. Процесс тартания заключается в том, что уровень жидкости в скважине снижается с помощью желонки цилиндрического сосуда с клапаном внизу. Желонку спускают на стальном канате, при этом клапан открывается и жидкость поступает в желонку. При подъеме клапан закрывается, и жидкость выливается на поверхность. Уровень ее в скважине снижается, что может вызвать приток нефти из пласта в скважину. Цели и задачи исследования скважин. Исследование скважин и пластов – ответственный этап при составлении проектов разработки нефтяных и газовых месторождений; при анализе, контроле и регулировании процессов, протекающих в недрах в процессе их эксплуатации. Цели исследования скважин: определение коэффициентов продуктивности, проницаемости, дебитов нефти, воды, газа, пластового и забойного давления, процентного содержания песка и т.п. Методы исследования скважин и пластов основаны на изучении свойств пласта и режима его работы. В зависимости от его характера притока к скважине различают методы исследования при установившемся притоке и методы исследования при неустановившемся притоке. Метод установившихся отборов основан на изучении зависимости дебита скважины от забойного давления. Он заключается в том, что изучают отборы жидкостей из пласта при последовательном изменении их, замеряют дебиты и забойные давления, в результате чего получают депрессии при каждом режиме и соответствующие им замечания дебитов нефти, воды и газа и процент песка. Исследование при неустановившемся режиме или исследовании методом восстановления давления основано на явлении распределения давлений в пласте после нарушения режима работы скважины. Сущность этого метода заключается в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки фонтанной скважины или скорости подъема уровня жидкости после остановки насосной скважины. Для исследования скважины применяют следующую аппаратуру: ручные и механизированные лебедки; устьевые ролики или сальники-лубрикаторы; желонки, баллоны, печати, глубинные манометры, термометры, пробоотборники, глубинные дебитомеры и т.п. Конструкционная часть.  Рис. 1 Схема эксплуатационной скважины. Давления: Рпл - пластовое; Рзаб – забойное; Рбуф – буферное; Рзатр – затрубное.  Рис. 2. Схемы сеток расположения скважин: а – равномерная (треугольная) сетка; б – расположение рядами (батареями).  Рис.3. Схемы забоев скважин. Техника безопасности. |