2015-09-06
1565
С целью установления и поддержания оптимальных режимов работы скважин погружными насосами необходимо исследовать их на приток. Учитывая, что центробежный насос после его спуска п скважину и заполнения насосио-компрессорных труб до устья при закрытии задвижки на выкиде разовьет напор:
(112)
Р-8
где \ - расстояние от устья до статического уровня, м; р - плот-
ность жидкости, кг/м; g - ускорение свободного падения, м/с.
После этого задвижку открывают и дают насосу нормаль
но работать, замеряя при этом дебит скважины, пока три заме
ра не будут идентичными, что указывает на установившийся
режим работы скважины при соответствующем в этой скважи
не динамическом уровне. Затем задвижку закрывают и вновь
замеряют давление Рг и последнее перед этим значение деби
та Q. I
Глава X. Добыча нефти и газа 365
Напор, создаваемый насосом в новых условиях, будет равен
(ИЗ)
Р-8
где /i2 - неизвестное расстояние от устья до динамического уровня, м.
Учитывая, что напор остается неизменным, тогда
|
|
|
р g
Отсюда, зная А,, /j, Р2 и р, можно определить Л2» a также и коэффициент продуктивности К в м па 1 м понижения уровня (удельный дебит):
а:
В итоге при трех-четырех режимах строят индикаторную кривую и определяют коэффициент продуктивности скважины.
Области применения электроцентробежных погружных насосов. Электроцентробежные погружные насосы применяются в глубоких и наклонных нефтяных и сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются заводами электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Такие установки работают по схемам «фонтан-насос», когда нижний пласт фонтанирует, верхний эксплуатируется погружным электроцентробежным насосом «насос-фонтан» (нижний эксплуатируется электроцентробежным насосом), а верхний фонтанирует «насос-насос» (оба пласта эксплуатируются электроцентробежными насосами). Погружные электроцентробежные насосы применяются также для закачки
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава X. Добыча нефти и газа
| Г| |
минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления. Для этих целей применяются электронасосы с подачей от 2600 до 3800 мэ/сут и напором до 1000 м. Внутренний диаметр водяных сква-жин 402 мм. : '
4.7. Винтовые электронасосы
Установка винтового погружного электронасоса состоит из электродвигателя, гидрозащиты, насоса, кабеля, оборудования устья скважины, автотрансформатора и станции управления. Установка винтового погружного насоса состоит из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса здесь используется винтовой насос. В установках погружных винтовых электронасосов (УЭВН) применяются четырехполюсные погружные электродвигатели с частотой вращения 1500 об/мин.
|
|
|
Погружной винтовой насос
(рис. 106) состоит из следующих
основных узлов и деталей: пусковой
муфты 1, с помощью которой вал
насоса через вал протектора соеди
няется с валом погружного электро-
Рнс. 106. Погружной вии- двигателя; эксцентриковых муфт 2
товой насос и 5; правых и левых обойм 3 и 6 с вин-
тами 4 и 7; предохранительного клп-
пана 8 и трубы 9. Рабочими органами винтового насоса являются однозаходные стальные винты и резинометаллические обоймы, внутренняя полость которых представляет собой двухзаходную винтовую поверхность с шагом, в 2 раза большим шага винта. Жидкость на прием насоса поступает через фильтровые сетки. Винты соединены между собой эксцентриковой муфтой. Между винтом и обоймой образуются свободные полости, или камеры. При вращении винта они заполняются перекачиваемой жидкостью, которая при последующем вращении винта герметически замыкается и поступает вдоль оси винта в насосно-компрес-сорные трубы.
При вращении винта непрерывно открываются и замыкаются полости, образуемые винтом и обоймой.
Сумма заполненных жидкостью выходных площадей поперечного сечения винта с обоймой остается постоянной, и поток жидкости всегда непрерывен и пропорционален частоте вращения винта. Отличительной особенностью рабочего винта является то, что любое поперечное сечение, перпендикулярное оси вращения, представляет собой правильный круг. Центры этих кругов лежат на винтовой линии, ось которой является осью вращения всего винта. Расстояние, на котором центр поперечного сечения винта отстоит от его оси, называется эксцентриситетом и обозначается буквой /. Поперечные сечения обоймы в любом месте вдоль оси винта одинаковы, но повернуты относительно друг друга (рис. 107). Сечение внутренней полости обоймы образовано двумя полуокружностями с радиусами, равными половине диаметра поперечного сечения винта и двумя общими касательными.
Расстояние между центрами этих полуокружностей равно 4/.
Во время работы насоса винт совершает сложное движение. Благодаря вращению вала насоса винт вращается вокруг своей оси, одновременно ось винта совершает вращения по окружности диаметром d ~ 2/ в обратном направлении. Винтовой насос объемного действия, и его теоретическая подача прямо пропорциональна частоте вращения винта. При условии, что винт, вращаясь
В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава X. Добыча нефти и газа
Рис. 107. Рабочие органы винтового насоса'
в осевом направлении, не перемещается, жидкость, заполняющая впадины винтовой полости обоймы, будет поступать из одной впадины в другую в соответствии с шагом винта. За один оборот винт два раза перекроет камеры в обойме, т.е. вытеснит из нее две определенные порции жидкости. На промыслах погружные винтовые насосы применяются для скважин со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами производительностью 40, 80 и 100 м3/сут. Винтовые насосы выполнены с двумя рабочими органами, имеющими правое и левое направления спирали винта, благодаря чему во время работы они взаимно гидравлически разгружаются, и тем самым опорный подшипник или пята предохраняются от больших осевых усилий.
Один и тот же погружной винтовой насос позволяет эффективно эксплуатировать скважину при различных динамических уровнях.
|
|
|
Например, для насосов с напорами до 1000 м и производительностью от 40 до 100 м/сут зона оптимального к.п.д. находится в пределах уровней от 350 до 1000 м. Погружной винтовой электронасос, сочетая в себе положительные качества центробежного и поршневого насосов, обеспечивает плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким к.п.д. при большом диапазоне изменения давления. Особенностью винтовых насосов является значительное улучшение пара-
метров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Эти насосы наиболее эффективны при добыче вязкой нефти.
Большим преимуществом винтового насоса является то, что он обеспечивает стабильные параметры при добыче нефти с высоким газовым фактором и попадание свободного газа на прием насоса не приводит к срыву подачи насоса.
При работе погружного винтового насоса не происходит интенсивного эмульгирования жидкости.
4.8. Гидроморшневыс насосы
Установка гидропоршпевого насоса (рис. 108) состоит из погружного оборудования и силового насоса 2, емкости для отстоя жидкости I и трапа 3 для очистки. Погружное оборудование состоит из насосной установки, представляющей собой гидравлический двигатель и насос 6, поршни которого жестко соединены штоком. Для эксплуатации скважины гидропоршневым насосом в нее спускают два ряда концентрически расположенных на-сосно-компрессорных труб 4 и 5 диаметрами 63 и 102 мм, на концах которых находится седло, плотно посаженное в посадочный конус 7.
Насос спускают в трубу диаметром 63 мм, прижимают к посадочному седлу струей жидкости, нагнетаемой сверху силовым насосом, и приводят в действие при помощи золотникового устройства, расположенного между двигателем и самим насосом. Вместе с поршнем двигателя возвратно-поступательное движение совершает поршень насоса и откачивает жидкость из скважины, которая вместе с рабочей жидкостью по кольцевому пространству поднимается на поверхность.
Смена погружного агрегата производится без подъема на-сосно-комнрсссорных труб. Поднимают агрегат из скважины под действием рабочей жидкости, которая подается в кольцевое пространство под агрегат и выдавливает его, поднимая до устьевой головки, где его захватывает ловитель. С помощью гидропоршневого насоса можно поднимать жидкость с больших глубин (до 4000 м) с дебитом до 20 м3/сут. К.п.д. гидропоршневой установки достигает 0,6.
|
|
|
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
| 7 |
Рис. 108. Схема установки гидропоршневого насоса
Глава XI
Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более пластов одной скважиной
Большинство нефтяных и газовых месторождений как у нас в стране, так и за рубежом являются многопластовыми. При этом несколько продуктивных пластов располагаются поэтажно один над другим. Разработка таких месторождений самостоятельными сетками скважин, пробуренными на каждый отдельный пласт, с точки зрения рациональной разработки, является наиболее предпочтительной. Однако опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений уходит на бурение скважин. Поэтому разработка многопластовых месторождений самостоятельными сетками скважин на каждый пласт требует огромных капитальных затрат и не всегда экономически и технологически оправдана. В этой связи часто при разработке мпогопластовых месторождений объединяют несколько продуктивных пластов в один эксплуатационный объект, что позволяет сокращать сроки разработки месторождения, уменьшать капитальные вложения на бурение скважин и обустройство месторождений и т.д. В то же время одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не
К недостаткам гидропоршневых установок относится необ- соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают
ходимость около каждой скважины устанавливать емкости для методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважи-
рабочей жидкости и специального силового насоса. ной (ОРЭ). В зависимости от конкретных геолого-техиических
В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава XI. Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более... 373
| б) |
| *) |
условий разработки залежей, технических и эксплуатационных характеристик скважин применяется одна из имеющихся в настоящее время схем ОРЭ. Обязательные требования ко всем схемам ОРЭ - возможность раздельного освоения и пуска в эксплуатацию каждого пласта, замера дебитов нефти каждого пласта в отдельности, а также раздельного замера каждого пласта па обводненность, газосодержание и исследование каждого пласта на приток нефти и газа.
При принятии решения об использовании метода ОРЭ учитывается степень выработанности запасов, близость контура нефтеносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их непроницаемых иропластков, состояние эксплуатационной колонны скважин и т.д.
При ОРЭ двух горизонтов пласты разделяются друг от друга пакером. В скважину спускаются один или два ряда насосно-компрессорных труб, которые спускают параллельно или кон-центрнчпо. При одновременно-раздельной эксплуатации двух горизонтов разработка пластов может вестись по следующим схемам: фонтан-фонтан; фонтан-насос; фонтан-газлифт; фонтан—закачка; газлифт-насос; газлифт-газлифт; газлифт-закачка; насос-насос; насос-закачка; закачка-закачка. По таким же схемам можно осуществлять одновременно-раздельную эксплуатацию нефтяных и нагнетательных скважин с внутрискважипными перетоками газа или воды из одного эксплуатационного пласта в другие.
Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной сква
жиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность.
В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и экс
плуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение
и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками
на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку
скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного
метража бурения.!
На рис. 109 изображены несколько схем (а, б, в) оборудования скважин для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов. В схеме а для эксплуатации верхнего пласта в скважину
Рис. 109. Схемы подземного оборудования скважин для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов: а - фонтан-фонтан; б - насос-фонтан; в - штанговый иасос-штаигопый насос
параллельно первой колонне 2 насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм спускают второй ряд насосно-компрессорпых труб 3 диаметром 48 мм. С целью недопущения зацепления муфт при
374 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XI. Олпопременно-раздельная эксплуатация лпух и более... 375
с пус ко подъемных операциях на них устанавливают предохрани- пан 3 для прохода жидкости верхнего фонтанного пласта в на
тельные кольца I, которые создают плавный переход от поверх- сосные трубы. При спуске в скважину штангового насоса клапан
ности соединительных муфт к поверхности трубы. 3 открывается с помощью специального захвата 4, установленно-
Затем в скважину спускают хвостовик 9 диаметром 73 мм го на штангах 2. При подъеме штангового насоса этот захват за-
с седлом шарового клапана 10, пакером 8, гидравлическим яко- крывает клапан 3. В скважину оборудование спускается на тру-
рем 6 и клапаном 5. В хвостовик устанавливают второй ряд бах 1 диаметром 89 мм. Устье скважины при этой схеме ОРЭ
труб 7 диаметром 48 мм с уплотнительным конусом, который са- оборудуется фонтанной арматурой с сальниковым уплотнением
дится в седло 4 верхнего конца хвостовика. Эта концентричная полированного штока. Дебит фонтанного пласта регулируется
сборка спускается в скважину на НКТ диаметром 60 мм. I (о этим диаметром отверстия штуцера. Оба пласта осваиваются одноврс-
трубам поднимается продукция нижнего пласта. ■ менно до спуска в скважину насоса (при закрытом клапане 3).
Башмак второго ряда труб 3 (диаметром 48 мм) устанавли- Промывочная жидкость подается в трубы, минуя башмак внут-
вают над фильтром верхнего пласта. В эксплуатацию вводятся ренней трубы 9, и далее по кольцевому пространству между
одновременно оба пласта. С этой целью в трубы диаметром внутренней и внешней трубами через перепускной клапан 11 по-
60 мм сбрасывается металлический шарик, который, дойдя до падает в эксплуатационную колонну скважины, движется к устью
седла в конце муфты, отключает от него нижний пласт. Промы- и вызывает фонтанирование верхнего пласта. Фонтанирование
вочная жидкость нагнетается в колонну НКТ 2, вытесняет из нее происходит через кольцевое пространство между обсадной ко-
глинистый раствор через башмак трубы 7, проходит через пере- лонной и трубами I. При спуске насоса 7 клапан 3 открывается
пускной клапан 5 во второй ряд НКТ 3 и поднимается на поверх- и продукция обоих пластов поступает на поверхность по трубам 1.
ность., По схеме в скважины оборудуются для раздельной эксплуа-
Если продуктивные пласты расположены на незначитель- тации двух пластов штанговыми насосными установками. Обо-
ном расстоянии друг от друга, то в этом случае нет необходимо- рудование состоит из вставного насоса 8, специальною насоса 3
сти спускать хвостовик 9 и гидравлический якорь 6, который с подвижным цилиндром колонны труб 2. Привод насосов осу-
препятствует смещению пакера 8 и труб 2 под действием боль- ществляется станком-качалкой через колонну штанг 1. Сначала
шого давления в нижнем пласте. Устье скважины оборудуется в скважину спускают НКТ с пакером 9, якорем с замковой опо-
специальной сдвоенной фонтанной арматурой тройникового типа рой верхнего насоса с муфтой 6, имеющей поперечные отверстия,
с двухсторонними выкидными линиями для каждою пласта. вслед за этим на штангах спускают последовательно сосдипси-
По схеме б скважина оборудуется для раздельной эксплуа- ные штанговые насосы. Опорный конус 5 верхнего насоса имеет
тации двух пластов для работы по схеме фонтан-насос со смешс- продольные пазы, через которые проходит специальная штанга 4,
нием продукции пластов в колонне насосио-компрсссорпых труб, передающая возвратно-поступательное движение от цилиндра
8 нижней части насосно-компрессорных труб 5 устанавливается верхнего насоса плунжеру нижнего насоса. Цанговое крепление 7
хвостовик, который состоит из двух концентрических рядов труб конуса и специальной штанги обеспечивает надежность посадки
9 и 10 диаметрами 73 и 48 мм с шаровым клапаном 13. верхнего насоса. Из нижнего пласта продукция с помощью насо-
Для разобщения пластов на наружной колонне труб уста- са 8 нагнетается в трубы через продольные пазы в опорном кону-
наплппастся пакер 12 шлипсового типа. Внутренний ряд труб се верхнего насоса.
подвешивается на конусной опоре 8. На трубах 5 монтируются Продукция верхнего пласта поступает в плунжер верхнего
замковая опора 6 для штангового насоса 7 и золотниковый кла- насоса через систему совмещенных отверстий в муфте 6 и опор-
В.И. Кудинов. Основы пефтегазопромыслового дела
Глава XI. Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более... 377
пом конусе 5 и далее поднимается по тем же трубам 2. Если не
обходимо раздельно транспортировать продукцию обоих пластов
на поверхность, то используют полые шланги, по которым под
нимается продукция из верхнего пласта. Измерение дебита пла
стов производят с помощью отключения верхнего насоса, кото
рый приводится в действие при дополнительном опускании
штанг с помощью удлинителя хода плунжера. На рис. 110 пока
зана схема оборудования скважины для добычи нефти из пласта
штанговой насосной установкой с одновременной закачкой воды
через эту же скважину в другой продуктивный пласт для поддер
жания пластового давления. ■ (,.
Оборудование скважины состоит из колонны 89 мм НКТ 1,
штангового глубинного насоса 2, колонны 73 мм НКТ 6, верхнего
упорного пакера 5 и нижнего шлипсового пакера 7. Оба пакера
соединены между собой 73 мм НКТ 6. Нижний пакер устанавли
вают между продуктивными пластами и закрепляют в эксплуата
ционной колонне 3 шлипсовыми клиновыми упорами. Верхний
пакер устанавливают в скважине над фильтром верхнего нефтя
ного пласта. В корпусе верхнего пакера имеются два канала: цен
тральный патрубок диаметром 42 мм и кольцевое пространство
между сердечником пакера и центральным патрубком. Централь
ный капал через специальную муфту 4 соединен с затрубным
пространством. Добыча нефти из одного пласта и одновременная
закачка воды через эту же скважину в другой продуктивный
нласт ведется следующим образом. Вода, нагнетаемая с поверх
ности в скважину, поступает между НКТ и эксплуатационной ко
лонной до верхнего пакера и через муфту 4 протекает в цен
тральный канал пакера и далее по НКТ 6 проходит через нижний
пакер и затем в пласт. Для добычи нефти из верхнего пласта ис
пользуют капал в корпусе пакера и кольцевое пространство меж
ду сердечником пакера и центральным патрубком, соединяющим
НКТ с приемом глубинного штангового насоса. При подземном
ремонте скважины, оборудованной вставным глубинным насо
сом, закачка воды в нижний пласт не останавливается. При экс
плуатации мпогопластовых газовых месторождений нередко воз- рис. по. Схема оборудования скважины для добычи нефти из
пикает необходимость раздельной эксплуатации пластов в связи пласта и одновременной раздельной закачки воды в другой пласт
с различием в них газа по качеству, пластовых давлений в одной скважине
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава XII
и т.д. В одном из пластов может содержаться бессернистый газ, а в другом - с высоким содержанием сероводорода. В газовых скважинах раздельная эксплуатация двух пластов проводится по схеме фонтан-фонтан.
Кроме изложенных вариантов оборудования одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной, имеются другие модификации для различных условий эксплуатации.
1:,
Разработка нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
1. Разработка нефтяных месторождений
Разработка нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения - это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи наивысшего количества нефти, газа, конденсата и получение высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях.
Чаще всего нефтяные и газовые месторождения состоят из нескольких залежей, расположенных одна над другой. Но бывают и исключения, когда отдельные пласты или залежи залегают самостоятельно, независимо от других залежей.
Существует множество систем разработки нефтяных и газовых залежей, отличающихся друг от друга. Поэтому перед началом разбуривания и ввода месторождения в разработку необходимо выбрать наиболее рациональную систему, обеспечивающую получение наилучших технико-экономических показателей.
Рациональная система разработки на многопластовом нефтяном месторождении требует комплексного решения таких основных мероприятий, как:
а) Выбор основных (базисных) и возвратных горизонтов и определение сроков их ввода в разработку.
Базисный горизонт - это самый крупный по размерам и запасам, а также наиболее изученный в сравнении с другими горизонтами.
К возвратным обычно относят менее продуктивные с меньшими запасами и менее изученные пласты. Возвратные пласты вводят п разработку после окончания разработки основ-
В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромысяового дела
Глава XII. Разработка нефтяных, газовых месторождений 381
ного (базисного) горизонта, возвратные пласты залегают выше
основного. Поэтому скважины бурят по выбранной сетке на
основной пласт. i
После окончания разработки основного пласта в скважинах
устанавливаются цементные мосты (отсекают оснопной гори
зонт), проводят перфорацию вышележащих возвратных горизон
тов и вводят их в разработку. При переходе на вышележащий
объект при необходимости бурят дополнительные эксплуатаци
онные и нагнетательные скважины. Конечно, можно одновре
менно бурить скважины на основном и на возвратном объектах,
т.е. разрабатывать каждый пласт самостоятельной сеткой одно
временно. При этом будет обеспечен быстрый рост добычи нефти
и газа. • i
В то же время, учитывая, что на каждый объект будет буриться самостоятельная сетка скважин, потребуются значительные дополнительные капитальные вложения на бурение скважин и их обустройство. Поэтому окончательное решение принимается после проведения технико-экономического обоснования с рассмотрением в нем нескольких различных вариантов систем разработки, при этом учитываются сроки окупаемости капитальных вложений, коэффициент нефтеизвлечения и прибыль по каждому варианту и принимается наиболее эффективный.
б) Главным показателем, влияющим на конечное нефтеизв-лечение и объемы капитальных вложений при вводе месторождений п разработку, является выбор сетки скважин. Учитывая, что почти половина капитальных вложений идет на бурение скважин, то выбор сетки и, соответственно, количество скважин занимает важное место при выборе системы разработки. В зависимости от геологического строения залежи размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин может быть равномерным по площади или рядами.
Если залежь нефти имеет неподвижный контур нефтеносности, например массивные водоплапающие залежи с напором подошвенных вод или залежи, изолированные от напора вод, то в этом случае скважины располагаются по равномерной квадратной или треугольной сетке по всей площади. Па нефтяных место-
рождениях с напорным режимом скважины размещаются рядами, параллельными перемещающимся контурам: при водонапорном режиме - параллельно контуру водоносности и т.д.
Расстояние между скважинами и рядами скважин выбирается всегда с учетом геологического строения залежи, а также с учетом вязкости нефти и коллекторских свойств пласта.
Темп отбора нефти из залежи, срок се разработки будут во многом зависеть от выбранной сетки скважин, количества скважин и их размещения по площади.
Оптимальное расстояние между скважинами определяется с помощью гидродинамических расчетов по данным геологического строения месторождения, вязкости нефти, содержания в нефти газа, режима разработки залежи и т.д. При всех прочих равных условиях вязкость нефти при этом будет играть решающее значение. Порядок ввода нефтедобывающих и нагненатсль-ных скважин может быть различным. Это может быть от центра к периферийным зонам или от контура нефтеносности к центру.
Сетка скважин может быть редкой в начальный период раз-буривания месторождения с последующим ее уплотнением после детального изучения залежи. Такое может быть при разработке крупных нефтяных месторождений со сложным геологическим строением коллекторских свойств нефтяных пластов.
в) Установление режима работы нефтяных и нагнетательных скважин. При этом планируются темпы отбора нефти и закачки агента воздействия в пласт для поддержания пластового давления на соответствующий период.
Дебиты нефтяных скважин и присмистось нагнетательных скважин могут быть разными и зависят от геологическою строения продуктивных пластов, режимов работы залежей, системы воздействия на залежь, вязкости нефти и т.д.
Режимы работы скважин изменяются во времени в зависимости от состояния разработки залежей, на том или ином этапе времени (от состояния пластового давления, обводненности, положения контура нефтеносности, применяемой техники и оборудования в добыче нефти, закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления и т.д.).
В.И. Кудиноп. Основы нефтегазопромыслового дела
Глапа XII. Разработка нефтяных, газовых месторождений 383
Теми отбора нефти зависит от дебитов нефтяных скважин, качественного и количественного проведения исследовательских работ, по результатам анализа которых регулируется процесс разработки (перемещение водонефтяного или газонефтяиого контакта от контуров водо- и газоносности и т.д.).
Темп отбора нсфги из залежи в конце первой и начале второй стадии разработки месторождения (активный период ее эксплуатации) достигает 8-10% от начальных извлекаемых запасов.
2. Разработка газовых месторождений
Отличие разработки газовых месторождений от разработки нефтяных месторождений заключается в различии свойств газа от свойств нефти. Газ имеет значительно меньшую (в 100 и более раз меньше, чем вязкость легкой нефти) вязкость и обладает большей степенью сжимаемости. Газ, добытый со скважин, тут же подается в магистральные газопроводы, по которым он транспортируется до газоперерабатывающих заводов или непосредственно к местам его потребления.
Чаще всего основная особенность разработки газовых месторождений, особенно с большими запасами, заключается в неразрывной цепи в системе пласт - скважина - газосборные сети на газовом промысле - магистральный газопровод - пункты потребления - пункты переработки и потребления. В основу рациональной разработки газового месторождения положен принцип получения максимального газоизвлечения и высокой прибыли при минимальных капитальных вложениях с соблюдением условий охраны недр и окружающей среды. В технологической схеме разработки (проект разработки) определяют темп разработки месторождения по годам, общий срок разработки, сетку скважин и их диаметр, размещение скважин по площади и т.д.
При разработке газовых месторождений и определении сетки скважин большое значение имеет определение диаметра эксплуатационной колонны скважин. Из газовой скважины газ добывается по эксплуатационной колонне, поэтому, чем больше диаметр ствола скважины, тем больше будет дебит скважины
и меньше потерь на трение по ее стволу. Это значит, что на месторождении можно извлечь то же количество газа меньшим числом скважин.
Однако с увеличением диаметра растут осложнения при бурении, увеличиваются сроки бурения, а главное - это ведет к удорожанию скважин за счет увеличения ее металлоемкости.
Сжатый газ, обладая большой упругостью, всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. Этот запас будет иметься даже при минимальном пластовом давлении, близком к атмосферному. На газоизвлечение влияет множество факторов. Основным из них является остаточное давление в залежи на последней стадии разработки.
Наибольшее газоизвлечение может быть получено при снижении пластового давления до минимального значения, близкого к атмосферному. Но при этих условиях дебиты газа становятся низкими из-за небольших перепадов между пластовым и забойным давлениями и эксплуатация их становится нецелесообразной.
Обычно разработку газовых залежей с учетом экономических показателей прекращают при давлениях на устьях газовых скважин несколько выше атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи на газовых месторождениях в технологических схемах обычно принимается 0,75-0,85.
Режимы газовых месторождении. Под режимом газовых месторождений понимается влияние движущихся сил в пласте, обеспечивающих приток газа к эксплуатационным скважинам. Существует два режима эксплуатации газовых месторождений: газовый и водонапорный (или уируговодонапорный). Приток газа к забоям скважин при газовом режиме обеспечивается упругой энергией сжатого газа. При этом контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь.
При водонапорном режиме в газовую залежь в процессе разработки поступает контурная или подошвенная вода. При водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обеспечивается упругой энергией сжатого газа и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Приток во-
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава XII. Разработка нефтяных, газовых месторождений 385
ды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. При водонапорном режиме сравнительно часто пластовое давление в начале разработки залежи падает (как при газовом режиме).
Затем, по мере поступления воды в залежь, падение пластового давления замедляется. Замедление в начале поступления воды в газовую залежь может быть связано с проявлением в водоносном пласте предельного градиента давления. При расчетах пластового давления пользуются понятием средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления на данный период времени. Смысл этого понятия заключается в следующем. Это такое давление, которое установится в газовой залежи после длительной остановки добывающих скважин. Изменение во времени среднего пластового давления при газовом режиме определяется по уравнению
Р Р
где Р„ - начальное пластовое давление; Qao6{t) - суммарное количество добытого газа ко времени t, приведенное к атмосферному давлению Рп и стандартной температуре Гст; апн - газопа-сыщенпый объем норового пространства залежи; а - коэффициент газонасыщенности; Лн - поровый объем залежи; ZH и Z[P(t)] -
коэффициенты сверхсжимаемости газа при пластовой температуре Тт и давлениях Рп и />(/).
Из этого следует, что для газового режима характерна прямолинейность зависимости PjZ(P) - /[(2ло6(01-
От темпов продвижения контурной или подошвенной воды зависит темп падения пластового давления. От темпов падения пластового давления зависит темп падения дебитов газа в газовых скважинах, а отсюда и количество скважин, необходимых для обеспечения запланированных объемов добычи газа.
Как и при разработке нефтяных месторождений, неоднородность продуктивных коллекторов приводит к продвижению воды по наиболее проницаемым пропласткам, что вызывает
преждевременное обводнение газовых скважин. В итоге ухудшаются гехнико-экономические показатели разработки газового месторождения. В этом случае приходится проводить геолого-тсхнические мероприятия, в т.ч. и бурение дополнительных скважин.
При водонапорном режиме процесс обводнения газовых скважин — это естественный процесс. По при этом необходимо предусматривать такое число добывающих газовых скважин, такое размещение их по площади газоносности и соответствующие технологические режимы эксплуатации газовых скважин, систему обустройства и транспорта газа, которые обеспечивали бы получение наибольшее газоизвлечение, получение максимальной прибыли при наименьших капитальных затратах.
Различают три периода разработки газовых залежей: I - период нарастающей добычи газа; II - период постоянной (максимально достигнутой) добычи газа; III - период падающей добычи газа.
В первом периоде нарастающей добычи газа ведется разбу-ривание месторождения, обустройство газового промысла, ввод месторождения в планомерную разработку и в конце первого периода - выход на максимально запланированную (предусмотренную проектом разработки) добычу газа. Этот период в зависимости от размеров залежи и запасов длится от 2-3 лет до 5-7 лет и более. Период постоянной добычи газа продолжается до отбора из залежи 65-75% запасов газа, а иногда и более.
Период падающей добычи газа продолжается до достижения минимального рентабельного отбора газа из месторождения, который зависит от цены на газ и существующего закона по налогообложению.
Техногенные последствия от разработки газовых месторождений. Газовые залежи, как и нефтяные, находятся под воздействием горного давления вышележащих горных пород. Это даплсмис воспринимается непосредственно скелетом продуктивного (нефтяного, газового, газоконденсатного) пласта. А содержащиеся в скелете пласта нефть или газоконлепсат находятся под, так называемым, начальным пластовым давлением. От вели-
386 В.И. Кудинов. Основы иефтегазппромыслового дела Глава XII. Разработка нефтяных, газовых месторождений 387
чины этого давления и последующего его снижения во многом с пятиэтажными домами и т.д. В последние годы эти сооружения
зависят показатели разработки месторождения (нефтяного, газо- погружаются в море.
вого, газоконденсатного). Под величиной пластового давления Зарубежные и отечественные данные говорят о том, что
следует понимать внутрипоровое давление, под которым нефть разработка месторождений нефти и газа провоцирует, в ряде слу-
или газ находятся в данной точке залежи. Внутрипоровое давле- чаев, техногенные землетрясения. Так, на Старо-Грозненском
ние в залежи противостоит горному давлению. В процессе разра- нефтяном месторождении (Северный Кавказ) в 1971 году про-
ботки горное давление остается постоянным. Изменение внутри- изошло землетрясение в 7 баллов с глубиной очага 2,5 км в при-
порового давления сказывается (кроме изменения показателей сводовой части залежи. Через 5 часов повторное землетрясение
разработки) на деформационные изменения продуктивного кол- в 4-5 баллов было зарегистрировано на глубине 5 км. С момента
лектора, т.к. из-за увеличения разницы между горным и поровым начала сейсмических исследований на территории Ромашкинско-
давлениями возрастает нагрузка на него. Следствием этого явля- го месторождения (Татария) только в сентябре-декабре 1986 года
ется уменьшение внутрипорового пространства (коэффициента зарегистрировано 15 землетрясений с глубиной очага до 10 км
пористости). На основе лабораторных экспериментов и промы- и силой в эпицентре в 5-6 баллов.
еловых данных доказаны факты изменения емкостных и фильт- Данные по разработке нефтяных и газовых месторождений
рационных свойств продуктивных пластов. Кроме этого, умепь- показывают, что проседание земной поверхности и техногенные
шение пористости в каждой точке пласта интегрально приводит землетрясения приводят к нарушениям герметичности эксплуа-
к изменению толщины продуктивного пласта. Его «усадка» вы- тационных колони, разрушению промысловых коммуникаций,
зывает перераспределительные процессы в вышележащих поро- разливу нефти и т.д.
дах. Совокупным результатом является проседание дневной по- Проседание уровня земли приводит к негерметичности экс-
верхности или дна моря при разработке континентального шель- плуатациониых колонн, а это, в свою очередь, может приводить
фа. Систематические наблюдения за проседанием земной но- к перетокам нефти, газа и пластовых сильно минерализованных
верхности у нас в стране и за рубежом начали проводиться толь- вод в другие горизонты. Это создает большие экологические про-
ко с 70-х годов. К настоящему времени значительные просела- блемы и наносит вред недрам. Следует отметить, что вопросам
ния земной поверхности имеются более чем на 30 разрабатывае- охраны недр и окружающей среды в последние годы стали уде-
мых месторождениях. Например, на месторождении Уилминг- лягь большое внимание. Многое сделано, но многое еще требует-
тон (Калифорния, США) за 27 лет разработки уровень дневной ся решать. Особенно острый вопрос - это добыча газа в районах
поверхности снизился на 9 метров. При этом максимальное про- Крайнего Севера (где открыты крупнейшие месторождения газа),
седапис происходит над участками залежи с высокими коллск- На месторождениях Севера Тюменской области, Восточной Си-
торскими свойствами и наибольшими коэффициентами нефге- бири и Заполярья имеются вечпомерзлые породы, толщиной от
извлечения. • поверхности и ниже до нескольких сот метров. При бурении
Имеют также место при этом существенные горизонтальные и эксплуатации скважин здесь происходит растепление этих уча-
смещепия почвы, которые приводят к нарушениям (деформаци- стков пород, вследствие чего происходит просадка пород вокруг
ям) инженерных коммуникаций и сооружений. скважин. Приходится принимать специальные меры против рас-
В 1949 году началось освоение нефтяного месторождения тсплсиия порол как в процессе бурения скважин, так и при экс-
Нефтяныс Камни п Каспийском море, в 80 км от г. Баку. Там бы- плуатации скважин. При разработке газовых месторождений при
ла сооружена система эстакад, был построен вахтовый поселок низкой пластовой температуре в призабойной зоне могут быть
388 В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела Глава XII. Разработка нефтяных, газовых месторождений 389
гидратообразовання. Борьба с гидратообразованием ведется ну- коллекторских свойств пласта по всему разрезу, состояния водо-
тем периодическом закачки в пласт ингибитора гидратообразова- напорной системы и т.д. Особенно необходимо хорошо знать
ния - метанола. Гидратообразование возможно и в стволе сква- проницаемость пласта с целью определения приемистости его по
жин. Борьба с гидратообразованием в стволе скважин ведется ну- воде и сухому газу.
тем непрерывной дозировочной закачки метанола в скважину. При снижении пластового давления часть конденсата впи-
тывается породой пласта, большая часть которого может остаться
3. Разработка газоконденсатпых месторождений в пласте безвозвратно.
Коэффициент конденсатоотдачи зависит от коэффициента
Залежи газа, в которых содержатся растворенные в газе газоотдачи. При содержании конденсата более 160 г/м3 (началь-
жидкис углеводороды, называются газокоидснсатными. ном периоде разработки) чаще всего газоконденсатные месторо-
Содержание конденсата (жидкие углеводороды) в газе газо- ждения разрабатывают при забойных давлениях в скважинах,
конденсатных месторождений зависит от состава газа, пластового ВЬ]ше давления начала конденсации, за счет поддержания пласто-
давления и температуры. Содержание конденсата в газе колсб- вого давления закачкой сухого газа в пласт. Эффективность за-
лстся в основном от 50-700 см3/м3.,; качки сухого газа в пласт во многом зависит от запасов газа, кон-
Обычно до глубин 1600 м жидкие углеводороды полностью ДСцсата, числа добывающих и нагнетательных скважин и их рас-
растворены в газе, т.е. углеводороды в смеси находятся в одно- положения по площади залежи. Часто закачка сухого газа осуще-
фазном состоянии. Тяжелые углеводороды полностью растворе- Ствляется по схеме кругового оборота. Газ вместе с конденсатом
ны в легких газообразных углеводородах. После начала разработ- из скважины поступает па поверхности в конденсатную установ
ки газоконденсатного месторождения пластовое давление в нем ку? в которой при соответствующем давлении и температуре вы-
начинает подать и из газа начинает выпадать конденсат. падают (выделяются) жидкие углеводороды.
Давление, при котором из газа начинает выделяться конден- Затем очищенный сухой газ сжимается в компрессорах
сат, называется давлением начала конденсации. па 15-20% превышающего давления в скважине, и под этим
Выпадение тяжелых углеводородов (конденсата) в пласте давлением через нагнетательные скважины обратно нагнетается
начинается, когда давление снижается ниже давления насыще- в пласт.
||ИЯ- Этот метод позволяет получить наибольший коэффициент
Разработка газоконденсатного месторождения может осу- конденсатоотдачи пласта. Однако этот метод имеет существен-
ществляться в режиме истощения или с поддержанием пластово- ные недостатки. Для закачки газа требуется строить дорогостоя-
го давления. шсс компрессорное хозяйство. В компрессорах сжигается боль-
На истощение газоконденсатные месторождения разрабаты- шое количество газа. Участвующий в кругообороте сухой газ
каются при небольшом содержании конденсата в газе, когда при- консервируется, что отрицательно сказывается на показателях
менсние методов поддержания пластового давления, по сообра- процесса.
женням экономики, не целесообразно. Затраты не окупаются до- Ученые и производственники считают, что негативные по
полнительным извлечением конденсата. При искусственном воз- следствия могут быть компенсированы за счет применения для
действии па залежь с целью поддержания пластового давления поддержания пластового давления не газа газоконденсатного ме-
закачкой воды или сухого газа необходимо более тщательное сторождения, а неуглеводородных газов, таких как СО2, азот,
изучение геологического строения газоконденсатной залежи, дымовые газы. При использовании неуглеродных газов сокраща-
В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромыслового дела
Глава ХП. Разработка нефтяных, газовых месторождений 391
ется ущерб от консервации части запасов газа, увеличивается конечный коэффициент конденсатоизвлечения. Свойства азота аналогичны свойствам метана. Азот, извлекаемый из воздуха, сегодня в несколько раз дешевле стоимости природного газа. При сжигании 1 м3 метана образуется более 10 м3 дымовых газов. В этой связи в пласт можно закачать не 1 м3 сухого газа, а 10 м3 выхлопных газов. В настоящее время ни на одном газоконден-сатном месторождении не осуществляется поддержание пластового давления закачкой воды. Однако уже достаточно большая работа проведена учеными по эффективному использованию заводнения при разработке газоконденсатных месторождений, в т.ч. и загущенной воды полиакриламидами и т.д.
! ■ i '
