Способы нефтедобычи

Способы нефтедобычи. По способам современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости в т.ч. нефти делятся на - фонтан выход флюида осуществляется за счет разности давлений - газлифт - установка электро-центробежного насоса УЭЦН - ШГН штанговые насосы - другие см.табл. 1 Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и изменением свойств нефтяной эмульсии от пластовых условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура.

Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны.

Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу. Обычно начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах 300 - 700м. Эти отложения, как правило, представляют собой вязкую массу, состоящую из смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов.

Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах от 50 до 200м. Отложению парафина способствуют шероховатость поверхности, малые скорости потока и периодическое обнажение поверхности в результате пульсации.

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы -Тепловые методы. -Механические методы. -Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол. -Применение различных растворителей парафиновых отложений. -Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб. В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации.

В данной статье рассматривается метод удаления АСПО тепловым методом, разработанный ЗАО ЭЛКАМ-Нефтемаш. Тепловой метод основан на способности асфальто-смоло-парафиновых отложений плавиться при температурах, превышающих точки их кристаллизации.

Для создания необходимой температуры требуется специальный источник тепла, который должен быть помещен непосредственно в зону отложений. В настоящее время используют технологии с применением горячей нефти или воды в качестве теплоносителя перегретого пара реагентов, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции, и др. применение специальных нагревательных кабелей.

Выбор каждого из указанных методов зависит от характеристики отдельно взятой скважины. Одним из распространенных методов, применяемых для удаления АСПО, является промывка теплоносителями через затрубное пространство. Но такой ввод теплоносителя обусловлен большими объемами расходуемых технологических жидкостей, составляющих приблизительно 30-60 куб.м, горячей нефти, перегретого пара и т.д а также не очень эффективным прогревом колонны НКТ, используемой в качестве лифта для подъема нефти, основная доля тепла уходит на прогрев обсадной колонны.

Также при данном способе промывки большая доля промывочной жидкости уходит в продуктивные пласты, что приводит к непроизвольному глушению и впоследствии уменьшению ее продуктивности. промытые отложения парафины, смолы, песок и т.д. проходят через насосные установки, засоряя клапанные узлы, что приводит к сбоям и отказам в их работе. Большинство существующих недостатков при промывке через затрубное пространство устраняется при использовании метода промывки через полые штанги, предложенного предприятием ЗАО ЭЛКАМ-Нефтемаш. На сегодняшний день для работы в условиях высокой степени асфальто-смоло-парафинистых отложений предприятием ЗАО ЭЛКАМ-Нефтемаш серийно выпускается комплект Оборудования для промывки и прогрева скважин, далее по тексту ОППС, который используется для ввода теплоносителя и растворителей непосредственно в зону образования АСПО через полые штанги.

Благодаря простой, удачной компоновке и комплектации комплекта ОППС обеспечивается возможность периодической промывки лифтовой колонны труб от различного вида отложений через колонну полых штанг и переводную муфту, установленную ниже зоны образования АСПО с применением минимальных объемов промывочных жидкостей.

Предприятие ЗАО ЭЛКАМ-Нефтемаш предлагает различные варианты комплектации в зависимости от параметров скважин. Данный комплект также может быть успешно использован для ликвидации ледяных пробок на устье скважины в зимнее время.

Комплект оборудования ОППС, изготавливаемый предприятием ЗАО ЭЛКАМ-Нефтемаш, предназначен для промывки тепловым методом нефтяных скважин, оборудованных погружными штанговыми насосами и осложненных образованием АСПО, где в качестве лифтовой колонны использованы трубы НКТ ГОСТ 633-80, а в качестве канала для подвода теплоносителя полые штанги с муфтами. В общем случае рекомендуемая схема компоновки штанговой колонны для промывки скважин установкой ОППС состоит из полого устьевого штока колонны полых штанг специальной промывочной муфты тройника для подвода теплоносителя и соединения с траверсой станка-качалки клапана обратного, навернутого на выходной конец устьевого полированного штока заглушки, к которой присоединяется рукав высокого давления от промывочного агрегата. см.табл. 2 Длину колонны полых штанг рекомендуется выбирать таким образом, чтобы промывочная муфта располагалась на 15 20 м ниже зоны образования АСПО. Для соединения рукава высокого давления с клапаном обратным используется быстроразъемное соединение БРС . Противоположный конец рукава соединяется с нагнетательной коммуникацией промывочного насоса агрегат депарафинизационный промывочный. Схема соединения нагнетательной магистрали представлена на рисунке 1. В качестве теплоносителя рекомендуется использовать воду, разогретую до 75 85 С в объеме, достаточном для промывки скважины.

Данные по эксплуатации ОППС . Эксплуатация данных установок в Казахстане в АО МангистауМунайГаз привела к значительному снижению затрат на промывку скважин в 3-5 раз, снижению подъемно-спусковых операций на 50 . Данные по промывке от АСПО горячей водой в одной из нефтяных компаний представлены в таблице.

Рассмотренный способ удаления АСПО, разработанный ЗАО ЭЛКАМ-Нефтемаш совместно с нефтедобывающими компаниями, являет собой плод многолетнего опыта, огромной практики и интеллектуального потенциала, обеспечивающего передовыми технологиями предприятия, добывающие нефть.

В связи с высокой эффективностью данного способа, его простотой и недороговизной можно утверждать, что данная технология представляет собой наиболее оптимальный способ обработки скважин для удаления асфальто-смоло-парафиновых отложений 3.3. Скважина Скважиной нефтяной залежи называется разработочная скважина, оснащенная фонтанным, насосным, газлифтным оборудованием, контрольно-измерительными приборами и предназначенная для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды, воздействия на нефтяной пласт и управления разработкой нефтяной залежи ОСТ 39.039-76 . см.рис. 3 Возможность использования изделия или сооружений по назначению зависит от их состояния.

Состояние скважины нефтяной залежи определяется техническим состоянием элементов конструкции скважины обсадных колонн, цементного камня, устьевого оборудования скважины состояния призабойной зоны пласта техническим состоянием внутрискважинного и устьевого эксплуатационного оборудования.

Заканчивание скважин Под закачиванием понимают работы, выполняемые после достижения стволом скважины кровли продуктивного пласта и до ввода ее в эксплуатацию, а именно 1 бурение в продуктивных пластах 2 исследование скважин геофизическими приборами и с помощью испытателей опробователей пластов 3 спуск и цементирование обсадной колонны 4 оборудование устья скважины 5 вскрытие пласта перфорация и освоение скважин.

Бурение в продуктивных пластах. При этом необходимо обеспечить возможно большую сохранность естественных коллекторских свойств пласта, не допускать проникновения в пласт бурового раствора и частиц пробуренной породы, закупорки пор и в результате уменьшения проницаемости пласта.

Для такой цели снижают противодавление на пласт и применяют высококачественные буровые растворы, имеющие минимальную водоотдачу или растворы на углеводородной основе. При благоприятных геологических условиях продуктивный пласт разбуривают с продувкой скважины воздухом или газом. В процессе проходки продуктивных пластов в разведочных скважинах используют только колонковые долота при сплошном отборе керна для изучения строения и свойств горных пород-коллекторов.

Исследование скважин. При исследовании продуктивных пластов в разведочных скважинах, проводят полный объем геофизических работ, в том числе по определению толщины, пористости и проницаемости пластов. При исследовании добывающих скважин в процессе бурения ограничиваются изучением шлама и результатами некоторых видов геофизических исследований в целях определения угла наклона и азимута ствола скважины, а также уточнения толщины и интервалов залегания продуктивного пласта, его пористости и проницаемости.

В необходимых случаях испытывают опробовают пласты в открытом стволе с помощью трубного испытательного инструмента и опробователей пластов, спускаемых на кабеле, которые обеспечивают вызов притока нефти газа под действием резкого перепада давлений. По результатам оценивают добывные возможности скважин и фильтрационные характеристики пласта проницаемость, гидропроводность. Спуск и цементирование обсадной колонны.

При положительных результатах испытаний в скважину спускают колонну обсадных труб, а пространство между стенками скважины и обсадной колонной заполняют цементом с целью укрепления ствола, а также изоляции водоносных пластов от газоносных и нефтеносных. Если продуктивный пласт сложен крепкими породами известняками, доломитами, обсадную колонну спускают до кровли, оставляя открытым забой. Если же он сложен из рыхлых, осыпающихся пород, то обсадную колонну, как правило спускают ниже подошвы продуктивного пласта.

Цементирование скважины производят с помощью специальных агрегатов, закачивающих раствор через заливочную головку в обсадные трубы, в которых предварительно устанавливают деревянную пластмассовую пробку с манжетами и центральным отверстием. После закачки объема цементного раствора, необходимого для заполнения затрубного пространства, устанавливают вторую глухую пробку, после чего порция цементного раствора продавливается в заколонное пространство с помощью глинистого раствора.

Оборудование устья скважин производится после определения высоты подъема цементного раствора в заколонном пространстве. Обсадные трубы подвешивают на колонной головке, герметизирующей также затрубное пространство. Вскрытие пласта в скважинах, на забой которых спущена обсадная колонна или хвостовик, не имеющий отверстий, производят с помощью специальной прострелочной аппаратуры, спускаемой на кабеле через колонную головку.

Прострел отверстий в стенках обсадных труб и цементном кольце осуществляется несколькими типами перфораторов кумулятивными, пулевыми, торпедными. На практике наиболее широко применяют кумулятивные перфораторы, позволяющие создавать каналы диаметром 16-18 мм и длиной 200-250 мм. 3.4.Освоение скважин Для добывающих скважин под освоением понимается вызов притока нефти и газа из пласта для нагнетательных - вызов притока пластовой жидкости, очистка призабойной зоны и обеспечение других условий, при которых продуктивный пласт начинает принимать рабочий агент воду или газ в необходимом объеме.

Вызов притока жидкости обусловлен перепадом давления между пластом и столбом жидкости в скважине. Это гидростатическое противодавление понижают либо путем уменьшения плотности жидкости замены бурового раствора водой или нефтью, либо уменьшением высоты столба жидкости в скважине. Для вызова притока путем замены бурового раствора скважину оборудуют по схеме.

На устье устанавливают специальную арматуру, а в саму скважину, как правило до фильтра, спускают трубы. Эти трубы и арматуру используют в дальнейшем при эксплуатации скважины. Для замены бурового раствора на воду последнюю с помощью насоса через открытую задвижку нагнетают в затрубное пространство. Раствор, заполняющий ствол скважины, оттесняется водой и по внутренним трубам которые в данном случае выполняют роль промывочных поступает на поверхность и через задвижку попадает в приемный чан. Если пластовое давление достаточно велико, то скважина может начать фонтанировать еще до момента полной замены промывочного раствора на воду. Продукция ее нефть, газ направляется в верхнюю выкидную линию через задвижку. Если после замены раствора пласт себя не проявляет, то воду в стволе можно заменить нефтью или водовоздушной смесью.

Схема промывки при этом несколько усложняется, но в принципе остается такой же. Во многих случаях используют компрессорный способ вызова притока, при котором промывка водой или осуществляется кратковременно лишь для разжижения раствора, или вовсе не проводится.

В затрубное пространство с помощью компрессора обычно передвижного нагнетают воздух или газ, который вытесняет жидкость в центральные трубы. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве доходит до нижнего обреза башмака центральных труб, газ по ним прорывается на поверхность, газирует находящуюся в них жидкость, что приводит к значительному снижению ее плотности. Жидкость вместе с газом выбрасываются на поверхность, давление на забое понижается обычно довольно резко, вследствие чего продукция из пласта начинает поступать в скважину. Компрессорный способ обычно применяют в случаях плотно сцементированных коллекторов, так как в рыхлых породах резкое снижение забойного давления может привести к разрушению и выносу их в больших количествах в скважину, что может существенно осложнить ее дальнейшую эксплуатацию.

После вызова притока добывающая скважина некоторое время самоочищается от остатков буровой грязи, а затем после комплекса исследований переводится на нормальную эксплуатацию. В нагнетательных скважинах очистка от буровой грязи осуществляется длительным извлечением жидкости из пласта дренированием пласта и последующей интенсивной промывкой ствола водой.

Наличие грязи в призабойной зоне пласта и стволе нагнетательной скважины может привести к закупорке пор пласта, вследствие чего скважина не будет принимать воду. После очистки ее переводят на пробное нагнетание, в процессе которого проводят цикл исследований. По завершении исследований скважину сдают в эксплуатацию.

В зависимости от числа колонн обсадных труб, спущенных на разные глубины, различают одно двух- или трехколонную конструкции скважины. Колонна обсадных труб, спущенная до забоя скважины, называется эксплуатационной. см.рис 4 . 3.5.