Основы нефтяного дела

∙Тип применяемого оборудования и инструмента

Все эти параметры неразрывно связаны между собой и нарушение одного из них ведет к нарушению другого, что в итоге может привести к осложнениям, авариям или некачественному строительству скважины.

Все параметры представлены в основном техническом документе на бурение скважины - геолого-техническом наряде ГТН.

По мере проводки ствола скважины возникает необходимость закрепления стенок скважины. Для этого в скважину спускают обсадные трубы, а пространство между трубами и скважиной (затрубное пространство) затем заливают цементом. Эти процессы называются креплением ствола скважины.

Для предотвращения размыва пород на устье скважины спускается направление глубиной до 60 метров. Затем для предотвращения

загрязнения пластов с питьевой водой спускается кондуктор, на кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование ПВО

для предотвращения и ликвидации возможных нефтегазоводопроявлений. В зависимости от геологических условий (например, для перекрытия зон с аномально высоким давлением) в скважину могут спускаться технические обсадные колонны.

Эксплуатационная колонна спускается в скважину последней, через нее осуществляется в эксплуатация скважин. Пространство между стенками скважины и трубами заливают цементным раствором. Процесс цементирования – один самых сложных технологических процессов при строительстве скважин. Сложность в том, что необходимо приготовить цементный раствор (для скважины глубиной 2500 м необходимо 80т цемента) и закачать его в скважину до момента начала схватывания 1.5-2 часа. Процесс цементирования проходит так. На около скважинной

площадке устанавливается специальное цементировочное оборудование

– цементировочные насосные агрегаты, которые могут развивать давление до 320 атмосфер и цементосмесительные машины, в которых происходит приготовление цементного раствора (затворение цемента на воде). На устье скважины устанавливается цементировочная головка, через которую направляются потоки, - сначала цементного раствора, а

затем продавочной жидкости для заполнения внутритрубного пространства. Для разделения продавки от цемента применяют резиновую пробку, которая проходит всю длину эксплуатационной

колонны и останавливается в самой нижней части на специальном кольце. Во время посадки происходит рост давления, этот момент называется «сигнал СТОП», т.е. внутритрубное пространство заполнено буровым раствором, а затрубное – цементным. В этот момент скважина

закрывается и оставляется на время ожидания затвердевания цемента ОЗЦ.

Нефть в скважину из пласта поступает через специальные перфорационные отверстия, которые или сверлят в обсадной колонне,

или прожигают кумулятивными перфораторами. Этот процесс

называется перфорацией или вторичным вскрытием нефтяного пласта. В скважину спускаются насосно-компрессорные трубы (лифт). Вызов подачи нефти из пласта называется освоением. Освоение заключается в том, что проводится снижение забойного давления менее давления пластового, за счет чего происходит течение из пласта в ствол скважины. Это достигается или снижением столба скважинной жидкости, или уменьшением ее плотности. Могут применяться для освоения и погружные насосы. Это завершающая стадия строительства скважины. Теперь скважина поступает в эксплуатацию.

ОАО «Самаранефтегаз»

Обсадные трубы подготовлены к спуску в скважину

Конструкция скважины

Мы рассмотрели вопросы разработки месторождений, провели подготовительные работы и пробурили скважины, вызвали приток. Теперь перед нами стоит задача – поднять нефть на поверхность, обеспечить длительную максимальную добычу нефти.

Пластовый флюид прежде, чем попасть к потребителю, начинает свой путь

в пласте, поднимается по колонне НКТ, затем по сборным коллекторам

достигает сепаратора, где разделяется на воду, нефть и газ.

На этом пути важную роль играют четыре вида давления: пластовое,

забойное, устьевое и линейное.

Жидкости и газы находятся в пласте под давлением, которое называется пластовым. Пластовое давление - показатель, характеризующий природную энергию. Чем больше пластовое давление, тем большей энергией обладает пласт. Если пластового давления достаточно, чтобы поднять жидкость на поверхность (преодолеть гидростатическое давление), преодолеть трение в НКТ и коллекторах, то такая скважина фонтанирует. Если пластового давления недостаточно, то в скважину спускается погружной насос. Такая добыча называется механизированной.

Основной движущей силой движения жидкости в пласте является разность давления в пласте и в скважине. Давление на забое скважины называется забойное давление, играет в процессе добычи определяющее значение - чем ниже забойное давление, тем скважина может работать более продуктивно. Перепад давления между пластовым и забойным давлением называется депрессией. За счет депрессии происходит

течение нефти в пласте

Депрессия = Рпл. – Рзаб.

Движение нефти в пласте происходит по радиусам круга вокруг скважины, так называемой зоны дренирования по простиранию, и потоками параллельными друг другу по профилю пласта. Такое течение называется

плоскорадиальным.

Движение нефти начинается с какого–то расстояния, так называемого

радиуса дренирования залежи или радиуса притока. По мере движения к стволу скважины пластовой жидкости поток ее увеличивается, вследствие чего растет давление гидродинамического сопротивления. Наибольшего значения оно достигает в призабойной зоне пласта (ПЗП), равной 0.8 – 1.5 метра. График зависимости давления от расстояния до скважины называется воронкой депрессии. В этой зоне происходит наибольшее падение давления, изменение температуры от пластовой к скважинной, что приводит к различным явлениям, например к выпадению в осадок в этой зоне солей, твердых частиц, парафинов, смол, может возникнуть турбулентное движение жидкости. Все эти помехи для течения жидкости из пласта и называются скин – эффектом.

Отношение дебита скважины к депрессии есть коэффициент продуктивности– kпр, он определяет степень загрязненности ПЗП.

kпр = q / ∆P

Движение жидкости в пласте-коллекторе называется фильтрацией, оно

происходит по закону Дарси и определяется по формуле

Важной характеристикой нефтяных скважин является дебит - среднесуточный уровень добычи нефти. По значению дебита (тонны/сутки) различают низкодебитные (до 7 т/с),

среднедебитные (от 7 до 25 т/с), высокодебитные (от 25 до 200 т/с) и сверхвысокодебитные (более

200 т/с) нефтяные залежи.

Устьевоедавление Линейноедавление Сепаратор

Зонадренирования

Забойноедавление

Призабойная зона

Пластовоедавление

Четыре вида давления влияет на работу скважины: пластовое, забойное, устьевое, линейное.

Зона дренирования

Изменение даваления в пласте от пластового до забойного идет по логарифмической закономерности. Этот график называется «воронкой депрессии»

Специальные компьютерные программы (например, Well performance) позволяют произвести

расчеты потенциальной добычи из скважины, сделать прогноз

производительности при проведении геолого-технических мероприятий ГТМ

Где μн - вязкость пластового флюида Rскв. – радиус скважины

k – проницаемость S – скин

βн – пластовый объемный фактор

rзал – радиус зоны пласта откуда осуществляется добыча h –мощность пласта

Итак, мы получили приток из пласта в скважину, теперь необходимо произвести подъем пластовой жидкости на поверхность, который может происходить за счет:

∙Природной энергии (фонтанный способ добычи)

∙Энергии передаваемой в скважину с поверхности при помощи следующих способов откачки нефти из скважины

∙Компрессорного (газлифтная эксплуатация)

∙Насосного (поршневые штанговые глубинные насосы ШГН, электроцентробежные насосы ЭЦН, винтовые

насосы и др.)

Фонтанная эксплуатация скважин

Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В

зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить

за счет энергии гидростатического напора, за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, за счет той и другой энергий.

Нефть из скважины на поверхность движется по насоснокомпрессорным трубам НКТ, снизу лифт оборудован центрирующей воронкой. Для регулирования потока флюида из скважины и контроля за его параметрами все скважины оборудуют устьевой арматурой.

Оборудование устья скважины

При недостатке природной энергии для подъема жидкости применяют дополнительные двигатели. Они могут быть как на поверхности, так и в скважине – погружные.

Фонтанная арматура скважины оборудованной электронасосом УЭЦН. По кабелю электроэнергия

подается на погружной двигатель

Буферная

задвижка

арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Фонтанная арматура состоит из

∙трубной головки и

∙фонтанной елки.

Для герметизации межтрубного пространства на эксплуатационную колонну монтируют колонную головку. На нее устанавливают трубную головку.

Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д. Трубная головка состоит из крестовины, переводной катушки. На ней установлены запорные задвижки,

которые служат для соединения технологического оборудования с межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Верхняя часть фонтанной арматуры называется фонтанной елкой. Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления скважинного потока из НКТ в выкидные линии,

Колонная

головка

регулирования отбора жидкости и газа при помощи задвижек и штуцеров, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка представляет собой набор задвижек, соединенных для направления потока тройниками. Как правило, задвижки устанавливаются парами - коренная задвижка и рабочая. В верхней части арматуры

устанавливается буферная задвижка, которая служит для перекрытия и установки лубрикатора. Лубрикатор – приспособление, которое обеспечивает герметичность при спуске в скважину на проволоке инструмента (напрмер, скребков для очистки лифта от парафина) или геофизических приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. Для контроля над процессом добычи на фонтанной арматуре устанавливают манометры.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Газлифтная эксплуатация скважин

Газлифтная добыча - способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением. Рабочий агент - сжатый компрессором попутный газ (компрессорный газлифт) или воздух (эрлифт), а также природный газ под естественным давлением (бескомпрессорный газлифт). Газ по затрубному пространству скважины подается через специальные клапаны (мандрели) в колонну НКТ, где, всплывая увлекает за собой жидкость. При подъеме пузыри газа увеличиваются за счет уменьшения

гидростатического давления и выталкивают находящуюся над ней жидкость на поверхность Комплекс газлифтного оборудования включает:

∙наземное оборудование

∙источник рабочего агента,

∙систему трубопроводов,

∙газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода;

∙скважинное –

∙насосно-компрессорные трубы (НКТ),

∙пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца НКТ для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций);

∙пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости).

Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости

вскважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны

регулируют поступление газа в продукцию и предназначены для

уменьшения пульсаций.

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена

–высокими газосодержанием или температурой жидкости,

–наличием песка,

–отложениями парафина и солей,

–а также в кустовых и наклонно направленных скважинах. Эффективность газлифта зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и РА давлений.

Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами

Электроцентробежная насосная установка - комплекс оборудования для

механизированной добычи жидкости через скважины с помощью центробежного насоса, непосредственно соединенного с погружным электродвигателем. ЭЦН для нефтяных скважин включает

∙центробежный насос с 50-600 ступенями;

ОАО «Самаранефтегаз»

Газлифт впервые осуществлен в Венгрии при осушении затопленной шахты (кон.18 в.). Для добычи нефти применяется в США с 1864, в России - с 1897г. по предложению В.Г. Шухова (эрлифт, Баку). Широкое применение получил с 1920-х гг.

Смесь

Газ

Газовые сепараторы отделяют некоторое количество выделяющегося из пластовой жидкости газа и направляет его кольцевое пространство между обсадными трубами и НКТ до поступления газа в насос путем изменения направления движения флюида или с помощью ротационной центрифуги.

Приемный модуль насоса позволяет флюидам поступать в насос и может быть частью газового сепаратора

Погружной двухполюсный трехфазный асинхронный электродвигатель

Силовые кабели подводят электроэнергию к погружным двигателям по изолированным жилам

В корпусе насоса установлены ступени, каждая из

которых состоит из вращающегося рабочего колеса и неподвижного направляющего аппарата. Число ступеней определяет его подачу, давление и

потребляемую мощность

Протектор двигателя соединяет насос с двигателем, изолирует двигатель от скважинных флюидов, служит в

качестве дополнительной емкости для масла и уравновешивает давление в стволе скважины и двигателе, а также позволяет маслу сжиматься и расширяться.

Скважинные КИП представляют собой датчики температуры и давления, которые генерируют сигналы, передаваемые по силовому кабелю на

установленное на поверхности считывающее устройство

муфтами. Установка опускается на заданную глубину на насосно- компрессорных трубах, подвешенных к устьевой арматуре с герметичным вводом кабельной линии в скважину. Кабельная линия крепится к насосно-компрессорным трубам снаружи поясами. При работе ЭЦН продукция подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам. Производительность ЭЦН для нефтяных скважин от 15 до 2000 м3/сут, напор до 2500-3000м, мощность электродвигателя до 500 кВт, напряжение до 2000В, температура откачиваемой среды 1800 С, давление до 25 Мпа.

Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок (ШГН).

Штанговая насосная установка- комплекс оборудования для

механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие СТАНКОМ-КАЧАЛКОЙ.

Штанговый насос опускается в скважину ниже уровня жидкости и состоит из цилиндра, плунжера, соединенного со штангой, клапанов всасывающих и нагнетательных. При подъеме штанги всасывающие клапаны открываются, пластовая жидкость поступает в плунжер. При движении вниз всасывающие клапаны закрываются, а нагнетательные открываются, через них жидкость поступает в лифт. И так шаг за шагом пластовая продукция поступает на поверхность.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно- поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в

основном

∙механические редукторно-кривошипные,

∙балансирные (одно- и двухплечевые) и

∙безбалансирные, а также

∙башенные и

∙гидравлические станки-качалки.

Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрические, реже газовые двигатели (на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт.

Штанги (металлические стержни с резьбовыми головками) для

передачи поступательного движения от качалки к насосу соединяются в колонну с помощью муфт. Длина штанги 8-10 м, диаметр 12,7 -28,6 мм.

Станция управления ШГН обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу.

Винтовая насосная установка – комплекс устройств для подъема жидкости; состоит из винтового насоса и двигателя. Скважинная винтовая насосная установка – одновинтовой насос с погружным электродвигателем и системой токоподвода, аналогичной применяемой в электроцентробежных насосных установках (могут также применяться гидродвигатели вращательного движения – турбинные, винтовые).

Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с

подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.

Работы по подземному ремонту осуществляются специализированными бригадами. Для проведения работ в скважине применяют подъемные агрегаты, установленные на шасси автомобиля или трактора. Конструкция подъемника подобна конструкции буровой установки. Подобна и их классификация – в зависимости от грузоподъемности. В

оснащение бригады кроме подъемника входят механизмы и инструменты для проведения работ.

Различают два вида ремонта скважин:

ОАО «Самаранефтегаз»

Фонтанная арматура

Сборный коллектор

Установка погружного центробежного насоса

Курс «Основы нефтяного дела»

∙текущий

∙капитальный

Ктекущему ремонту скважин (ТРС) относятся:

∙смена насоса,

∙ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб,

∙смена насосно-компрессорных труб или штанг,

∙изменение глубины погружения подъемных труб,

∙очистка и смена песочного якоря,

∙очистка скважин от песчаных пробок,

∙удаление со стенок труб парафина, солей и др.

Бригады по текущему ремонту работают по вахтно, в состав их входят три человека:

∙старший оператор

∙и оператор работают у устья скважины,

∙машинист - на лебедке подъемного механизма. Более сложные работы, связанные

∙с ликвидацией аварий с подземным оборудованием,

∙исправлением поврежденных эксплуатационных колонн,

∙изоляцией притоков вод в скважину,

∙переходом на другой эксплуатационный горизонт,

∙обработкой призабойных зон пластов и др.,

относятся к категории капитального ремонта скважин (КРС).

СИСТЕМА СБОРА и ПОДГОТОВКИ НЕФТИ и ГАЗА

Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).

Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные механические примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и механических примесей до подачи в магистральный трубопровод.

Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на

месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рисунке изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Из скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки ЗУ, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. Из ЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции

(ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному

коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ).

Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).

ОАО «Самаранефтегаз»

Подъемник для проведения работ по капитальному ремонту скважин А-50

Оборудование устья скважины после спуска УЭЦН

подается на нагнетательные скважины.

После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.

Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН),

ивключают в себя следующие процессы:

-сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;

-обезвоживание продукции;

-обессоливание;

-стабилизация нефти.

На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.

Нефть с содержанием воды до 10% с установок предварительного

сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН) в печи-нагреватели ПТБ-10. В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента - деэмульгатора в количестве до 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Наибольшее

применение нашли резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти

(УУН) на нефтеперекачивающую станцию (НПС). С НПС нефть подается в

магистральный нефтепровод, а затем для окончательной переработки на

нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).

Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %.

Рассмотренная схема сбора и подготовки является обобщенной для всех месторождений. При выборе конкретной схемы расположения объектов

подготовки нефти и их количества определяющую роль играют такие факторы, как объемы подготовки нефти, территориальное размещение месторождения, расстояния между отдельными скважинами или кустами скважин и т.д.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.

Переработка нефти

Процесс нефтепереработки - это многоступенчатый процесс физической и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение целого спектра нефтепродуктов.

Существует три основных направления переработки нефти: топливное, топливно-масляное и нефтехимическое.

При топливном направлении нефть перерабатывается на моторные и котельные топлива.

ОАО «Самаранефтегаз»

В ректификационной колонне происходит разделение нефти на фракции.

Курс «Основы нефтяного дела»