Что является показателем эффективности фонтанного способа добычи нефти

научная статья по теме Об эффективности фонтанного способа эксплуатации Геофизика

Цена:

Авторы работы:

Научный журнал:

Год выхода:

Текст научной статьи на тему «Об эффективности фонтанного способа эксплуатации»

Об эффективности фонтанного способа эксплуатации

В.Н. Сергиенко, Е.Ф. Кутырев, Л.В. Попова

Advantages of a flow recovery mechanism are given. Uralo-Povolzhje Region and Western Siberia blowers operating experience is considered. The reasons of low efficiency of a flowing operation of deposits of gas-saturated liquid hydrocarbons in low permeable collectors at an initial stage of their development are marked.

Эффективность разработки нефтяных залежей во многом определяется эффективностью использования фонда скважин 4. Качественной характеристикой фонда являются дебиты скважин и распределение их по производительности пласта и обводненности продукции, необходимые для обоснования выбора способа эксплуатации, типа сква-жинного оборудования, планирования текущих и капитальных ремонтов скважин, реконструкции системы сбора нефти и газа. Наиболее важными вопросами рационального использования фонда скважин считаются следующие:

• обоснование выбора способа эксплуатации скважин;

• оценка необходимости отключения высокообводненных и малодебитных скважин;

• обоснование выбора скважин, подлежащих восстановлению.

При принятии решений по выбору способа эксплуатации скважин конкретной залежи необходимо учитывать как добычные возможности продуктивного пласта, так и накопленный опыт по другим месторождениям.

Сложной задачей является обоснование технологической и экономической целесообразности эксплуатации высокообводнен-ных и малодебитных скважин, для которых характерна наиболее высокая себестоимость продукции, особенно если суммарный фонд высокообводненных и малоде-битных скважин составляет половину и более всего действующего фонда добывающих скважин [2, 3]. Всегда имеется определенная группа скважин, себестоимость добычи нефти по которым выше цены ее реа-

лизации. Возникает вполне резонный вопрос, стоит ли отключать все нерентабельные скважины, поскольку при этом существенно изменяется запроектированная система разработки и не вырабатывается часть извлекаемых запасов, что приводит к недостижению проектного коэффициента извлечения нефти (КИН). Вместе с тем неотключение, например, высокообводненных скважин может привести к блокированию закачиваемой водой вырабатываемых запасов на участках соседних скважин, а следовательно, к еще более существенному снижению текущего и конечного КИН.

Актуальными являются вопросы эффективности работы с неработающим фондом скважин. Поскольку доля его по месторождению может превышать 50 % эксплуатационного, актуальным является вопрос, повысится ли в 2 раза текущая добыча нефти при повторном вводе скважин в эксплуатацию. Нельзя исключить ситуации, при которой результат крупномасштабной и весьма затратной операции по восстановлению дебитов скважин может оказаться обратным ожидаемому, т.е. «. вместо увеличения может произойти снижение добычи» [2].

В связи с отмеченным, кроме учета остаточных извлекаемых запасов, следует четко установить причины отключения скважин из работы. Если при прочих равных условиях группы скважин были остановле-

© В.Н. Сергиенко, Е.Ф. Кутырев, Л.В. Попова, 2004

About efficiency of a flowing

V.N. Sergienko, E.F. Kutyrev, L.V. Popova (KogalymNIPIneft OOO)

ны в пределах локализованных зон или участков, то в качестве одной из возможных, хотя и существенных, причин их остановки следует рассматривать также негативные процессы в пласте, явившиеся следствием объективных, но неучтенных явлений либо некорректных решений в процессе разработки. В подобном аспекте, видимо, следует анализировать и массовый выход скважин в бездействие. Разумеется при этом необходимо четко разделять причины (часто в качестве причин фактически рассматриваются сопутствующие остановкам следствия), приведшие к массовому выходу скважин из эксплуатации, и конкретные следствия, при которых происходила их остановка. Безусловно, не может не учитываться фактор закачки воды в пласты, в том числе при планировании мероприятий по вводу скважин в эксплуатацию.

Довольно проблематичной является оптимизация режимов работы добывающих скважин с различной обводненностью, заметно отличающимися дебитами жидкости и нефти, а также с существенным влиянием газа на их дебит. Для механизированных скважин это прежде всего относится к соответствию типоразмера насосов, глубины их спуска и режима работы добычным возможностям пласта.

Большой интерес представляет анализ эффективности фонтанной эксплуатации

добывающих скважин на примере некоторых месторождений с учетом существующего в отрасли опыта. Так как фонтанный способ эксплуатации является наиболее экономичным и характеризуется существенными преимуществами по сравнению с любым видом механизированной эксплуатации, продление фонтанного периода должно стать приоритетной задачей при проектировании разработки. Наиболее значимыми преимуществами фонтанной добычи являются следующие [5]:

• добыча жидкости, как правило, несоизмеримо выше чем при механизированных способах эксплуатации, особенно из скважин, обсаженных 127-мм колонной;

• обратный по влиянию на добычу нефти эффект нефтяного газа, причем при фонтанной эксплуатации положительный, а при насосной — отрицательный;

• возможность успешной эксплуатации наклонно направленных и искривленных скважин, в том числе при высоких давлениях и температурах; в то же время применение, например, центробежных электронасосов вследствие снижения надежности кабеля и ПЭД связано с существенными трудностями;

• механизированной эксплуатации сопутствует текущий ремонт скважин, включая извлечение НКТ, глушение и освоение, с неизбежным снижением фильтрационных и эксплуатационных параметров в призабойной зоне пласта (ПЗП); определенные трудности связаны с исследованием механизированных скважин и управлением их работой;

• существенно меньше проблем с коррозией, отложениями гипса и других соединений, причем с увеличением буферного давления фонтанных скважин уменьшается глубина, на которой отлагается парафин на поверхности НКТ;

• возможность использования эффективной высоконапорной герметизированной системы сбора и транспорта нефти.

Опыт эксплуатации фонтанных скважин Урало-Поволжья.

С учетом указанных преимуществ фонтанного способа, а также серьезных осложнений, связанных с насосной эксплуатацией скважин на месторождениях Вол-го-Уральской НГО (несовершенство установок, повышенный газовый фактор и др.), в 50-х годах двадцатого столетия преобладала тенденция продления фонтанного периода путем усиления систем заводнения: месторождения Мухановское (пласты Д11 и Дш), Бариновское (пласт Дш), Во-ронцовское (пласт Дп), Дмитриевское (пласт Дп), Кулешовское (пласты А3 и А4), причем до достижения обводненности 70-80 %. Фонтанным способом из этих и

других месторождений добывалось от 70 % (Кулешовское месторождение, пласт А3) до 99 % (Дмитриевское месторождение, пласты Д1 и Д2) суммарной добычи.

В то же время для многих пластов, имеющих плохую гидродинамическую связь с законтурной водоносной областью и разрабатывавшихся с применением законтурного заводнения, фонтанным способом можно было эксплуатировать исключительно лишь безводные или сравнительно малообводненные (обводненностью до 10-20 %) скважины при невысоких темпах отбора нефти. В связи с этим ВНИИ (доклад А.П. Крылова на Всесоюзном совещании работников по добыче нефти в Куйбышеве) в 1956 г. было предложено проблему повышения темпов добычи нефти решить путем значительного увеличения перепада давления между зонами нагнетания и отбора, причем давления на линии нагнетания допускались на уровне начального пластового, а на забоях добывающих скважин — на 25 % ниже давления насыщения. Однако реализация подобного предложения, по сути явившегося отказом от фонтанного способа как основного способа эксплуатации, не смогла обеспечить полное решение проблемы, особенно при заметных темпах нагнетания воды в пласты и отбора жидкости.

С внедрением в практику разработки нефтяных месторождений блоковых высокоэффективных систем заводнения представлялось возможным отказаться от снижения забойных давлений в добывающих скважинах и вернуться к идее отбора жидкости в основном фонтанным способом. Так, К.Б. Ашировым, А.И. Губановым и другими специалистами считалось, что поддержать фонтанирование скважин в течение всего срока разработки нефтяных залежей можно с помощью применения активных систем заводнения в сочетании с высоким давлением нагнетания [5]. Действительно, для месторождений, содержащих газонасыщенные нефти и характеризующихся высокой гидродинамической связью между участками проницаемого пласта (высокой гидропроводностью), эффективен фонтанный, а не насосный способ эксплуатации. К этой группе относятся Мухановское и другие месторождения Оренбургской и Самарской областей. Опыт разработки данных месторождений, где девонские пласты залегают на сравнительно больших глубинах и содержат нефти с большим газовым фактором (160 м3/т), подтверждает эффективность предложенного способа.

Существенно улучшил показатели разработки Мухановского месторождения метод интенсификации системы заводнения

девонских пластов путем усиления внут-риконтурного воздействия и повышения давления нагнетания от 10 до 15 МПа. В результате скважины фонтанировали с обводненностью до 80 %, причем некоторые из насосных скважин, работавших с деби-тами 10-20 т/сут, перешли на фонтанную эксплуатацию с дебитами 100-120 т/сут. Добыча нефти фонтанным способом из девонских залежей этого месторождения составила в 1972 г. 96 % суммарной.

Таким образом, интенсификация системы внутриконтурного заводнения при создании оптимальных давлений нагнетания (10-15 МПа) достаточно эффективна для залежей в проницаемых коллекторах, содержащих нефти с не очень высоким газовым фактором. В то же время попытки применения насосов большой подачи и высокого напора для закачки в пласты значительных объемов воды не привели к существенной рационализации разработки.

Опыт фонтанной эксплуатации в условиях низкопроницаемых пластов Западной Сибири.

К принципиально другой группе месторождений, содержащих газонасыщенные нефти в низкопроницаем

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Пoхожие научные работы по теме «Геофизика»

КУТЫРЕВ А.Е., КУТЫРЕВ Е.Ф., СЕРГИЕНКО В.Н. — 2006 г.

КУТЫРЕВ А.Е., КУТЫРЕВ Е.Ф., СЕРГИЕНКО В.Н. — 2005 г.

Источник

Фонтанный способ добычи нефти: особенности процесса

Россия богата нефтяными месторождениями. Страна обладает почти 13 % процентами месторождений, известных на данный момент, — это главный источник наполнения бюджета.

Один из способов добычи — фонтанный. Подразумевается использование скважин, подъем нефти происходит с помощью пластовой энергии. Пластовое давление достигается двумя путями:

1. Естественное давление. Производится природной энергией пласта.
2. Искусственное давление. В пласт помещаются жидкие и газообразные агенты, при которых и поддерживается напор.

При добыче материала таким способом скважина оснащается лифтовой колонной и фонтанной арматурой. В определенных ситуациях отверстие оборудуется пакерами и автоматическими/механическими клапанами.

Основные преимущества метода

Фонтанный метод добычи применяется при обнаружении новых точек по добыче черного золота. Одно из оснований для этого — доступность и эффективность данного способа. Он не подразумевает использование дополнительных средств, энергоресурсов, определенного оборудования. Ведь материал достигает поверхности из-за чрезмерного напора сырья в залежи.

1. Доступное оборудование.
2. Минимальные траты электроэнергии.
3. Возможность регулировать процесс добычи и возможность полностью остановить его.
4. Управление процессом добычи можно осуществлять удаленно.
5. Длительный межтехнологический промежуток функционирования оборудования.

Чтобы производить добычу сырья, необходимо полностью контролировать скважину запорной арматурой, которую необходимо установить. Это позволяет контролировать график работы, осуществлять герметизацию, при необходимости — консервацию.

Структура нефтяных скважин

Схема нефтескважины включает множество составляющих:

1. Пакет.
2. Фонтанная арматура.
3. Трубопровод для откачки сырья.
4. Кондуктор.
5. Цемент.
6. Промежуточная обсадная колонна.
7. Обсадная колонна.
8. Насосно-компрессорная колонна.

Для добычи материала осуществляют бурение на необходимую глубину. Часто поперечник скважины достигает 40 см.

Обсадные трубы применяются для предотвращения обваливания. Промежуток между обсадной колонной и стеной заливают цементным раствором. За счет этого разделяются залегающие пласты. Изделия не поддаются влиянию пластовых вод.

Колонна подъемных труб

По подготовленному оборудованию сырье поступает на поверхность земли. Колонны иначе называют насосно-компрессорными.

Специалисты определяют диаметр труб, опираясь на определенные данные:

1. Давление нефти.
2. Ожидаемый дебит сырья (дебит — количество добытого материала в сутки, в метрах кубических. Чем выше ожидаемый дебит, тем больше диаметр)
3. Глубина залегания материала.

Обычно диаметр равен 40,3–00,3 мм.

Фонтанная арматура с выкидными линиями

Фонтанная арматура представляет собой ряд механизмов, устанавливаемых на скважине. В состав входит трубная головка и фонтанная елка.
ФА включает запорные механизмы:

• прямоточные задвижки;
• пробковые краны.

Сооружение необходимо для нескольких целей:

1. Поддержание колонны НКТ в подвешенном состоянии.
2. Запайка затрубных отверстий и их изоляция.
3. Регулировка обозначенного графика работы.

К установке есть ряд требований, регламентированных ГОСТ (13846-89). Их нарушение недопустимо.

Отсекатель скважины

Чтобы предотвратить открытый фонтан в случае разрушения устьевого оборудования, необходимо осуществить установку клапана-отсекателя. Он монтируется в нижней части установки. Также это необходимо производить при ремонтных работах.

Отсекатель разделяет верхнюю фильтровую часть и нижнюю часть.

Технические манометры

Работу трубных головок необходимо контролировать на предмет давления. Чтобы это сделать, нужно установить 2 манометра на фонтанной елке.

Одно устройство нужно установить сверху, чтобы следить за давлением в устье. Второй прибор устанавливается на боковом отводе. Он измеряет показатели в межтрубном промежутке.

Камера запуска шаров

Добыча ценного сырья сопряжена с различными сложностями. Одна из них — выпадение парафина в выкидных линиях. Помимо этого имеют место механические загрязнения, образования песчаных пробок.

Избавляться от парафина можно различными путями. Один из них — применение резиновых шаров, обосновавшихся в камере запуска, монтированной на струне фонтанной арматуры.

При определенной степени запарафинивания выносных линий открывается шибер, из камеры выступает шар диаметром больше выкидной линии.

Шар чистит линии, двигаясь в приемную камеру при помощи потока получаемого сырья.

Перфорация

Завершающий шаг подготовки нефтескважины — перфорация. В месте нахождения пласта делается отверстие, в результате чего создается канал. Через него сырье выходит из пласта по стволу. В итоге оно попадает на поверхность.

Иные способы добычи материала

Существует несколько других способов добывания сырья:

Каждый из них имеет определенные плюсы и минусы.

Газлифтный метод

Этот способ добычи относится к механизированному. Он актуален тогда, когда энергии пласта остается мало, чтобы вытолкнуть на поверхность нефть. Тогда подъем производится за счет подкачки в пласт сжатого газа. Подкачивать можно воздух или фоновый газ из близлежащего месторождения.

Чтобы произвести сжатие, необходимо применить компрессор высокого давления. Тогда способ будет именоваться компрессорным.

Если подавать в пласт газ под давлением, то газлифтный метод будет называться бескомпрессорным. Вещество будет поступать из близлежащего месторождения.

При данном методе не нужно действовать с нуля, чтобы вести работу на месторождении. Нужно дополнить оборудование от фонтанной установки. Потребуются определенные клапаны подвода сжатого газа. Они монтируются на разной глубине.

Главные плюсы газлифта по сравнению с другими механизированными способами добычи:

1. Возможно получить большое количество материала с различных глубин на разных этапах разработки скважины с адекватной себестоимостью.
2. Реально продолжать работу при значительных искривлениях отверстия.
3. Работа ведется с загазованными и перегретыми пластами.
4. Полный контроль работы.
5. Оборудование эффективное и надежное.
6. Можно использовать несколько пластов одновременно.
7. Техническое обслуживание и ремонт не вызывают затруднений.

При большом количестве плюсов есть и недостатки — дороговизна металлоемких устройств.

В связи с этим газлифт используется для подъема легкой нефти с большим показателем газовой составляющей.

Механизированная технология: насосная

Насосное оборудование позволяет осуществлять подъем вещества по отверстию. Насосы делятся на штанговые и бесштанговые. Вторые — погружного типа, электроцентробежные.

Чаще всего прибегают к применению штанговых глубинных насосов. Это проверенный, надежный и доступный метод. При этом удастся работать в углублениях до 2500 м. Один насос производит до 500 метров кубических в сутки.

Конструкция включает в себя насосные трубы. В них подвешены на жестких штанговых толкателях плунжеры. Станок-качалка производит возвратно-поступательные движения плунжеров. Станок имеет крутящий момент от двигателя за счет системы многоступенчатых редукторов.

Из-за низкой степени крепости и работоспособности штанговых плунжерных насосов на данный момент предпочтение отдается насосным моделям погружного вида — электроцентробежным насосам (ЭЦН).

• простое ТО;
• высокая работоспособность (1500 метров кубических в сутки);
• доступно обрабатывать наклонные скважины;
• длительные интервалы между ТО.

В случае подъема тяжелой нефти стоит применять насос винтового типа. Они надежны и высокопроизводительны. Недостаток заключается в низком уровне защиты в химической среде, что приводит к коррозии.

Каждая технология используется, так как в каждой есть свои плюсы и минусы. Выбор стоит делать, исходя из множества параметров, описывающих определенное месторождение. Только тщательный анализ позволит сделать правильный выбор.

Источник