Билет №56.

1. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.

Подъём жидкости с забоя на поверхность за счёт пластовой энергии – фонтанирование скважины, а способ эксплуатации – фонтанным. Зависит от давления насыщения, газового фактора, от структуры потока, режима движения газожидкостной смеси, плотности скважинной продукции, пластового давления.

Условие фонтанирования нефтяной скважины от гидростатического давления:

Рпласт>rж g Н,

Где Рпласт –пластовое давление, rж- плотность скважинной продукции, g- ускорение свободного падения, равное 9,81 м/c², Н -длина столба жидкости( глубина скважины по вертикали).

Фонтанирование нефтяных скважин может происходить при пластовых давлениях ниже гидростатического давления столба жидкости. Это обусловлено большим количеством растворенного газа в нефти. Со снижением давления ниже давления насыщения нефти газами во время подъема продукции скважины в колонне НКТ выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью rсм (при чем rсм<rж).

Уравнение баланса давлений в фонтанной скважине:

Рзаб = Рст.ф + Ртр + Р_уст,

где Рзаб - забойное давление (принимается на уровне середины интервала продуктивного пласта), Руст - давление на устье (выкиде) скважины (устьевое давление), Рст.ф - гидростатическое давление флюидов (нефти, воды, газа) в скважине, Ртр - потери давления на гидравлическое сопротивление (трение). рсм- средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ. На участке от забоя до точки, где давление равно давлению насыщения Рнас движется однородная жидкость, поэтому давление в НКТ изменяется по линейному закону. При снижении давления ниже Рнас из продукции скважины начинает выделяться газ и образуется газожидкостная смесь. В этом случае давление по НКТ изменяется по нелинейному закону. Если Рзаб< Рнас то нелинейность будет наблюдаться по всей длине скважины.

Выделяют 3 вида фонтанирования:

I – артезианское фонтанирование: Рзаб > Рнас, Руст ³ Рнас, фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора, где Рнас – давление насыщения нефти газом.

II – газлифтное фонтанирование: Рзаб ³ Рнас, Руст < Рнас, фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъёма.

III - газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас,

Р_уст < Рнас.

Оборудование фонтанных скважин подразделяется на наземное (устьевое) и подземное (скважинной).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (трубная головка и фонтанная ёлка с запорными и регулирующими устройствами), манифольд, предназначенный для обвязки Ф.А. с выкидными линиями, колонная головка – герметизация между кондуктором и э/колонной.

К подземному оборудованию относят НКТ, которые применяют при всех способах эксплуатации скважин, пусковые муфты (необходимые при освоении скважины), башмачная воронка, в редких случаях забойные штуцера и пакер.

2. Назначение установок подготовки воды упсв.

I -Входящий поток II-Выделившийся газ высокого давления III- Выделившийся газ низкого давления IV-Товарная нефть V –Вода. VI-Демульгатор.

1-Нефтигазовый сепаратор.2 –Печь. 3-Отстойник. 4- Электродигеграторы. 5-КСУ

На современном нефтяном месторождении суточный расход воды может достигать сотен тысяч кубических метров. Самыми крупными потребителями воды являются цехи поддержания пластового давления (ППД). Количество нагнетаемой в продуктивный пласт воды зависит от многих факторов и определяется для каждого участка или месторождения специальными расчетами. Для предварительных расчетов можно принимать расход воды: при площадном заводнении в среднем 1,5-2,0 м на 1 т добываемой нефти и при законтурном заводнении - 2,0-2,5 м на 1 т добываемой нефти.

Для поддержания пластового давления в залежь можно нагнетать как природные (в большинстве случаев пресные или слабоминерализованные), так и сточные (дренажные) воды, состоящие в основном из пластовых (-85%), пресных (-10-12%) и ливневых (-5%) вод.

Пресные и сточные воды могут содержать различные примеси органического и неорганического происхождения.

Пресные природные воды могут содержать незначительное количество солей (1000 мг/л=1 г/л), различные газы, механические примеси, гидрозакисьFe(OH)₂ и гидроокись Fe(OH)₃ железа и микроорганизмы, влияющие в той или иной степени на процесс заводнения пластов. Механические примеси и микроорганизмы, содержащиеся в нагнетаемой воде, заливают поверхность фильтрации и закупоривают поровые каналы продуктивного пласта, снижая приемистость нагнетательных скважин. Для борьбы с микроорганизмами (бактериями) сейчас широко применяют хлорирование пластовой воды, а также обработку формалином.

В сточных водах могут содержаться капельки нефти, гидраты окиси Fe(OH)₃ и закиси Fe(OH)₂ железа, а также большое количество солей, доходящее до 300000 мг/л (300 г/л).

Микроорганизмы и водоросли, находящиеся в нагнетаемой в пласт воде (особенно сульфатвосстанавливающие бактерии), могут образовывать до 100 мг/л сероводорода (H₂S), который на поздней стадии разработки месторождения, поднимаясь вместе с нефтью на поверхность, корродирует обсадные и фонтанные трубы и всю поверхностную систему сбора нефти, газа и воды, выводя ее из строя. Поэтому для воды, предназначенной для закачки в продуктивные пласты, приходится сооружать установки по очистке. Чем чище вода, закачиваемая в пласт, тем больше приемистость нагнетательных скважин и тем меньше необходимое их количество, а, следовательно, и меньше расходы, связанные с поддержанием пластового давления.

Степень очистки сточных вод должна быть такой, чтобы сохранялась устойчивая приемистость нагнетательных скважин при невысоком давлении (10 МПа) закачки. Нормы допустимого содержания в закачиваемой воде механических, химических и органических примесей должны устанавливаться на основании лабораторных исследований и опытной закачки воды в скважины.

К очистке воды для каждого месторождения подход должен быть индивидуальным, и там, где проницаемость продуктивных коллекторов нагнетательных скважин высокая, нет необходимости в сооружении сложных и дорогостоящих установок.