Snarev / Лекции ТТНД 1 / Снарев тт / Основные способы добычи нефти
.docОсновные способы добычи нефти.
Существует 3 основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и механизированный, включающий несколько видов насосной добычи: штанговым глубинным насосом (ШГН), погружными электроцентробежными насосами (ПЭЦН), электродиафрагменными насосами (ЭДН), электровинтовыми насосами (ЭВН). За рубежом довольно широкое распространение получили гидропоршневые насосные агрегаты (ГПНА).
Фонтанный – самый простой и самый дешевый способ эксплуатации. Однако не все скважины могут длительное время фонтанировать. В этом случае их переводят на механизированные способы добычи нефти. Вместе с тем фонтанный способ при поддержании пластового давления также можно отнести к механизированному. Если подсчитать мощность, расходуемую на закачку воды при ППД, и отнести ее к фонду добывающих скважин, то получим удельную дополнительную мощность на 1 скважину в 13,5 кВт, что вполне соизмеримо с мощностью, затрачиваемой при добыче нефти насосным способом.
Газлифтный способ эксплуатации также относится к механизированному, т.к. для работы этих скважин необходимо закачивать сжатый газ, на что расходуется дополнительная энергия. Газлифтный способ, дававший в 1946 году 37% общесоюзной добычи, был распространен главным образом на промысла объединения Азнефть. Фонд газлифтных скважин, составлявшие в то время 10,8% в дальнейшем сократился вследствие неэкономичности газлифтного способы эксплуатации. К 1980 году добыча нефти составила 3,73%, а фонд скважин 2,87%.
Удельный вес способов эксплуатации по добычи нефти (% к годовой) и фонду скважин ( % ко всему фонду)
Способ эксплуатации |
1950г. |
1960г. |
1965г. |
1970г. |
1975г. |
1980г. |
2100г. |
Фонтанный
|
32,83 4,0 |
73,71 18,81 |
64,36 18,75 |
55,17 16,58 |
41,58 13,85 |
51,3 15,08 |
6 |
Газлифтный
|
21,3 7,8 |
2,33 3,45 |
1,76 3,0 |
1,89 3,42 |
5,66 4,83 |
3,73 2,87 |
1 |
ШГНУ
|
45,11 85,4 |
17,36 74,39 |
18,46 71,1 |
18,77 70,1 |
15,07 67,18 |
13,23 63,0 |
43 |
ПЭЦН
|
|
6,14 2,98 |
15,07 6,48 |
24,15 9,66 |
33,6 14,46 |
31,75 19,08 |
49 |
Как видно из таблицы штанговый способ эксплуатации до 1950 года обеспечивал до 45% общесоюзной добычи нефти, тогда как фонд скважин достигал 85%. Со временем роль и значение этого способа сократились вследствие высокой трудоемкости и малой производительностью до 13,23% общесоюзной добычи. Однако широкое применение этого способа (63% фонда скважин) объясняется большим числом малогабаритных скважин.
С 1955 года получают распространение ПЭЦН. Добыча нефти этим способом из года в год росла и в 1975 года достигла 34% от общесоюзной при 14,4% фрела скважин. Этот способ эксплуатации обеспечивает получение больших дебитов (>40 м3/сутки) из скважин по сравнению с ШГН.
В настоящее время (на 2010 году) сбор скважин: ПЭЦН – 49%, ШГН – 43%, газлифтный способ – 1%, Фонтанный способ – 6%, Прочие – 1%
Геологофизическая характеристика месторождений.
Т ехнология добычи нефти – это гидромеханический процесс движения нефти с ее фазовыми превращениями от забоя скважины до ее устья.
Скважиной называется горная выработка в земной диаметр которой много меньше ее длины.
– формула притока нефти к забою скважины. Где, – коэффициент продуктивности. Нефть, газ и вода залегают в земной коре на глубине от нескольких десятков метров до нескольких десятков километров, скапливаясь в пустотах и трещинах, называемых порами. В основном в геологическом отношении эти флюиды скапливаются в осадочных породах в отличии от изверженных. Осадочные породы – это глины, пески, песчаники, известняки и доломиты, которые осаждались в различные геологические эпохи в разных бассейнах. В последующие эпохи и далее эти пласты в результате тектонических процессов (это изменение структуры пласта: изгибание или смещение) приобретали благоприятные формы для скопления в них указанных флюидов в виде антиклинальных складок.
Динамический уровень в скважине – это расстояние отсчитываемое от устья скважины до уровня жидкости при ее отборе из скважины. Статический уровень – это расстояние от поверхности до жидкости при остановке скважины. Он определяет собой через плотность жидкости пластовое давление, а динамический уровень – забойной давление.
, где
– для фонтанирующей скважины.
Объем куба породы Vобр, см3. Объем зерен куба Vзерен, см3. Тогда объем породы образца равен:, см3. Коэффициентом пористости называется отношение объема породы в образце к его геометрическому объему выражаемый в процентах.
В естественном песчаном грунте форма и размеры песчинок неодинаковы. В природных условиях пески состоят из зерен неправильной формы и самых разнообразных размеров. Уплотнение песчинок в грунте также может быть различным. Все это ведет к тому, что пористость естественного песчаного грунта значительно меньше пористости фиктивного грунта, т.е. грунта составленного из шарообразных частиц одинакового размера. В песчаных известняках и других сцементированных горных породах пористость еще меньше чем в песчаных грунтах из-за заполнения пор различными цементирующими веществами. Пористость увеличивается с уменьшением зерен составляющих породу. Это увеличение пористости вызывается тем, что форма зерен с уменьшением их размера становится обычно более неправильной, поэтому укладка зерен менее плотная. Наибольшей пористостью в естественных условиях обладают осадочные несцементированные или слабо сцементированные породы-пески и глины.
Глинистые сланцы |
пористость 0,54-1,4% |
Глина |
пористость 6-50% |
Песок |
пористость 6-52% |
Песчаник |
пористость 3,5-29% |
Известняки и доломиты |
пористость 0,5-33% |
С увеличением глубины залегания порода пористость обычно уменьшается в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами и кавернами имеются блоки, практически лишенные пор.
Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть в процентах.
Пески |
20-25 |
Песчаники |
10-30 |
Карбонатные |
10-25 |
Проницаемость пород.
Одним из важнейших свойств, определяющее промышленную ценность нефтяного месторождения является проницаемость его пород, т.е. их способность пропускать через себя жидкость или газ при наличии перепада давления. Движение жидкости и газов в пористой среде называется фильтрацией. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствии давления можно продавить жидкости и газы через любую горную породу. Однако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы оказываются практически непроницаемыми для жидкости и газа. Все зависит от размеров пор и каналов в горных породах. Поровые каналы в природе условно делятся на 3 категории:
-Сверхкапилярные каналы имеют диаметр больше 0,5мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гидравлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой формой зерен, например в гравийных породах.
-Капилярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002мм. При движении в них жидкости проявляются поверхностные силы, возникающие на поверхности тел: поверхностное натяжение, силы приминания и сцепления и т.д. Эти силы создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, поэтому непрерывное движение возможно при наличии перепада давления.
-субкапилярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002мм. Поверхностные силы в таких микроскопических каналах настолько велики, что имеющиеся в пластовых условиях перепады давления не в состоянии преодолеть их.
Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капилярные каналы, это в основном пески, песчаники, доломиты. Непроницаемые перекрытия нефтяных и газовых пластов обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапилярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит. Обычно фильтрация жидкости и газов в залежах подчиняются закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости:
Где - скорость линейной фильтрации; - объемный расход жидкости через породу за единицу времени; - площадь фильтрации; - коэффициент проницаемости: - динамическая вязкость; -перепад давлений на длине образца; - длина пути фильтрации (длина образца). По формуле (1) в лаборатории на образцах нефтесодержащих пород определяют коэффициент проницаемости.
В системе СИ величины имеют размерности: - 1м, - 1Пас, -м3/с, =1Мпа. Тогда коэффициент проницаемости =1м2. Таким образом в системе СИ за единицу проницаемости в 1м2 принимается проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1м2 и длине 1м при перепаде давления 1Па расход жидкости вязкостью 1Пас составляет 1м3/с. Физический смысл размерности состоит в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды , по которым происходит фильтрация. Если пористость породы в конечном итоге определяет собой запасы нефти, то проницаемость – приток (дебит) жидкости из пласта к скважине. Единица 1м2 велика и неудобна для практических расчетов, поэтому в промысловом деле пользуются практической единицей – дарси. 1Д12=1м2, т.о. 1Д=110-12 м2. 1Д – проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой площадью 1см2 и длиной 1см при перепаде давления в 1кгс/см2 расход жидкости вязкостью 1сП составляет 1см3/с. 1Д = 1000мД. Проницаемость большей части нефтегазоносных пород составляет от 100 до 2000мД. Проницаемость глинистых пород составляет тысячные и менее доли милидарси.