не истощенных |
месторождении. |
FjH |
нтп |
НПЗ |
|||||||||
При |
поддержании |
|
пластового |
||||||||||
давления |
путем |
закачки |
воды |
|
|
|
|
||||||
или газа |
в залежь |
|
в отдельных |
LJ — |
I |
В3 |
|||||||
случаях |
удается |
|
существенно |
||||||||||
|
П-- г |
||||||||||||
продлить |
период |
фонтанирова |
|
||||||||||
ния скважин. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
Если скважины не могут фон |
д к с |
|
УКПН |
УКП в |
|||||||||
танировать, |
то |
их |
переводят на |
|
|
г |
|
||||||
механизированные |
|
способы |
до |
|
|
|
|
||||||
бычи |
нефти: газлифтный |
или на |
|
БДНС_______| |
БКНС |
||||||||
сосный с расходованием |
допол |
|
|||||||||||
|
|
|
|
||||||||||
нительной, |
искусственно |
вводи |
|
|
|
|
|||||||
мой в скважину энергии. |
|
|
г з с у |
|
пнтп |
пвтп |
|||||||
При |
газлифтном |
способе до |
|
||||||||||
бычи нефти в скважину для |
|
|
|
|
|||||||||
подъема |
нефти |
на |
поверхность |
|
|
|
|
||||||
подают |
(или |
закачивают |
с по |
|
|
|
|
||||||
мощью |
компрессоров) |
сжатый |
|
|
|
|
|||||||
газ |
(углеводородный газ |
или |
|
|
|
|
|||||||
крайне редко воздух), т. е. по |
|
|
|
|
|||||||||
дают |
энергию |
расширения |
сжа |
|
|
|
|
||||||
того |
газа. |
|
скважинах подъем |
|
|
|
|
||||||
В насосных |
|
|
|
|
|||||||||
жидкости |
на |
поверхность |
осу |
|
|
|
|
||||||
ществляется с помощью спускае |
|
|
|
|
|||||||||
мых в скважину |
насосов—штан |
|
|
|
|
||||||||
говых |
скважинных |
насосов |
Рис. 1.1. Структурная схема про |
||||||||||
(ШСН) |
и |
погружных |
центро |
изводственного процесса |
разра |
||||||||
бежных |
электронасосов |
(ЭЦН). |
ботки |
и |
эксплуатации нефтяной |
||||||||
На |
промыслах |
|
испытываются |
залежи |
с заводнением |
|
|||||||
также другие |
способы |
эксплуа |
|
|
|
|
|||||||
тации скважин с использованием электровинтовых, электродиафрагменных, гидропоршневых насосов и т. д.
Добываемую нефть — нефть, извлекаемую из нефтяной за лежи и содержащую в различных соотношениях нефтяной газ,
попутную воду, |
соли и механические примеси (ОСТ |
39.037— |
|
76) — собирают |
из каждой добывающей |
скважины по системе |
|
промысловых нефтетрубопроводов. Из |
добывающих |
скважин |
|
добываемая нефть по промысловым нефтетрубопроводам (ПНТП) поступает на групповые замерные газосепарационные установки (ГЗСУ). При большом количестве отсспарированный газ подается под собственным давлением через дожимную ком прессорную станцию (ДКС) дальним потребителям — газотран спортному предприятию (ГТП) или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), либо на собственные нужды нефтегазодобываю щего предприятия. Обычно после замерных установок газ сме-
|
|
Норма для группы нефти |
|
|
||
Показатели |
|
п |
|
Метод испытания |
||
|
|
I |
ill |
|
|
|
Содержание воды, %, не бо |
0,5 |
1 |
1 |
ГОСТ 2477—65 |
||
лее |
хлористых со |
100 |
300 |
1800 |
ГОСТ 21534—76 |
|
Содержание |
||||||
лей, мг/л, не более |
0,05 |
0,05 |
0,05 |
ГОСТ 6370—83 |
||
Содержание |
механических |
|||||
примесей, %, |
не более |
|
|
|
Отбор |
проб по |
|
|
|
|
|
ГОСТ 2517—85. |
|
|
|
|
|
|
Для |
контрольной |
|
|
|
|
|
пробы берут 1,5 л |
|
Давление насыщенных паров |
66 650 |
66 650 |
66 650 ’ |
нефти |
1756—52 |
|
ГОСТ |
||||||
при температуре нефти в пун |
|
|
|
|
|
|
кте сдачи, Па, не более |
|
|
|
|
|
|
шивают с жидкостью и подают дальше на установку комплекс ной подготовки нефти (УКПН).
При значительной площади месторождения используют блоч ные дожимные насосные станции (БДНС) для перекачки добы ваемой нефти. На этих станциях при большой обводненности продукции осуществляют предварительное отделение (сброс) попутной воды, которую по отдельному трубопроводу подают сразу на установку комплексной подготовки воды (УКПВ).
В установках комплексной подготовки нефти от нефти отде ляют нефтяной газ и попутную воду, доводят нефть до товарных кондиций, т. е. осуществляют глубокое обезвоживание продук ции, удаление солей (обессоливание) и стабилизацию нефти (отделение испаряющихся компонентов при давлении, меньшем атмосферного).
Товарную нефть сдают нефтетранспортным предприятиям (НТП) для передачи на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ). В соответствии с ГОСТ «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия» выделяют три группы нефти по степени подготовки и преду сматривают соответствующие товарные кондиции (табл. 1.2).
Нефтяной газ подается под собственным давлением на ГПЗ, где осуществляется его подготовка перед подачей потребителям. На ГПЗ из него выделяют тяжелые углеводородные фракции (процесс отбензинивания), очищают от механических и вред ных примесей (углекислого газа, сероводорода, азота и др.) и осушают.
Отделенную от нефти воду подают на УКПВ и вместе с во дами других источников из водозабора (ВЗ) с помощью блоч-
18
ных кустовых насосных станций (БКНС) закачивают по си стеме промысловых водотрубопроводов (ПВТП)'в нагнетатель ные скважины (НС) и дальше в залежь для вытеснения нефти.
В зависимости от конкретных условий месторождения от дельные элементы рассмотренной структурной схемы могут отсутствовать или изменяться. Например, при естественном во донапорном режиме попутную воду очищают и закачивают в глубинные пласты для захоронения с целью охраны окружаю щей среды. Для повышения нефтеотдачи в закачиваемую воду могут добавлять различные вещества (полимеры, поверхностно активные вещества и т. п.). С этой целью в схему дополнительно вводят дозаторные и другие установки. При создании искусст венного газонапорного режима вместо воды в залежь закачи вают газ. Процесс аналогичный, только дополнительно в схему включают установки подготовки и закачки газа.
На различных стадиях организации и осуществления основ ного производственного процесса добычи нефти применяются разнообразные технологические процессы. Классификация их может быть разной. В основном принята такая разбивка:
освоение скважины (компоновка низа и перфорация ко лонны; вызов притока флюидов из нефтяного пласта; восстанов ление и увеличение проницаемости призабойной зоны пласта); исследование и установление оптимального режима работы
скважин; подземный ремонт скважин;
ликвидация осложнений при эксплуатации наземного нефте промыслового оборудования;
воздействие на залежь [поддержание пластового давления, повышение нефтеотдачи продуктивных пластов).
В целом весь процесс добычи можно разделить на три части: разработка нефтяного месторождения (осуществление движе ния флюидов по пласту и управление ими), включающая за качку воды (газа) в залежь;
подъем флюидов с забоев добывающих скважин на поверх ность (технология и техника эксплуатации скважин);
сбор и подготовка нефти, нефтяного газа и попутной воды.
Втакой же последовательности они будут и рассмотрены.
§1.5. СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
И ЗАЛЕЖЕЙ
Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам. Систему разработки нефтяных ме сторождений определяют: порядок ввода эксплуатационных объ ектов многопластового месторождения в разработку: сетки раз мещения скважин на объектах, темп и порядок ввода их
в работу; способы регулирования баланса и использования пластовой энергии. Следует различать системы разработки мно гопластовых месторождений и отдельных залежей (однопласто вых месторождений).
Системы разработки многопластовых месторождений. Выделение эксплуатационных объектов
В многопластовом месторождении выделяется несколько про дуктивных пластов. Продуктивный пласт может разделяться на пропластки, прослои пород-коллекторов, которые развиты не по всеместно. Надежно изолированный сверху и снизу непроницае мыми породами отдельный пласт, а также несколько пластов, гидродинамически связанных между собой в пределах рассмат риваемой площади месторождения или ее части, составляют элементарный объект разработки. Это понятие служит синони мом понятия залежь. Эксплуатационный объект (объект разра ботки)— это элементарный объект или совокупность элемен тарных объектов, разрабатываемых самостоятельной сеткой скважин при обеспечении контроля и регулирования процесса их эксплуатации. Эксплуатационные объекты выделяют на ос нове геологического, технологического и экономического анали зов в период проектирования разработки. При решении вопро сов выделения эксплуатационных объектов рекомендуется учи тывать следующее: диапазон нефтегазоносности по разрезу (толщину продуктивного разреза); число продуктивных пластов в разрезе; глубину залегания продуктивных пластов; толщину промежуточных непродуктивных пластов и наличие зон слияния продуктивных пластов; положение водонефтяных контактов по пластам, совпадение залежей в плане; литологическую характе ристику продуктивных пластов; коллекторские свойства (осо
бенно проницаемость и эффективную |
толщину), диапазон их из |
менения; различие типов залежей по |
пластам; режимы залежей |
и возможное их изменение; свойства |
нефтей в пластовых и по |
верхностных условиях; запасы нефти по пластам.
Если эти условия не препятствуют совмещению пластов в единый объект, то проводят гидродинамические расчеты по определению технологических показателей с учетом способов регулирования баланса пластовой энергии, контроля и регули рования процесса разработки, а также технических средств до бычи нефти. Затем определяют экономическую эффективность различных вариантов сочетания отдельных пластов в эксплуа тационные объекты. Научно обоснованное выделение эксплуата ционных объектов служит важным рычагом экономии и повы шения эффективности разработки.
В зависимости от порядка ввода эксплуатационных объек тов в разработку выделяют две группы систем разработки мно