Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Стратиграфия  является основой при регионально-геологических  исследованиях, позволяющих понять особенности тектоники территории, определить направление поисков  и разведки полезных ископаемых; особенно это относится к пластовым  месторождениям (нефть, уголь, железные и марганцевые руды, фосфориты, бокситы, каменные и калийные соли, чёрные урансодержащие сланцы и др.), которые строго приурочены к определённым стратиграфическим  уровням. Без детального изучения стратиграфического разреза не могут быть составлены геологические карты и проведены  различные инженерно-геологические  работы.

Геологическая тектоника изучает строение, движения, деформации литосферы и верхней мантии  и ее развитии в связи с развитием Земли в целом. Сама геотектоника состоит из нескольких разделов:

морфологическая геотектоника, региональная геотектоника , историческая геотектоника, экспериментальная тектоника.

Гидрогеология же изучает происхождение, условия залегания, состав и закономерности движений подземных вод. Также изучается взаимодействие подземных вод с горными породами, поверхностными водами и атмосферой. Данные гидрогеологии используются, в частности, для решения вопросов водоснабжения, мелиорации  и эксплуатации месторождений.

Ромашкинское нефтяное месторождение входит в десятку супергигантских месторождений мира. Расположено на южной вершине Татарского свода, в пределах крупного полого куполовидного поднятия. Его высота по отложениям девона составляет 60м. Общая мощность осадочного чехла около 2 км. Первый фонтан нефти на местоскоплении был получен в 1948 году в (скважине №3) из отложений франского яруса верхнего девона. Залежи выявлены в терригенной толще девона и нижнего карбона. Промышленная нефтеносность установлена также в карбонатных отложениях девона и карбона. Наиболее богатая нефтяная залежь связана с терригенным  пластом Д(1) пашийского горизонта франского яруса верхнего  девона. В состав пласта Д(1) выделяется пять нефтенасыщенных прослоев с общей мощностью коллекторов 30-50м. Пористость песчаников колеблется от 15 до 26 %, проницаемость составляет от 40 до 2000 мД. Дебиты отдельных скважин из пласта Д(1) составляли до 400 т/сут. Режим залежей водонапорный и упруговодонапорный. Основные залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления (внутриконтурное и законтурное заводнение), механизированным способом. Центр добычи — Альметьевск. В настоящее время на Ромашкинском местоскоплении пробурено более 8 тысяч скважин.  Геологические запасы нефти, оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн. Нефтесодержащие песчаники девона и карбона . Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %. 

3. ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

 

3.1. Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой  энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы  преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление  на устье и давление, расходуемое  на преодоление трения, связанное  с движением этой жидкости.

Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет  следующее основное равенство:

    

где Рс - давление на забое скважины; Рг, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, рассчитанное по вертикали, потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

- фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа - артезианское фонтанирование;

- фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование.

Артезианский способ встречается  при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного  газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного  газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

 

 

 

 

Поскольку присутствие пузырьков  свободного газа в жидкости уменьшает  плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для

 фонтанирования газированной  жидкости, существенно меньше, чем  при артезианском фонтанировании.

Фонтанирование  за счет энергии газа - это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.

При фонтанировании за счет энергии  газа плотность столба ГЖС в фонтанных  трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет  меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения  Рнас, а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ΔР = Рнас – Р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.

Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое  скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.

Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Рнас.

В нефтяных залежах, где давление насыщения  нефти газом равно пластовому давлению, газ делает двойную работу: выделяясь в пласте, он выталкивает нефть, а в трубах поднимает ее на поверхность. Для некоторых режимов характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта. В этом случае по мере подъема жидкости в скважине, давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, и из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность. Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое. Рассмотрим устройство скважины для фонтанной добычи (рис. 3.1.1) и ее отдельные компоненты:

 

              

1 – эксплуатационная  колонна; 2 – НКТ; 3 – башмак, 4 –  фланец, 5 – фонтанная арматура, 6-штуцер

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 3.1.1. Устройство скважины для  фонтанной добычи:

 

 

 

Фонтанная арматура предназначена: для подвески одной или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.

После бурения с колонной головки  демонтируют превенторы и устанавливают  фонтанную арматуру (рис. 3.1.2).

1 – корпус  головки; 2, 7 – муфта; 3 – кольца  резиновые; 4, 6 – фланец; 5 – полукольца; 8 – манометр, 9 – кран; 10 – обсадная  колонна.

Рис. 3.1.2 Конструкция простейшей колонной головки  для одной обсадной колонны

Корпус  головки  навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна вворачивается в специальную муфту (7). Герметичность соединения корпуса головки и муфты (7) достигается муфтой (2) и двумя кольцам из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами и фланцем (4), который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта (7) заканчивается фланцем (6) для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления и манометром.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые  и тройниковые. Характерным узлом  крестовой арматуры (рис. 3.1.3) является крестовина (6) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 3.1.4) характерным узлом являются тройники (1), к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод.

 

1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка  для подвески НКТ, 5 - штуцер, 6 - крестовины  ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески  НКТ, 9 – катушка

Рис. 3.1.3 Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа)

Масса фонтанной  арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:

- АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

- АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.

 

1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго  ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески  первого ряда НКТ

Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125)

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной  арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы  таких обвязок в зависимости  от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы  не стандартизованы, но их узлы комплектуются  из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой  фонтанной арматуры не предусматривает  обвязку выкидов межтрубных пространств  и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой.

3.2. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами

 

Штанговые скважинные насосы (ШСН) обеспечивают откачку из скважин углеводородной жидкости, обводненностью до 99 % , абсолютной вязкостью до 100 мПа·с, содержанием  твердых механических примесей до 0.5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0.1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130ºС.

ШСНУ включает:

- Наземное оборудование: станок-качалка  (СК), оборудование устья.

-Подземное оборудование: насосно-компрессорные  трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штанговый скважинный насос (ШСН)  и различные защитные устройства, улучшающие работу установки  в осложненных условиях.

Отличительная особенность ШСНУ обстоит  в том, что в скважине устанавливают  плунжерный (поршневой) насос, который  приводится в действие поверхностным  приводом посредством колонны штанг.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 3.2.1) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4 насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка-качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

Недостатками штанговых насосов  является ограниченность глубины их подвески и малая подача нефти  из скважин.

Рисунок 3.2.1.  Схема установки штангового скважинного насоса

 

Штанговые скважинные насосы.

По способу крепления насосов  к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и не вставные (НСН) скважинные насосы (рис. 3.2.2 и рис. 3.2.3).

У не вставных (трубных) насосов цилиндр  с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью  специального штока соединен  с  шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН — сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для  устранения какой-либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и  замковой опоры цилиндра.

 

 

 

 

 

1 — впускной клапан; 2 — цилиндр; 3 — нагнетательный клапан; 4 —  плунжер; 5 — штанга; 6 — замок.