Технологические процессы нефтяной промышленности ХМАО

При вытеснении нефти водой  нередки случаи, когда вследствие различия вязкостей  жидкостей или разной проницаемости отдельных участков пласта имеет место опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта. Это приводит к недостаточному полному вытеснению нефти. Вытеснение нефти растворами полимеров, т.е. водой с искусственно повышенной вязкостью, создает условия для более равномерного продвижения водонефтяного контакта и повышения конечной нефтеотдачи пласта.

Для загущения воды применяют  различные водорастворимые полимеры, из которых наиболее широкое применение для повышения нефтеотдачи пластов нашли полиакриламиды (ПАА). Они хорошо растворяются  в воде и уже при концентрациях 0,01-0,05 % придают ей вязкоупругие свойства. Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2-1 % пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5-10 раз больше вязкости воды, что и обеспечивает  большую полноту вытеснения нефти.

 При закачке  в  пласт углекислоты  происходит  ее растворение в нефти, что  сопровождается уменьшением вязкости  последней и соответствующим увеличением притока к эксплуатационной скважине. Опыт разработки залежей нефти показывает, что при снижении температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию. В пластах, содержащих высоковязкую нефть, даже незначительное снижение температуры в процессе разработки существенно снижает эффективность ее добычи. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового воздействия на пласт. Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температуратурой  до 400 ^оС) позволяет значительно снизить вязкость нефти  выпавших из нее  асфальтенов, смол и парафинов.

Метод внутрипластового горения (рис 4) заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующиеся впереди фронта горения нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к  эксплуатационным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

Рис 4. Схема внутрипластового очага горения:

1- нагнетательная (зажигательная) скважина; 2- глубинный  нагнетатель; 3- выгоревшая часть  пласта; 4- очаг горения; 5- обрабатываемая  часть пласта (движение нефти,  газов, паров воды);

6- эксплуатационная скважина.

При вытеснение нефти из пласта растворителями в качестве вытесняющей  фазы используются растворимые в  нефти сжиженные пропан, бутан, смесь  пропана с бутаном. В пласте они  смешиваются с нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости  фильтрации.

2.Эксплуатация  нефтяных скважин

Все известные способы  эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1. фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;
2. с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;
3. насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания  пласта.

Фонтанные способ применяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 5.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис 5. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти

1-эксплуатационная  колона; 2- насосно-компресорные трубы; 

3 – башмак; 4- фланец; 5- фонтанная арматура; 6-  штуцер.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.

Установка штуцера позволяет  обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы. Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб. Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис 6.

Рис 6. Устройство скважины для компрессорной добычи нефти

1- обсадная труба; 2 –подъемная  труба; 3- воздушная труба.

При компрессорном способе  в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной, а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, - воздушной. Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной добычи нефти следующий - (рис. 7).

Рис 7. Механизм компрессорной добычи нефти

При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент - воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции. Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

 2) доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);

3) простота регулирования  дебита скважин.

Однако у способа  имеются и  недостатки:

1. высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;
2. низкий к.п.д. газлифтного подъемника и системы «компрессор-скважина».

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа)

Принципиальная схема газлифтного цикла приведена на рис 8.

Рис 8. Схема газлифтного цикла при добыче нефти.

1-газовая скважина высокого давления; 2,4,8 – газовый сепаратор; 3- теплообменник;

5- газораспределительная  батарея; 6- газлифтная скважина; 7- газонефтяной сепаратор; 9-комресорная станция. I- газ высокого давления из газовой скважины; II- продукция газлифтной скважины; III- нефть; IV- газ низкого давления, содержащий капельную нефть;V- газ низкого давления, очищенный от нефти; VI- сжатый газ в систему промыслового сбора; VII- газ высокого давления после компрессорной станции.

При наличии газовой скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подается в теплообменник 3. Нагретый газ после дополнительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным скважинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяной сепаратор 7. после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему промыслового сбора.

Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта используется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции 9 последовательно проходит теплообменник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 9). В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и - подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач.

 

Рис 9. Схема добычи нефти с помощью шлангового насоса.

1- всасывающий насос; 2 – нагнетательный клапан; 3- штанга; 4- тройник; 

5- устьевой сальник; 6- балансир станка –качалки; 7-кривошипно- шатунный механизм;

8- электродвигатель; 9- головка балансира; ё0 – насосные трубы.

Работает насос следующим  образом. При ходе плунжера вверх  верхний клапан 2 закрыт, так как  на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 : жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она вступает в выкидную линию через тройник 4. Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.

В связи с этим в последние  годы при эксплуатации нефтяных скважин все шире применяются бесштанговые насосы.

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 10.

Рис 10. Схема установки ЭЦН в скважине.

1-центробежный  многоступенчатый насос; 2- погружной  электродвигатель;

3- подъемные  трубы; 4- обратный клапан; 5 – устьевая  арматура.

Она включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные грубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме словно не показаны. Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю, 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

Погружной электроцентробежный  насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с залом погружного электродвигателя. Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор З..Д5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800... 1000 м в корпусе насоса монтируют 150...200 ступеней. Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м³/сут; снижение подачи, напора и кпд при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.