Курсовая работа на тему:
“Газлифтный способ добычи нефти”
Содержание
Введение. Область применения газлифтного способа добычи нефти
1. Газлифтный способ добычи нефти
2. Ограничение притока пластовых вод
3. Предупреждение образования НОС
4. Методы удаления НОС
5. Снижение пускового давления
6. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин
7. Обслуживание газлифтных скважин
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Ведение. Область применения газлифтного способа добычи нефти
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
1.Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах луатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
2.Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е.использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.
3.Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно на правленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
4.Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
5.Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
6.Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
7.Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.
1.Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.
2.Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
3.Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ ксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.
При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.
Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.
Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями.
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.
1. Газлифтный способ добычи нефти
При газлифтном способе эксплуатации недостающая энергия подается с поверхности в виде энергии сжатого газа по специальному каналу.
Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.
Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:
возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;
простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;
эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;
эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;
возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;
полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;
большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;
возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;
простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;
простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.
Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче.
Наибольшее число элементов в системе газлифта и более сложное оборудование используются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную систему высокого давления (рис. 1).
Основными элементами этой схемы являются: скважины 1, компрессорные станции 3, газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7, газораспределительная батарея 4, групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля 6, дожимные насосные станции, нефтесборный пункт,
Рис. 1. Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса
В состав комплекса входит система АСУ ТП, которая включает выполнение следующих задач:
измерение и контроль рабочего давления на линиях подачи газа в скважины на магистральных коллекторах;
измерение и контроль перепада давления;
управление, оптимизация и стабилизация режима работы скважин;
расчет рабочего газа;
измерение суточного дебита скважины по нефти, воде и общему объему жидкости.
В результате решения задачи оптимального распределения компримируемого газа для каждой скважины назначают определенный режим закачки газа, который необходимо поддерживать до следующего изменения режима. Параметром для стабилизации принимается перепад давления на измерительной шайбе дифманометра, установленного на рабочей линии подачи газа в скважину.
Выбор типа газлифтной установки и оборудования, обеспечивающего наиболее активную эксплуатацию скважин, зависит от горно-геологических и технологических условий разработки эксплуатационных объектов, конструкции скважин и заданного режима их эксплуатации.
Строгой классификации газлифтных установок не существует, и они группируются на основе самых общих конструктивных и технологических особенностей.
В зависимости от количества рядов труб, спущенных в скважину, их взаимного расположения и направления движения рабочего агента и газожидкостной смеси имеются системы различных типов
однорядный подъемник кольцевой и центральной систем
двухрядный подъемник кольцевой и центральной систем
полуторарядный лифт обычно кольцевой системы
Перечисленные системы газлифтных подъемников имеют преимущества и недостатки. В связи с этим обоснование целесообразности их применения производится с учетом горно-геологических и технологических особенностей конкретного объекта разработки.
По степени связи трубного и кольцевого пространства с забоем скважины установки газлифта делятся на открытые, полузакрытые и закрытые.
Опыт разработки нефтяных месторождений Западной Сибири показал, что наиболее рациональна система, при которой сжатый газ отбирается из скважин, оборудованных для добычи газа и осуществления внутрискважи Внутрискважинный газлифт - наиболее эффективный способ подъема жидкости. Осуществляется он путем перепуска газа из вышележащего (возможно, и из нижележащего) газового пласта через специальный забойный регулятор.
Применение внутрискважинного газлифта позволяет исключить строительство наземных газопроводов для сбора и распределения газа и газораспределительных пунктов, установок по подготовке газа (осушка, удаление части жидких углеводородов, очистка от сероводорода). В связи с вводом в подъемник ближе к башмаку НКТ газа высокого давления обеспечивается высокая термодинамическая эффективность потока в подъемнике. Если при бескомпрессорном и компрессорном газлифтах при лучших режимах термодинамическая эффективность составляет 30—40 %, то при внутрискважинном бескомпрессорном газлифте значение ее достигает 85-90 %
2. Ограничение притока пластовых вод
Ограничение притока воды к забоям добывающих скважин является одной из важнейших проблем в системе мероприятий по повышению эффективности разработки нефтяных месторождений и увеличению нефтеотдачи пластов. В скважинах, эксплуатирующих несколько продуктивных пластов одновременно, обводнение происходит неравномерно - вода продвигается по более проницаемым пропласткам и прослоям. Во многих случаях поступление воды по таким пропласткам происходит настолько интенсивно, что создается впечатление полного обводнения скважины. В таких условиях происходит неравномерная выработка отдельных пластов.
Не меньший вред нормальной эксплуатации залежи и скважин наносит подошвенная вода. Она конусообразно затягивается в призабойную зону и поступает в скважину через нижние отверстия интервала перфорации эксплуатационной колонны. Обводнение скважин при этом из года в год прогрессирует. Преждевременное обводнение скважин (не связанное с полной выработкой пласта) уменьшает конечную нефтеотдачу, приводит к большим затратам на добычу попутной воды и подготовку товарной нефти.
Большое разнообразие и сложность путей обводнения нефтяных скважин обусловливают трудность решения проблемы, которая еще больше усугубляется отсутствием надежных методов определения путей поступления воды в скважину. В условиях сложного геологического строения нефтяных залежей и пластов наблюдается все многообразие форм поступления воды:
за счет подтягивания подошвенной воды (образование конуса обводнения);
за счет опережающего продвижения воды по наиболее проницаемым пропласткам одного пласта (образование языков обводнения);
за счет первичного обводнения высокопродуктивных пластов при объединении двух и более продуктивных пластов в один объект разработки;
по некачественному цементному кольцу. При этом скважины обводняются как водами эксплуатационного пласта, так и водами выше- и нижележащих водоносных горизонтов.
В последние годы в нефтедобывающей промышленности изысканию методов ограничения водопритоков к забоям нефтяных скважин уделяется все больше внимания. Методы ограничения притока вод в скважины в зависимости от характера влияния закачиваемой водоизолирующей массы на проницаемость нефтенасыщенной части пласта, вскрытого перфорацией, делятся на селективные и неселективные.
Селективные методы изоляции - это такие методы, когда используют материалы, которые закачивают во всю перфорационную часть пласта. При этом образующийся осадок, гель или отверждающее вещество увеличивают фильтрационное сопротивление только в водонасыщенной части пласта, а закупорки нефтяной части пласта не происходит. При СМИ нет необходимости производить повторную перфорацию.
С учетом механизма образования водоизолирующих масс можно выделить пять селективных методов:
1. Методы селективной изоляции, основанные на образовании водоизолирующей массы, растворимой в нефти и нерастворимой в водной среде. Рекомендуется использовать такие материалы, как нафталин, парафин, растворенные в анилине, креозоле, ацетоне, спирте, или другие пересыщенные растворы твердых углеводородов в растворителях. Применяются вязкие нефти, эмульсии и другие нефтепродукты, нерастворимые соли и латексы типа СКД-1.
2. Методы селективной изоляции, основанные на образовании закачиваемыми в пласт реагентами осадков в водонасыщенных зонах. Предлагается закачивать неорганические соединения типа FeSO4, M2SiO3 (M - одновалентный щелочной металл), которые, реагируя между собой в водной среде, образуют гидрат закиси железа и силикагель. Более прочную массу образуют кремнеорганические олигомеры, оказывающие продолжительный эффект воздействия.
3. Методы, основанные на взаимодействии реагентов с солями пластовых вод. На осаждении и структурировании ионами поливалентных
металлов Са+2, Mg+2, Fe+2 и других основаны методы ограничения движения воды в пласте с применением таких высокомолекулярных соединений, как производные целлюлозы и акриловых кислот. В контакте с приведенными катионами высаживается из раствора ряд сополимеров полиакриловой и метакриловой кислот с высокой степенью гидролиза. В нефтяной среде они сохраняют свои первоначальные физические свойства, обеспечивая тем самым селективность воздействия на нефтеводонасыщенный пласт.
4. Методы, основанные на взаимодействии реагента с поверхностью породы, покрытой нефтью. К этой группе относятся способы ограничения притока воды с использованием частично гидролизованного полиакриламид а (ПАА), мономеровакриламида, гипано-формальдегидной смеси (ГФС) и др. Механизм методов заключается в том, что при адсорбционном и механическом удерживании полимера в пласте значение остаточного сопротивления зависит от минерализации воды, молекулярной массы полимера, степени гидролиза и проницаемости пористой среды. Значение остаточных сопротивлений в нефтенасыщенной части пород на порядок ниже, чем в водонасыщенных, что объясняется сродством частиц полиакриламида с органическими соединениями нефти. Кроме того, в нефтенасыщенной части пласта ухудшаются условия для адсорбционного и механического удерживания частиц полимера породой вследствие присутствия на поверхности раздела углеводородной жидкости.
5. Методы, основанные на гидрофобизации поверхности пород призабойной зоны с применением ПАВ, аэрированных жидкостей, полиорганосилоксанов и других химических продуктов. Общий механизм заключается в гидрофобизации пород, приводящей к снижению фазовой проницаемости пород для воды, а также в образовании пузырьков газа, которые легко разрушаются в присутствии нефти.
Неселективные методы изоляции - это методы, использующие материалы, которые независимо от насыщенности среды нефтью, водой или газом образуют экран, не разрушающийся со временем в пластовых условиях. Основные требования при НСМИ - точное выделение обрабатываемого обводненного интервала и исключение снижения проницаемости продуктивной нефтенасыщеннои части пласта.
Механизм изоляции вод заключается в следующем:
очистка ПЗП в результате диспергирования кольматирующих пласт глинистых веществ, парафина, асфальтосмолистых веществ и дальнейшее их удаление в процессе освоения скважин за счет солюбилизирующего действия (коллоидного растворения) образовавшихся мицелл в пенной системе. Главным результатом этого процесса является приобщение к разработке малопроницаемых пропластков;
блокирование путей продвижения воды в результате прилипания к поверхности водопроводящих каналов пузырьков газа и образования пленок из коллоидно-дисперсных соединений;
изоляция высокопроницаемых зон продуктивного пласта, являющихся главным источником обводнения.
Область эффективного применения пенных систем: низкое и среднее пластовое давление; неограниченная обводненность продукции скважины; четко выраженная неоднородность пропластков; наличие глинистой корки на стенках скважины; наличие в терригенных породах глинистого цемента.
В качестве пенных систем рекомендуют использовать двухфазные и многокомпонентные пенные системы.
3. Предупреждение образования НОС
нефть добыча газлифтный скважина
В отечественной и зарубежной практике известны различные методы борьбы с отложениями неорганических солей при добыче нефти. В общем случае все они подразделяются на методы, предотвращающие отложение НОС, и методы борьбы с уже выпавшими осадками.
Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении отложения солей. При этом правильный выбор метода может быть сделан лишь на основе тщательного изучения гидрохимической и термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных причин, вызывающих перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами, поскольку выпадение и отложение неорганических солей зависят от условий, при которых нарушается химическое равновесие системы, т.е. при переходе попутных вод в состояние перенасыщения.
Перенасыщение попутно добываемых вод солеобразующими ионами может быть вызвано изменением температуры, давления, а также смешиванием растворов солей различного состава с образованием нового раствора, в котором содержание ионов слаборастворимых солей оказывается в избытке.
Формирование отложений НОС на поверхности оборудования зависит также от свойств подложки, электрокинетических и других физико-химических явлений, происходящих на поверхности раздела фаз.
В реальных технологических процессах добычи, сбора и подготовки нефти многие явления происходят одновременно, что усложняет исследование формирования отложений в целом.
Существенные затруднения в выявлении причин выпадения солей возникают из-за отсутствия систематической достоверной информации по гидрохимическим и гидрогеологическим изменениям на разрабатываемых объектах в течение длительного времени.
В настоящее время разрабатываемые и применяемые методы предупреждения отложения НОС можно разделить на две группы -безреагентные и химические.
К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся: обоснованный выбор источников водоснабжения систем поддержания пластового давления; воздействие на перенасыщенные солями растворы магнитными, силовыми и акустическими полями; использование защитных покрытий труб и другого оборудования. К этой же группе относятся и мероприятия, основанные на изменении технологических факторов добычи нефти: своевременное проведение необходимых водоизоляционных работ; ограничение движения воды в высокопроницаемых пропластках послойно-неоднородного продуктивного пласта; поддержание повышенных давлений на забоях добывающих скважин; использование хвостовиков, диспергаторов; различные конструктивные изменения в устройстве применяемого оборудования.
Важным технологическим методом предупреждения солеотложения является своевременное проведение водоизоляционных работ в скважинах. Практика показывает, что сравнительно резкое изменение состава попутно добываемой воды и, как следствие этого, интенсивное отложение НОС может происходить за счет прорыва вод из других водоносных горизонтов через нарушения целостности цементного кольца и обсадной колонны, возникающие в процессе эксплуатации скважины. При этом самое эффективное средство предотвращения отложения солей - ремонт скважины с ликвидацией обнаруженных нарушений.
Значительный эффект по снижению интенсивности отложения солей дает селективная изоляция обводнившихся пропластков послойно-неоднородного продуктивного пласта, поскольку при сокращении притока воды, перенасыщенной солями, уменьшается и отложение солей.
Перспективным является метод, основанный на выборе оптимального значения забойного давления, поскольку значение равновесной концентрации сульфата кальция зависит от давления в насыщенном гипсом растворе. Повышение давления на забоях добывающих скважин приводит к уменьшению их дебитов. Чтобы не допустить этого, необходимо предусматривать повышение давления нагнетания воды на линиях нагнетательных скважин или организацию очагового заводнения. В каждом конкретном случае целесообразность повышения давления нагнетания для уменьшения интенсивности солеотложения необходимо определять путем проведения технико-экономических расчетов.
К конструктивным изменениям относится применение различных устройств, способных изменять структуры и скорость движения газожидкостной смеси в скважине или условия кристаллизации солей. Скважинные штуцеры, диспергаторы, хвостовики, спускаемые до интервала перфорации, эмульгируют добываемую воду в нефти. Это уменьшает вероятность контакта воды со стенками насосно-компрессорных труб и другого промыслового оборудования.
Одним из безреагентных способов повышения работоспособности нефтепромыслового оборудования в условиях отложения НОС может быть применение защитных покрытий. Имеется положительный опыт применения НКТ с покрытием внутренней поверхности стеклом, эмалями и лаками. На Самотлорском месторождении испытывались ПЭЦН, центробежные колеса и направляющие, аппараты которых были покрыты пентапластом или были изготовлены из полиамидных составов с покрытиями эпоксидной смолой, фторопластом, пентапластом с графитом и алюминием. Промысловые данные показали увеличение надежности работы УЭЦН и межремонтного периода их работы. Покрытие из пентапласта не предотвращает полностью отложения солей, однако снижает интенсивность роста их образования. Поэтому оборудование с защитным покрытием следует применять в скважинах с умеренной скоростью солеотложения. В условиях же интенсивного отложения солей одновременно с использованием защитных покрытий целесообразно применять химические реагенты.
Химические методы. Из известных способов предупреждения отложения неорганических солей при добыче нефти, наиболее эффективным и технологичным является способ применения химических реагентов-ингибиторов. В результате лабораторных и промысловых исследований, посвященных проблеме борьбы с образованием НОС на нефтяных месторождениях, было предложено и испытано множество химических реагентов-ингибиторов, предотвращающих эти отложения.
Химические способы борьбы с солеотложением
29-04-2015, 00:31