Заключение
В результате проделанной работы решены следующие задачи: рассмотрена геологическая часть; описана технико-технологическая часть; описана практическая часть.
Процесс добычи нефти можно разделить на три этапа: движение жидкости по пласту по направлению к скважине. Осуществляется за счет природной или искусственно создаваемой разности давления. Движение жидкости по скважине – от забоя до устья. Сбор нефти с газом и водой на поверхности, их разделение, очистка. А далее жидкость транспортируется до перерабатывающих установок.
Существуют различные методы добычи нефти, которые зависят от типа месторождения полезного ископаемого (суша, морское дно), вида коллектора, глубины заложения. Также способ может меняться по мере опустошения природного резервуара. Стоит отметить, что морская добыча нефти - более сложный процесс, так как требует устройства подводных установок.
Для этого используется сила давления, естественного или создаваемого искусственно. Эксплуатация скважины при энергии пласта называется фонтанной. В данном случае под давлением подземных вод, газа нефть поднимается наверх, не требуя привлечения дополнительного оборудования. Однако фонтанный способ используется только для первичной добычи полезного ископаемого, когда давление значительное и способно поднимать жидкость наверх. В дальнейшем необходимо применение дополнительного оборудования, позволяющего полностью выкачать нефть.
Фонтанный способ является самым экономичным. Для регулировки подачи нефти устанавливается специальная арматура, которая герметизирует устье скважины, контролирует объем подаваемого вещества.
После первичной добычи используются вторичный и третичный методы, позволяющие максимально эффективно использовать месторождение.
При естественном способе добычи нефти используется поэтапный метод:
Первичный. Жидкость поступает под воздействием высокого давления в пласте, которое образуется от подземных вод, расширения газов и прочее. При таком способе коэффициент извлечения нефти (КИН) составляет примерно 5-15%.
Вторичный. Такой метод используется тогда, когда естественного давления уже недостаточно, чтобы поднимать нефть по скважине. В этом случае применяется вторичный способ, который заключается в подводе энергии извне. В этом качестве выступает закачиваемая вода, попутный или натуральный газ. В зависимости от пород резервуара и характеристик нефти, КИН при вторичном методе достигает 30%, а суммарное значение – 35-45%.
Третичный. Такой метод заключается в увеличении подвижности нефти для повышения ее отдачи. Один из способов – это TEOR, при помощи которого за счет нагрева жидкости в пласте уменьшается вязкость. Для этого наиболее часто применяется водяной пар. Реже используется частичное сжигание нефти на месте, непосредственно в самом пласте. Однако такой способ не очень эффективен. Для изменения поверхностного натяжения между нефтью и водой можно ввести специальные ПАВ (или детергенты). Третичный метод позволяет повысить КИН еще примерно на 5-15%. Данный способ используется лишь в том случае, если добыча нефти продолжает оставаться рентабельной. Поэтому применение третичного метода зависит от цен на нефть и стоимости ее извлечения.
Если энергия для подъема нефти подводится извне, то такой способ добычи называется механизированным. Он подразделяется на два вида: компрессорный и насосный. Каждый из методов имеет свои особенности.
Компрессорный также носит название газлифтный. Этот метод подразумевает закачку газа в скважину, где он смешивается с нефтью. В результате плотность смеси снижается. Давление забойное также уменьшается, становится ниже пластового. Все это приводит к движению нефти к поверхности земли. Иногда газ под давлением подается из соседних пластов. Такой способ называется "бескомпрессорный газлифт".
На старых месторождениях применяется и система эрлифта, при которой используется воздух. Однако такой способ требует сжигания нефтяного газа, а трубопровод имеет низкую устойчивость к поражению коррозией.
Газлифт для добычи нефти используется в Западной Сибири, Западном Казахстане, Туркмении.
На промысле измеряют температуру нефти на том участке скважины, куда предполагается подавать присадку, а также скорости охлаждения нефти при движении ее по стволу скважины от места ввода присадки до устья скважины.
Если температура нефти в месте ввода присадки равна или выше той, при которой присадка начинает работать, то присадку можно вводить. Если температура на участке ввода ниже той, при которой присадка начинает действовать, то вводить ее бессмысленно.
Если скорость потока нефти такова, что скорость охлаждения нефти от места ввода до участка скважины с той температурой, при которой из нефти начинают выпадать парафины, меньше или равна той, при которой присадка еще действует, то ее можно вводить. Если же скорость охлаждения нефти в скважине больше той, при которой присадка уже не действует, то надо подбирать другую присадку.
Из-за малой вязкости газоконденсатов при температурах выше температуры начала кристаллизации парафинов относительное содержание в газоконденсате легких и тяжелых фракций и парафинов различной молекулярной массы будет различно на разных глубинах скважины. Более тяжелые парафины выпадут в осадок, а более легкие всплывут на устье скважины. В середине скважины должно быть наименьшее количество парафинов.
Таким образом, в тех случаях, когда скорость потока газоконденсата или легкой нефти меньше скорости всплывания или осаждения парафинов, вводить присадку на забой скважины или на уровне конца обсадной колонны становится бессмысленно, поскольку состав газоконденсата или легких нефтей в этих участках скважины будет резко отличаться от того, который имеет место на тех участках, где начинается кристаллизация парафинов.
Следовательно, вводить присадку в газоконденсатные скважины или скважины, добывающие легкие нефти, в отличие от нефтяных, добывающих высоковязкую нефть, надо не на забой скважины и не на уровне окончания обсадных колонн, а только в том участке скважины, куда всплывут парафины и где они начинают кристаллизироваться.
Для эффективного управления добычи воды необходимо обеспечение диагностики водопритоков (геофизическая информация, индикаторные исследования, анализ динамики обводнения и состав добываемой продукции); гидродинамическое моделирование структуры потоков в пласте; использование адекватных технологий и материалов для изменения фильтрационных полей в пласте.
1. Для борьбы с отложениями парафина в подземном и наземном оборудовании применяются тепловые обработки, которые имеют кратковременный эффект и являются профилактическими.
2. Представляется целесообразным провести работы по поиску ингибиторов для защиты оборудования от АСПО. Выбор эффективного и экономически выгодного ингибитора определять по результатам лабораторных исследований и опытно-промысловых работ.
3. Необходимо проведение геофизических исследований для формирования оптимальных решений по целенаправленному процессу ограничения водопритоков в скважинах.
Рекомендации:
1. Продолжить применение профилактических тепловых обработок горячей водой (ОГВ) с добавлением поверхостно-активного вещества (ПАВ) или горячей нефтью (ОГН).
2. Произвести подбор растворяющих композиций по результатам изучения состава твёрдых отложений с целью повышения эффективности мероприятий по удалению АСПО. Применение таких композиций позволит снизить затраты и увеличить добычу нефти.
3. Проводить работы по ликвидации водопроявлений с использованием адекватных технологий и материалов для изменения фильтрационных полей в пласте.
50 страниц
86% уникальность
2016 год
233 просмотров
