Критерии выбора участка для физико-химического воздействия с целью повышения нефтеизвлечения.

Важное условие эффективности применения МУН –правильный выбор участка. Критерии применимости методов определяют диапазон применяемых методов и получение наилучших технико – экономических показателей.

Выделяют 3категории критерий:

1) геолого-физические (свойства пласта, m, S, T, параметры пласта и.т.д)

2) технологические (размер оторочки, концентрация агентов в растворе, схема размещения скважин, давление нагнетания и.т.д)

3)материально-технические (обеспеченность оборудованием, химическими реагентами)

1 группа критериев является определяющей, наиболее значимой и независимой.

2 зависит от 1.

3 является независимой, определяется возможностью выполнения 2 группы.

Существуют несколько методов для повышения нефтеизвлечения. Чтобы выбрать наилучший, надо знать:

1) нефтенасыщенность пластов или степень их истощения, заводнения;

2) свойства нефти и пластовой воды- вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей;

3) коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав;

4) расположение и техническое состояние пробуренных скважин; наличие материально-технических средств, их качество, характеристику и стоимость;

5) потребность в увеличении добычи нефти.

Общие для всех методов критерии, ограничивающие или сдерживающие применение всех методов.

1. трещиноватость пластов. Предельная неоднородность пластов в этом случае вызывает быстрый прорыв дорогостоящих рабочих агентов в добывающие скважины и их нерациональное использование.

2. Газовая шапка. Для всех методов весьма неблагоприятно наличие естественной или искусственной высокой газонасыщенности какой-либо части пласта, так как нагнетаемые рабочие агенты устремляются в газовую часть.

3. Нефтенасыщенностъ пластов. Высокая водонасыщенность нефтяного пласта (более 70-75%) недопустима для применения всех МУН по экономическим причинам, т.к. вытесняющая способность дорогостоящих агентов используется лишь на 25-30%.

4. Активный водонапорный режим. При этом режиме достигаются высокий охват пластов заводнением и низкая остаточная нефтенасыщенность пласта (менее 25-30%) за счет вытесняющих свойств контурной или подошвенной пластовой воды.

Применение МУН осложняется тем, что либо достигаемая низкая остаточная нефтенасыщенность исключает применения многих методов, либо краевые зоны залежей, находящихся под активным водонапорным режимом, невозможно подвергнуть эффективному воздействию дорогостоящими рабочими агентами.

5. вязкость нефти. Этот фактор часто самый решающий по экономическим критериям. Все физико-химические методы, применяемые с обычным заводнением, экономически оправданы только при вязкости нефти менее 25-30 мПа с.

6. Жесткость и соленость воды. Все физико-химические МУН резко снижают свою эффективность при высокой солености, при большом содержании солей кальция и магния в пластовой воде. Также для приготовления растворов любых химических продуктов из воды необходимо удалить кислород и биоорганизмы.

7. Глинистость коллектора. Высокое содержание глины в нефтеносных пластах (более 10%) противопоказано для всех МУН.

Вопросы по дисциплине «Сбор и подготовка скважинной продукции»

 

1.Понятие о системах сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Промысловый сбор и подготовка нефти и газа заключаются в последовательном изменении состояния продукции нефтяной сква­жины и отдельных ее составляющих (нефти и газа) и завершаются получением товарной продукции. Таким образом, технологиче­ский процесс после разделения продукции скважин состоит из двух материальных потоков: нефтяного и газового.

Технология сбора, очистки и использования пластовой воды является особым процессом, который обычно рассматривается отдельно. Он включает три последовательных этапа: разделение; сбор; доведение нефти и газа до нормированных свойств, уста­навливаемых для товарной продукции. На третьем этапе нефтя­ной поток очищается от пластовой воды и минеральных солей, из него извлекаются углеводороды (стабилизация) для того, чтобы придать нефти стабильность, позволяющую уменьшить потери уг­леводородов на всем пути ее движения к пункту переработки. На этом этаре из газового потока извлекаются углеводороды (отбензинивание) с целью получения товарного раза и сжиженных угле­водородов. Следовательно, третий этап является завершающим эта­пом сбора нефти и газа, его часто называют обработкой нефти и газа

Основные требования, к организации сбора и подготовки нефти, газа и воды:

1. Автоматическое изменение количества нефти, газа и воды по каждой добывающей скважине;

2. обеспечение герметизированного сбора нефти и нефтяного газа и воды на всем пути движения – от добывающих скважин до магистрального нефтепровода;

3. доведение нефти, газа и пластовой воды на технологических установках до норм товарной продукции;

4. автоматический учет товарной нефти и нефтяного газа и передача их товарно- транспортным организациям;

5. возможность ввода в эксплуатацию месторождения с полной утилизацией нефтяного газа до окончания строительства всего комплекса сооружений;

6. обеспечение высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижению металлоемкости и эксплуатационных расходов;

7.надежность и маневренность эксплуатации технологических установок и возможность полной их автоматизации;

8. изготовление оборудования технологических установок и основных узлов систем сбора нефти, газа и воды индустриальным способом в блочном и мобильном исполнении с полной автоматизацией технологических процессов.

Система сбора нефти, газа и воды на месторождениях – это совокупность трубопроводных коммуникаций и оборудования, предназначенных для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до пунктов подготовки нефти, газа и воды.

Система сбора нефти, газа и воды должна обеспечивать:

- измерение количества продукции, получаемой из каждой скважины;

- максимальное использование пластовой энергии или энергии, создаваемой скважинными насосами, для транспортировки продукции скважин до пунктов ее подготовки;

- отделение от продукции скважин свободной воды;

- раздельный сбор продукции скважин, существенно отличающейся по содержанию воды, физико-химическим параметрам, давлению и иным признакам, если смешение продукции нецелесообразно по технико-экономическим соображениям;

- подогрев продукции скважин в случае невозможности ее сбора и транспорта при обычных температурах;

- транспорт продукции от скважины к сборным пунктам;

- доведении нефти до норм товарной продукции;

-очистка и сушка нефтяного газа;

- очистка и ингибирование пластовой воды.

Система сбора и подготовки состоят из разветвленной сети трубопроводов, замерных установок, сепарационных пунктов, резервуарных парков, установок комплексной подготовки нефти, установок подготовки воды и газа, насосных и компрессорных станций.

Сепарация нефти.

 

В зависимости от качества, схемы и технологии сбора и сепа­рации, расстояния, условий транспорта и хранения нефти потери легких фракций будут различными. С повышением давления на ступенях сепарации нефти уменьшается количество выделяющего­ся газа, а в его составе – содержание более тяжелых компонентов.

Сепарация газа от нефти — это процесс отделения головных углеводородов и сопутствующих газов. Он происходит при сни­жении давления и повышении температуры нефти, а также вслед­ствие молекулярных диффузий углеводородных и других компо­нентов, содержащихся в нефти, в пространство с меньшей кон­центрацией их, находящееся над нефтью. Процесс сепарации не­фти имеет место на всем пути ее движения: в скважине, шлейфе, сепараторе, нефтесборном коллекторе и в резервуарах на промысле и за его пределами, а также при ее транспорте водным или желез­нодорожным путем. Процессы сепарации углеводородов и сопут­ствующих газов при атмосферных условиях называют испарением нефти.

Сепараторы, применяемые на нефтяных промыслах, условно подразделяют на шесть категорий:

1 по назначению — замерно-сепарирующие и сепарирующие;

2 геометрической форме и положению в пространстве — цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонталь­ные и наклонные;

3 принципу действия — гравитационные, инерционные (жа- люзийные) и центробежные (гидроциклонные);

4 рабочему давлению — высокого (6, 4 МПа), среднего (2, 5 МПа), низкого (0, 6 МПа) давления и вакуумные;

5 числу ступеней сепарации — первой, второй, третьей и т.д.;

6 разделению фаз — двухфазный (нефть + газ), трехфазный (нефть + газ + вода).

В нефтяных сепараторах любого типа различают следующие Секции: основная сепарационная, осадительная, секция сбора кидкости, влагоуловительная.

Основная сепарационная служит для основного разделения про­дукции скважины на газ и жидкость. Ввод продукции скважины в секцию осуществляется тангенциально или нормально, но с при­менением специальных конструкций газоотборника (дефлектора). Газ, выделившийся из продукции скважины из подвода, а также дополнительно под влиянием центробежной силы и в результате изменения потока жидкости, поднимается вверх и выводится из газосепаратора, а жидкость опускается вниз.

В осадительной дополнительно выделяются пузырьки газа, со­держащиеся в нефти в состоянии окклюзии, т.е. поглощенные ею или не успевшие из нее выделиться. В осадительной секции происходит выделение газа из нефти, которое усиливается, если нефть стекает по одной или нескольким дефлекторам и плавно, без брызг сливается в слой, расположенный в нижней части га­зосепаратора.

Секция сбора жидкости служит для сбора жидкости, из которой почти полностью выделился газ при давлении и температуре, поддерживаемых в газосепараторе. Эта секция может быть подразделена на две: верхняя, служит для нефти; другая, нижняя, для воды, и имеет самостоятельные выводы из сепаратора. Слой жидкости, устанавливаемый в секции, поддерживается уровнедержателем.

Влагоуловительная расположена в верхней части газосепаратора. Ее назначение- улавливать частицы жидкости, увлекаемые потоком газа.

Для сепарации нефти от газа на первой ступени положительно зарекомендовал себя горизонтальной сепаратора.

Имеются конструкции вертикальных сепараторов, в которых наряду с сепарацией нефти осуществляются сепарация и замер газа и воды, поэтому их называют мерными, или мерниками. Отличие их от сепаратора, в которых происходит только отделение воды от нефти, состоит в том, что в секции сбора жидкости вмонтированы соответствующие счетчики с интеграторами. В мерниках и нефтегазоводосепараторах иногда предусмотрен подогрев жидкости для ускорения ее разделения и уменьшения высоты пены. Подогрев осуществляется в печи, вмонтированной в газосепаратор, топливом для которого служит газ.

 

⇐ Предыдущая18192021222324252627Следующая ⇒

Поделиться: