Двухрастворная обработка производится в двух вариантах:

· закачкой соляной кислоты в объеме, в 2.5 - 3.0 раз превышающем объём углекислоты, с целью ликвидации образованных осадков фтористых магния и кальция;

· закачкой соляной кислоты с последующим удалением продуктов реакции, а затем проведения работ согласно первому варианту.

При двухрастворной обработке пласта скорость закачки, особенно соляной кислоты, должна быть минимальна.



8. СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИЙ

8.1 Устройство и работа сепараторов

Отделение нефти от газа и воды производится с целью:

получения нефтяного газа, который используется как химическое сырье или как топливо;

уменьшения перемешивания нефтегазового потока и снижения за счет этого гидравлических сопротивлений;

уменьшения пенообразования (оно усиливается выделяющимися пузырьками газа);

уменьшения пульсаций давления в трубопроводах при дальнейшем транспорте нефти от сепараторов первой ступени до установки подготовки нефти (УПН).

Движение газонефтяной смеси по промысловому трубопроводу сопровождается пульсациями давления, например, если поток имеет пробковую структуру, то происходит попеременное прохождение пробок нефти и пробок газа. Возникающие циклические нагрузки на трубопровод приводят к возникновению трещин и разрушению трубопровода.

Сепараторы условно можно подразделить на следующие категории:

1. по назначению: замерные и сепарирующие;

2. по геометрической форме: цилиндрические, сферические;

3. по положению в пространстве: вертикальные, горизонтальные и наклонные;

4. по характеру основных действующих сил: гравитационные, инерционные, центробежные, ультразвуковые и т.д.

5. по технологическому назначению:

двухфазные -- применяются для разделения продукции скважин на жидкую и газовую фазу;

трехфазные -- служат для разделения потока на нефть, газ и воду;

сепараторы первой ступени сепарации -- рассчитаны на максимальное содержание газа в потоке и давление I ступени сепарации;

концевые сепараторы -- применяются для окончательного отделения нефти от газа при минимальном давлении перед подачей товарной продукции в резервуары;

сепараторы-делители потока -- используются, когда необходимо разделить выходящую из них продукцию на потоки одинаковой массы;

сепараторы с предварительным отбором газа: раздельный ввод жидкости и газа в аппарат увеличивает пропускную способность данных аппаратов по жидкости и газу;

6. по рабочему давлению:

высокого давления -- более 4 МПа;

среднего давления -- 2.5 - 4 МПа;

низкого давления -- до 0.6 МПа;

вакуумные -- (давление ниже атмосферного).

ПРИНЦИПИАЛЬНОЕ УСТРОЙСТВО СЕПАРАТОРОВ

Нефтегазовая смесь под давлением через патрубок поступает к раздаточному коллектору (4), имеющему по всей длине щель для выхода смеси (рисунок 4.1). Из щели нефтегазовая смесь попадает на наклонные плоскости (10), увеличивающие путь движения нефти и облегчающие выделение окклюдированных пузырьков газа. В верхней части сепаратора установлена каплеуловительная насадка (3) жалюзийного типа. Капли нефти, отбиваемые в жалюзийной насадке, стекают в поддон и по дренажной трубе направляются в нижнюю часть сепаратора. За насадкой по ходу потока газа установлена перегородка с большим числом отверстий, выполненных по принципу пропуска равных расходов, выравнивающая скорость движения газа.

В сепараторе любого типа различают четыре секции. Рассмотрим их на примере вертикального гравитационного сепаратора.

Рисунок 8.1 -- Схема вертикального сепаратора.

I -- основная сепарационная секция, служащая для отделения нефти от газа; на работу этой секции большое влияние оказывает конструкция ввода продукции скважин (5) (тангенциальный, радиальный, использование насадок-диспергаторов, диспергирующих газожидкостный поток и создающих высокую поверхность раздела фаз, увеличивая дисперсность системы. В результате этого происходит интенсивное выделение газа из нефти).

II -- осадительная секция, в которой происходит дополнительное выделение пузырьков газа, увлеченных нефтью из I секции. Для более интенсивного выделения окклюдированных пузырьков газа, нефть направляют тонким слоем по наклонным плоскостям, увеличивая тем самым длину пути движения нефти и эффективность ее сепарации. Наклонные плоскости могут быть изготовлены с небольшим порогом, способствующим выделению газа из нефти (это происходит благодаря разрушению газо-жидкостных структур за счет волнового движения).



III -- секция сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе и предназначенная для сбора и вывода нефти из сепаратора; нефть может находиться здесь или в однофазном состоянии или в смеси с газом -- в зависимости от эффективности работы I и II секций и времени прибывания нефти в аппарате.

месторождение скважина заводнение бурение

Слой пены оказывает значительное сопротивление выделению газа из всплывающих пузырьков.

Поэтому продолжительность пребывания нефти в сепараторе при наличии слоя пены в сепараторе может быть увеличена в несколько раз. При достижении определенной высоты пена может подхватываться потоком газа и уноситься из сепаратора. Замечено, что тяжелые нефти более склонны к пенообразованию, чем легкие.

IV -- каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и служит для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа. Каплеуловительная секция конструктивно может быть различной и работа ее может основываться на одном или нескольких принципах, например:

столкновение потока газа с различного рода препятствиями: прилипание капель жидкости, силы адгезии;

изменение направления потока: силы инерции;

изменение скорости потока;

использование центробежной силы;

использование коалесцирующей набивки (металлические сетки) для слияния мелких капель жидкости в более крупные.

Итак:

Перемещаясь в сторону пониженного давления, газ в виде пузырьков, расширяющихся и соединяющихся в более крупные, увлекает нефть и, в то же время, опережает ее. Процесс этот продолжается до входа в сепаратор. Перед входом в сепаратор продукция скважины всегда состоит из двух фаз - жидкой и газовой. Соотношение между объемами фаз зависит от состава нефти в пластовых условиях, давления насыщения и давления в сепараторе.

Если, например, в скважину поступает из пласта нефть, то к нефтегазовому сепаратору подойдут газ, выделившийся из нефти вследствие снижения давления от давления насыщения до давления, установленного в сепараторе, и оставшаяся нефть с окклюдированным газом, т.е. пузырьками газа, захваченными нефтью или не успевшими из нее выделиться.

Основной процесс в нефтегазовом сепараторе -- отделение свободного газа и выделение из нефти окклюдированного газа.

Кроме сепарации газа в сепараторе происходят и другие процессы: очистка газа от частиц жидкости и подъем пузырьков газа окклюдированных в слое нефти, находящейся в секции сбора жидкости.

Из всех типов сепараторов (гравитационные, инерционные (жалюзийные), центробежные и ультразвуковые) сравнительно легко поддаются расчету только гравитационные, жалюзийные и гидроциклонные.

8.2 Виды нефтяных эмульсий

При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии жидкостей.

В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную) среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий: «нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном, зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры, поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.

Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.

Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:

· гравитационное холодное разделение;

· внутритрубная деэмульсация;

· термическое воздействие;

· термохимическое воздействие;

· электрическое воздействие;

· фильтрация;

· разделение в поле центробежных сил.

Рис. 8.2.Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа:

1 - емкость; 2 - однотомный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 - секция перетока; 5 -каплеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 - наклонные полки; 8 - регулятор уровня



Рис. 8.3 Принципиальная схема отстойника непрерывного действия

Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия.

Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том, что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество -деэмульгатор в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за счет разности плотностей фаз.

Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это увеличивает скорость разделения эмульсии.

Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до температуры 45...80 °С.

Термохимический метод заключается в сочетании термического воздействия и внутритрубной деэмульсации.

Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах, которые называются электродегидраторами. Под действием электрического поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются. Затем они оседают на дно емкости.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.

Обессоливание

Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь обезвоживают. Такая последовательность технологических операций объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя концентрация в воде уменьшается.

При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины менее 0,1 %.

Стабилизация

Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.

Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают до температуры 40...80 "С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и закачиваются в газопровод.

При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах (до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на ГПЗ для дальнейшей переработки.

К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие требования: давление упругости ее паров при 38 °С не должно превышать 0,066 МПа (500 мм рт. ст.).



9. ИСЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ

9.1 Исследование скважин на неустановившихся режимах

Исследование проводится для оценки фильтрационных параметров и потенциала пласта, продуктивности скважины, установления геологических неоднородностей, границ пласта в области дренирования вертикальных, горизонтальных скважин.

· КВД (КВУ)

· КПД

КВД (КВУ)

Исследование методом восстановления давления проводится на добывающих скважинах при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме отбора

· Контролируемые параметры:

· Давление на забое (динамический уровень) и его восстановление после закрытия и остановки скважины

· Дебит добывающей жидкости в период работы скважины, до ее остановки

· Обводненность продукции скважины

· Результаты:

· Модель течения в пласте, параметры для модели течения;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность пласта;

· Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);

· Скин-эффект;

· Продуктивность скважины и ее гидродинамическое совершенство;

· Удаленность границ, модель границ;

· Полудлина трещины (для скважин с ГРП);

· Пластовое давление.

КПД

Исследование методом падения давления проводится на нагнетательной скважине при регистрации давления во времени после остановки стабильно или циклически работающей скважины в режиме закачки.

Контролируемые параметры:

· Давление на забое и его падение после закрытия скважины

· Дебит закачиваемой жидкости (приемистость скважины) в период работы скважины до ее закрытия и остановки

· Обводненность

Результаты:

· Модель течения в пласте, параметры для модели течения;

· Проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность;

· Радиус влияния скважины (радиус зоны дренирования скважины);

· Скин-эффект;

· Приемистость скважины;

· Удаленность границ, модель границ;

· Пластовое давление.

9.2 Лабораторные и промыслово-геофизические методы исследования

Методы изучения коллекторских свойств горных пород предназначены для определения важнейших параметров пород-коллекторов.

Выделяются три основных класса методов:

лабораторные:

Ш физические, для определения:

· абсолютной и открытой пористости,

· плотности,

· абсолютной и относительной фазовой проницаемости,

· водо- и нефтенасыщенности,

· остаточной водонасыщенности,

· нефтеотдачи;

Ш петрографические, для определения:

· пористости,

· трещинной пористости,

· трещинной проницаемости,

· плотности трещиноватости;

гидродинамические:

· стационарная фильтрация, для определения проницаемости;

· нестационарная фильтрация, для определения пьезопроводности (пористости, проницаемости, сжимаемости);

промыслово-геофизические, для определения пористости, водонасыщенности.

Лабораторные методы используются на всех этапах изучения коллекторов и основаны на исследовании в лабораторных условиях поднятого из скважин керна или собранных на обнажениях коренных пород образцов.

Полученные физическими методами данные о пористости, проницаемости, водонефтенасыщенности и остаточной водонасыщенности являются наиболее достоверными и используются при подсчете запасов месторождений и при составлении проекта их разработки.

Петрографические методы служат для ориентировочной оценки пористости, параметров микротрещиноватости; чаще всего они используются на первых этапах поисков и разведки. Получаемые с их помощью данные должны носить массовый характер с последующей статистической обработкой результатов для получения усредненных значений по всему рассматриваемому участку разреза.

Промыслово-геофизические методы отличаются от других тем, что получаемые с их помощью данные о коллекторских свойствах пород имеют, как правило, относительный характер. Поэтому они служат в основном для сопоставления разрезов скважин и для определения границ изучаемых горизонтов.



10. НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО №10

МОДЕЛИРОВАРИЕ ПОЛЯ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ С УЧЕТОМ АПРИОРНОЙ ИНФОРМАЦИИ

Методика моделирования пространственного поля нефтенасыщенности с учетом априорной информации о вертикальной зональности нефтенасыщения (переходной зоны) впервые была реализована в рамках программного комплекса «Геопак» и опубликована в 1980 г. При этом в качестве одномерной зависимости нефтенасыщенности от высоты над зеркалом воды использовалась зависимость, обоснованная В.Н. Дахновым. Зависимость, выраженная в виде экспоненциального закона изменения нефтенасыщенности по высоте залежи, позволяет определять нефтенасыщенность для любой точки залежи. Интегрирование этого уравнения дает возможность оценивать среднюю нефтенасыщенность для любого интервала разреза. Можно использовать и другие модели одномерной зависимости нефтенасыщенности от высоты над зеркалом воды, а также пространственного восстановления поля нефтенасыщенности.

Принципиально важным является то, что в последние годы в регламентирующих документах появились указания о необходимости при построении поля нефтенасыщенности в качестве априорной информации учитывать не только высоту над водонефтяным контактом (ВНК), но и пористость. Для этого на основе фактических коэффициентов пористости и нефтенасыщенности по скважинам строится двумерная эмпирическая зависимость нефтенасыщенности Kн от пористости m и высоты h над ВНК (или зеркалом воды) Kн =f(h,m), которая используется далее для построения пространственного поля нефтенасыщенности. При этом исходят из предпосылки, что подобный учет пористости дает дополнительную информацию и уточняет целевое поле нефтенасыщенности.

Сравним два подхода.

На первый взгляд в первом подходе, учитывающем в явном виде только высоту над ВНК, не принимается во внимание дифференциация по пористости. Но это не совсем так. Определенная в скважинах нефтенасыщенность уже содержит природную зависимость от пористости. Поэтому при получении поля нефтенасыщенности в неявном виде учитывается зависимость от пористости. При реализации второго подхода зависимость нефтенасыщенности от пористости учитывается еще раз в явном виде. Необходимость дважды учитывать пористость не очевидна.

Однако главное то, что двумерная зависимость Kн =f(h,m), а точнее ее компонента Kн =f(m) при реализации второго подхода не только не уточняет целевое поле Kн, но и вносит дополнительную ошибку. Погрешность целевого поля Kн определяется погрешностью не только зависимости Kн =f(m), но и параметра m. Другими словами, дисперсия ошибки поля Kн равна сумме дисперсий ошибок зависимости Kн =f(m) и параметра m. Следовательно, ошибка косвенного пути (параметрического задания функции Kн =f(m=f(m(x,y))) больше ошибки прямой интерполяции Kн(x,y) на величину ошибки определения параметра m. Иллюзорность более высокой точности второго подхода состоит в том, что ошибка интерполяции пористости неявно полагается нулевой. Второй подход имеет смысл, только если параметр m определяется в каждой точке вычислительной сети независимым методом, с высокими точностью и площадным разрешением, соответствующим параметрам вычислительной сети. В настоящее время это невозможно. Таким образом, второй подход как минимум не добавляет информации и уточнение поля нефтенасыщенности является мнимым.

Вместе с тем зависимость Kн =f(h,m) имеет другую важную область применения. Часто причиной, снижающей точность моделирования нефтенасыщенности при любых подходах (чаще в сторону ее завышения) является наличие купюр - прослоев с неопределенной нефтенасыщенностью - в исходных данных по скважинам. Купюры обусловлены трудностями определения удельного сопротивления в тонких прослоях, где, как известно, нефтенасыщенность в среднем ниже. При усреднении нефтенасыщенности в скважинах на прослои с отсутствием определений фактически экстраполируется повышенная нефтенасыщенность, определенная по прослоям с большей толщиной. С целью ликвидации купюр можно использовать двумерную зависимость.

Если при анализе вертикальной зональности нефтенасыщения не наблюдается, то поле нефтенасыщенности должно вычисляться интерполяцией полученных по скважинам значений Kн без учета априорной информации.



СПИСОК ИСПОЛЬЗАВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Бухаленко Е. И., Абдуллаев Ю. Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. М., Недра, 1974.

2. Валиханов А. В., Хисамутдинов Н. И., Ибрагимов Г. 3. Подземный ремонт насосных скважин. М., Недра, 1978.

3. Григорян А. Г. Прострелочные и взрывные работы в скважинах. М., Недра, 1980.

4. Казак А. С., Рост Н. И., Чичеров Л. Г. Погружные бесштанговые насосы для добычи нефти. М., Недра, 1973.

5. Казак А. С. Новое в развитии техники и технологии механизированных способов добычи нефти. М., изд. ВНИИОЭНГ, 1974.

6. Муравьев В. М. Спутник нефтяника. М., Недра, 1977.

7. Петров А. И. Глубинные приборы для исследования скважин. М., Недра, 1980.

8. Справочная книга по добыче нефти. Под ред. проф. Ш. К. Гиматудинова. М., Недра, 1974.

9. Справочная книга по текущему и капитальному ремонту скважин/ А. Д. Амиров, А. К. Карапетов, Ф. Д. Лемберанский. М., Недра, 1979.

10. Техника и технология добычи нефти и газа/И. М. Муравьев, М. Н. Базлов, А. И. Жуков и др. М., Недра, 1971.

11. Чекалюк Э. Б. Термодинамика нефтяного пласта. М., Недра, 1965.

12. Шошин В. Д. Нефтяники страны. М., Недра, 1976.

13. Журнал «Нефтяное хозяйство».

Размещено на Allbest.ru