rT=gradr = ^, (1.15)
az
У геологічній літературі геотермічний градієнт часто відносять до 100 м. Величина, обернена до геотермічного градієнта, називається
геотермічним ступенем. Геотермічний градієнт різний для різних глибин (шарів порід) і територій (0,014-0,035К/м; середньостатастична значніш 0,03 К/м; в активних тектонічних зонах може сягати 0,12 К/м).
Геотермічний градієнт усереднюють для усього розрізу порід і тоді ісмі іературу пласта залежно від глибини можна записати так (рівняння геотермії):
Т = Т0+Гті, (1.16)
де Т - пластова температура, К; То - температура ней грального шару, К; г - глибина залягання пласта, яку вимірюють від нейтрального шару, м.
Часто глибину г вимірюють від поверхні Землі, тоді за температуру То беруть величину, яку отримують екстраполяцією геотерми до осі температур. Для Передкарпатгя, наприклад, 7о= 300 К, Гт= 0,023 К/м, а значить на глибині г = 2000 м температура Т= 323 К (або 53 °С).
До процесів, які генерують теплоту, відносять ядерні реакції (радіоактивне розпадання елементів) і гравітаційну диференціацію речовини. Припускається, що в ході вибіркового витоплення в мантії утворюється матеріал малої густини, який намагається переміститися вверх.
Ті структури, до основ яких підходить відносно легка речовина, яка несе з собою додаткові порції теплоти, характеризуються впитими значинами теплового потоку, тобто градієнтів температури. Так, у межах басейнів молодих платформ і геосинклінальних областей густина теплового потоку і геотермічні градієнти в середньому в 2-3 рази вищі, ніж на щитах і древніх платформах. Зокрема, для Карпат геотермічний градієнт становить 0,02...0,035 К/м, а для Українського шита - 0,06...0,09 К/м.
Вихід теплота, що генерується у надрах, здійснюється двома шляхами: кондуюмвним - теплопровідністю гірських порід, і конвективним - потоком флющів.
За питомим тепловим опором виділяють теплопровідні товщі (метаморфічні, магматичні, карбонатні і галогенні породи) та теплоізоляційні (глини, вугілля, сухі І газонасичені сипкі породи). За величинами геотермічного і-радіента можна виснувати про розподіл кондуктивного теплового потоку. Великі глинисті товщі погано проводять теплоту; в них значина геотермічного ірадієнта сягає 0,047 К/м, а галогенні чи карбонатні товщі є добрими провідниками теплоти і сприяють охолодженню надр, градієнт у них становить 0,02 - 0,016 К/м.
Кої текти вне теплоперенесення значною мірою зумовлено динамікою водних мас. Роль підземних вод у перерозподілі теплового поля полягає у вміщенні і розсіюванні висхідних теплових потоків під час латерального руху вод від областей інфільтрації до областей розвантаження. В артезіанських басейнах відносна роль участі підземних вод у перерозподілі теплоти зменшується в міру переходу від зони вільного до зони дуже утрудненого водообміну.
Встановлено також, що наявність у пластах нагромаджень вуглеводнів зумовлює підвищення густини теплового потоку.
Режими роботи нафтових покладів
Режимом роботи покладу називають проявлення переважаючого виду пласювої енергії в процесі видобування нафти.
Розрізняють шість режимів: пружний, водонапірний, розчиненого тазу, газонапірний, гравітаційний, мішані. Такий поділ на режими “у чистому вигляді” дуже умовний. Під час реальної розробки родовищ, в основному, спостерігаються мішані режими. Але виділення окремих режимів з позицій видобування нафти уможливлює рельєфніше описати тенденції в зміні умов, за яких працює свердловина.
Пружиш режим. Умова пружного режиму - перевищення пластового тиску точніше тиску в усіх точках пласта, над таском насичення нафти газом ра. При цьому вибійний тиск рв не менший за
тиск насичення: рв > рн. Нафта перебуває в однофазному стані.
Приплив нафти до свердловин відбувається за рахунок енергії пружності (пружного розширення) нафти, зв’язаної води і породи. У разі зменшення тиску збільшується об'єм нафти і зв’язаної води, зменшується об’єм иор чи тріщин, а відповідний об’єм нафти надходить у свердловини. У міру розширення депресійних лійок пружний режим переходить в один із своїх різновидів - у замкненопружний режим, коли поклад обмежений, або в пружноводонапірний режим, коли поклад необмежений і оточений закої і гурною водою. В останньому випадку проявляється також енергія пружного розширення води і порід водоносної області та енергія напору крайових вод водоносної області.
На початку проявлення пружного режиму значно знижується тиск за сталого відбирання нафти (або знижується поточний дебіт за сталого вибійного тиску). У разі переходу в пружноводонапірний режим темп зменшення вибійного тиску (чи дебіту) сповільнюється, а за посилення ролі енергії напору води вибійний тиск (чи дебіт) може стабілізуватися, тобто пружний режим перейде у водонапірний.
Експлуатаційний газовий фактор залишається незміннним на рівні газонасиченості (газовмісту) нафти. У міру того, як нафта буде заміщатися водою в разі пружноводонапірного режиму, в продукції свердловин появиться вода і зростатиме обводненість продукції.
Водонапірний режим. За цього режиму нафта в однофазному стані (ра>рн, розчинений газ не виділяється) витісняється до нафтових свердловин водою. Водонапірний режим у "чистому вигляді" спостерігається тоді, коли настає рівновага (баланс) між відбором із покладу рідини (нафти, води) і припливом законтурної води в поклад (його ще називають тоді жорстким водонапірним режимом). Така рівновага можлива за рахунок припливу із законтурної області, або нагнітання з поверхні потрібної кількості води. Тиск у покладі І вибійні тиски тоді є сталими (повна компенсація відбору нагнітанням), газовий фактор стабільний (на рівні газонасиченості), обводненість продукції зростає, дебіти свердловин щодо рідини змінюються (в основному збільшуються, оскільки найчастіше в’язкість нафти є більшою в’язкості води).
Виділення цього режиму сприяє успішному і достатньо надійному проектуванню процесу видобування нафти. Порушення рівноваги між відбором рідини і надходженням води призводить до того, що починають відігравати роль енергії інших видів: у разі збільшення надходження води - енергія пружності; в разі зменшення надходження води (збільшення відбору) і зниження тиску нижче тиску насичення - енергія розширення вільного газу, який виділяється із нафти.
Режим розчиненого газу. Він зумовлений проявленням енергії розширення розчиненого в нафті газу в разі зниження тиску нижче тиску насичення рк. Зниження тиску нижче значини тиску рн супроводжується виділенням з нафти раніше розчиненого в ній газу. Бульбашки цього і'азу, розширюючись, просувають нафту і самі переміщуються пластом до вибоїв свердловин. Частина бульбашок газу сегрегує (спливає), накопичуючись у склепінні структури і утворюючи газову шапку. Режим розчиненого газу в “чистому вигляді” може проявитися в пласті, який містить нафту, повністю насичену газом (початковий пластовий тиск = рИ). Цей режим проходить у дві фази. Протягом першої фази депресійна лійка кожної свердловини розширюється до злиття з лійками Інших свердловин або до природної межі пласта (контура нафтоносності), У другій фазі відбувається загальне зниження тиску в покладі, і на лініях злиття депресійних лійок або на межі пласта. Для нього характерні високий темп зниження пластового тиску (відборів нафти) і неперервна зміна експлуатаційного газового фактора (відношення витрати видобувного тазу, зведеного до стандартних умов, до витрати розгазованої нафти):
спочатку збільшення до максимальної значимі, потім зменшення. Якщо поклад характеризується деяким перевищенням початкового пластового тиску рт над тиском насичення рк, то в початковий період у разі зниження тиску до значини р„ він працює за рахунок енергії пружності або за рахунок енергії пружності й напору вод. Якщорв<р„, то енергія розширення газу поєднується з цими енергіями.
Газонапірний режим (режим газової шапки). Він пов’язаний із первинним проявленням енергії розширення стисненого вільного газу тазової шапки. Під газовою шапкою розуміють скупчення вільного газу над нафтовим покладом, тоді сам поклад називають нафтогазовим (або нафтогазоконденсатним). Залежно від зміни тиску в газовій шапці розрізняють газонапірний режим двох видів: пружний і жорсткий.
За пружного газонапірного режиму в результаті деякого зниження тиску на газонафтовому контакті (ГНК) внаслідок відбирання нафти починається розширення об’єму вільного газу газової шапки І витіснення ним нафти. У міру відбирання нафти з покладу тиск газу зменшується.
Жорсткий газонапірний режим відрізняється від пружного тим, що тиск в газовій шапці під час відбирання нафта залишається сталим. Такий режим у "чистому вигляді" можливий лише в разі безперервного нагнітання в газову шапку достатньої кількості газу або ж у разі значного перевищення запасів газу над запасами нафти (в об’ємних одиницях за пластових умов), коли тиск у газовій шапці зменшується незначно в міру відбирання нафти.
У разі проявлення газонапірного режиму початковий пластовий тиск рт (на рівні ГНК) дорівнює тиску насичення нафти газом /?„. Тому під час створення депресії тиску відбувається виділення розчиненого газу і і гафта рухається пластом за рахунок енергії його розширення. Частина газу сегрегує в підвищені зони і поповнює газову шапку.
Це сприяє сповільненню темпів зниження пластового тиску, а також зумовлює малі значини газового фактора для свердловин, віддалених від ГНК. Свердловини, розташовані поблизу ГНК, характеризуються дуже високими значинами газового фактора внаслідок проривів газу.
Гравітаційний режим. Цей режим починає проявлятися тоді, коли діє лише потенціальна енергія напору нафти (гравітаційні сили), а інші енергії виснажились. Виділяють такі його різновиди:
гравітаційний режим з рухомим контуром нафтоносності (напірно-іравітаційний), за якого нафта під дією власної ваги і іереміщується вниз за падінням крутозалеглого пласта І заповнює його понижені частини, дебіти свердловин невеликі та сталі;
гравітаційний режим з нерухомим контуром нафтоносності (з вільною поверхнею рідини), за якого рівень нафти розміщений нижче покрівлі горизонтально залеглого пласта; дебіти свердловин менші за дебіти при напірно-гравітаційному режимі І з часом повільно зменшуються.
Мішані режими. Режими, за яких можливе одночасне проявлення енергій розчиненого газу, пружності і напору води, називають мішаними. Серед них часто виділяють режим витіснення газованої нафти (суміші нафти і вільного газу) водою у випадку зниження вибійного тиску рв нижче тиску насичення нафти газом рк. Тиск на контурі нафтоносності може дорівнювати тиску р„ або бути вищим від нього. Такий режим проходить у кілька фаз: спочатку проявляється енергія пружності нафти і породи, потім додається енергія розширення розчиненого газу і далі - енергія пружності та напору водонапірної області. До такого складного режиму відносять також поєднання газо- і водонапірного режимів (газоводонапірний режим), яке інколи спостерігається в нафтогазових покладах з водонапірною областю.
Особливість такого режиму - двостороння течія рідини: на поклад нафти одночасно наступають ВНК і ГНК. Нафтовий поклад потокорозділювальною поверхнею (площиною, на карті лінією) умовно ділиться на дві зони, які розробляються відповідно на газонапірному режимі і на водонапірному.
Узагальнення і реалізація режимів. Режимам роботи нафтових покладів надають також додаткових характеристик. Розрізняють режими з рухомими і нерухомими контурами нафтоносності. До перших відносять водонапірний, газонапірний, напірно-гравітаційний і мішаний режими, а до других - пружний, режим розчиненого газу й іравітаційний із вільною поверхнею нафти. Водо-, газонапірний і мішаний режими називають режимами витіснення (напірними режимами), а решту — режимами виснаження (виснаження пластової енергії).
Зазначені режими розглянуто в плані їх природного проявлення {природні режими). Природні умови покладу лише сприяють розвитку певного режиму робота. Конкретний режим можна встановити, підтримувати або замінити іншими шляхом зміни темпів відбирання і сумарного відбирання рідини, введення додаткової енергії в поклад тощо. Наприклад, надходження води відстає від відбирання рідини, що супроводжується подальшим зниженням тиску в покладі. У разі введення додаткової енергії створювані режими роботи покладу називають штучними (водо- і газонапірний).
В Україні нагнітання води здійснюється у 28% родовищ від загальної кількості; велика частина родовищ Дніпровсько-Донецької западини розробляється на пружному і природному водонапірному режимах, решта родовищ - на режимі розчиненого газу, а ряд виснажених родовищ Передкарпатгя, що експлуатуються з минулого століття - на гравітаційному режимі.
§ 13 Нафтовилучення о пластів
Нафтовилучення (або не рекомендований тер мін - нафтовідцача пластів) - це ступінь вилучення нафти із пластів. Воно є одним із основних показників ефективності режиму робота нафтових покладів
і, в цілому, процесу їх розробки.
Нафтовилучення характеризують коефіцієнтом нафтовилучення (або коефіцієнтом нафтовідцачі). Розрізняють кінцевий, поточний і проектний коефіцієнти нафтовилучення.
Під поточним коефіцієнтом нафтовилучення (і, часто кажуть, поточним нафтовилученням) розуміють відношення видобутої з пласта кількості нафти на певну дату до балансових її запасів. Поточне нафтовилучення зростає у часі в міру вилучення з пласта нафти. Кінцевий коефіцієнт нафтовилучення - це відношення видобутих запасів нафти (видобутої кількості нафта за весь період розробки) до балансових запасів. Проектний коефіцієнт нафтовилучення відрізняється від кінцевого (фактичного) тим, що він обгрунтовується й планується в процесі підрахунку запасів нафти і проектування розробки родовища.
На основі експериментальних і статистичних промислових даних вважають, що кінцеві коефіцієнти нафтовилучення залежно від режимів робота покладів мажуть набувати таких значин: водонапірний режим 0,5...0,8
газонапірний режим 0,1...0,4
режим розчиненого газу 0,05... 0,3
гравітаційний режим 0,1...0,2.
Оскільки напірні режими характеризуються високими кінцевими коефіцієнтами нафтовилучення, а також високими темпами відбирання нафти, то часто з самого початку розробки доцільно змінити природний режим І примусово створити в покладі водонапірний або менш ефективний газонапірний режим. Пружний режим завади переходить в інший режим. Під час витіснення газованої нафти водою нафтовилучення може підвищуватися за рахунок того, що частина нафт заміщується нерухомим газом. Після вилучення нафти із пласта в його порах не може Існувати пустота. Пори можуть бути заповненими або водою, або газом, або нафтою, або водою, нафтою і газом. Нафговилучення на режимах розчиненого газу і гравітаційному є низьким, бо пори, в основному, залишаються заповненими нафтою і, частково, нерухомим газом.
Враховуючи фізичну суть процесу витіснення нафги і реальний рух рідини до системи свердловин, коефіцієнт нафтовилучення ті на напірних режимах подають як добуток коефіцієнтів витіснення нафти з пласта Т|Б і охоплення пласта розробкою Г)о:
П = ЛвПо- О-17)
Під коефіцієнтом витіснення Г|в розуміють відношення об’єму нафги, який витіснений з області пласта, зайнятої робочим агентом (водою, газом), до початкового вмісту нафти в цій області. Коефіцієнт витіснення залежить, в основному, від кратності промивання (відношення об’єму пропомпованого робочого агента до об’єму пор), відношення коефіцієнтів в’язкості нафти і в’язкості робочого агента, коефіцієнта проникності, статистичного розподілу пор за розмірами і характеру змочуваносгі порід пласта. У гідрофільних високопро- никних пористих середовищах за малої в’язкості нафт, коефіцієнт витіснення нафги водою може сягати 0,8...0,9. У малопроникних, частково гідрофобізованих середовищах за підвищеної в’язкості нафти він становить 0,5...0,65, а в гідрофобних пластах - не більше 025...0,4. Разом з тим у випадку витіснення нафти газом високого тиску, вуглекислим газом чи міцелярним розчином, тобто у випадку усунення істотного впливу капілярних сил, коефіцієнт витіснення становить 0,95-0,98.
Під коефіцієнтом охоплення Т|о розуміють відношення об’єму породи, охопленої витісненням, до всього об’єму нафтовмісної породи. Він характеризує втрати нафта по товщині і площі пласта у зонах зтягувальних рядів видобувних свердловин та розрізувальних радів нагнітальних свердловин, у неохоплених дренуванням і заводненням зонах, у малопроникнкх включеннях., шарах, лінзах, пропластках та в застійних зонах, які контактують безпосередньо з обводненими шарами і зонами або відокремлені від них непроникними лінзами і шарами. У дуже розчленованих пластах залишкова нафгонасиченість, яка може сягати 20-80%, істотно залежить від розміщення свердловин, умов розкриття пластів у них, діяння на відокремлені лінзи і пропластки, співвідношення коефіцієнтів в’язкостей нафти і води та Ін.
У цілому, нафтовилучення залежить від багатьох чинників, шляхи керування якими нині відомі або вивчаються, хоч більша частка запасів нафти усе ж залишається в пласті. Збільшення коефіцієнта нафтовилучення - актуальна і важлива задача державного значення, на розв’язування якої спрямовані зусилля нафтовиків.
§ 1.4 Структурна схема виробничого процесу
Процес видобування нафти є підсистемою загальної системи освоєння ресурсів нафти суспільством:
|
Тут позначено: ПРНР - пошуки і розвідка нафтових родовищ; ВН - видобування нафти; ТН - транспортування нафти; ПН - переробка нафти; ТЗЗНП - транспортування, зберігання і забезпечення нафтопродуктами.
Мета функціонування усієї системи - безперебійне і повне забезпечення зростаючих потреб суспільства нафтопродуктами, обсяги використання яких визначаються сучасним технічним і соціальним прогресом.
Звідси зрозуміло, ідо ці процеси взаємопов’язані і взаємозумовлені. Щорічний видобуток нафти необхідно забезпечувати деякими запасами для стабільного розвитку нафтовидобувної промисловості.
Можливі різні способи досягнення кінцевої мети системи освоєння ресурсів нафти. Але сьогодні, в умовах ринкової економіки, мають виконуватися такі принципи:
1. Нафта України є національним багатством нашої держави, використання якого має бути бережливим.
2. Оптимальне функціонування усієї системи і кожної її підсистеми, у тому числі й видобування нафти, з позицій енергетичних, матеріальних, трудових і фінансових витрат (енергоресурсозбереження).
3. Охорона надр І довкілля.
На сьогодні основним і найбільш прибутковим способом видобування нафти є заводнення, коли нафта витісняється нагнітальною водою. В Україні нагнітання води здійснюється у 28% родовищ, які забезпечують 66% річного видобутку нафти.
У структурному плані процес видобування нафти під час нагнітання води в поклад показано на рис. 1.1.
Природним джерелом сировини процесу є нафтовий поклад (НП). Доступ у поклад здійснюється за допомогою свердловин.
У видобувних свердловинах (ВС) піднімають на поверхню видобуту нафту. Видобута нафта - це нафта, яка вилучається із нафтового покладу і містить у різних співвідношеннях нафтовий (застаріла назва - попутний) газ, пластову (те ж - попутну) воду, солі і механічні домішки,
Рисунок 1. / — Сіруктурна схема процесу видобування нафти Ьзапомповуванням веди |
Із розосереджених на великій території видобувних свердловин видобуту нафту збирають мережею викидних ліній (шлейфів) чи, Інакше, промислових нафтотрубопроводів (ПНТІІ) до кількох групових вимірних газосепараційних устатковань (ГВСУ).
Призначення цих устатковань - забепечити вимірювання продукції (газу, рідини, обводненості продукції) кожної окремої свердловини.
Це потрібно для контролю і регулювання розробки родовища та контролю і регулювання режимів робота видобувних свердловин. В основному використовують автоматизовані устатковання типу “Супутник”. Кожна свердловина почергово переключається на устатковання для здійснення вимірювання протягом певного часу, а решта свердловин у цей час працює по обвідному трубопроводу. У гідроциклонному сепараторі устатковання вільний газ відділяється від рідини. Дебіт рідини вимірюється шляхом перепускання її через турбінний витратомір типу ТОР-1 ("Норд"), а газу - через турбінний лічильник газу "тлу АГАТ-3. Вміст води в рідині визначають за допомогою вологоміра, принцип дії якого базується на вимірюванні ємності конденсатора у водонафтовій суміші. На деяких родовищах працюють автоматизовані устатковання інших типів. З минулих років на старих родовищах збереглася система вимірювання продукції свердловин за допомогою вимірних трапів, які є вертикальними, гравітаційної дії газонафтовими сепараторами. Об’єм рідини в них вимірюють за допомогою водомірного скла, що встановлене на мірнику, або за допомогою рейки з поділками. Розділивши об’єм рідини на тривалість її нагромадження в мірнику, визначають дебіт рідини. Витрату газу визначають за допомогою стандартних діафрагм або витратомірів, які встановлені на газовій лінії після трапу, а вміст води в нафті визначають у лабораторії апаратом Діна-Старка за відібраною пробою рідини.
Якщо видобута нафта містить велику кількість і~азу, то Його відділяють від рідини, що надходить з усіх свердловин на ГВСУ, і під власним тиском через дотискну компресорну станцію (ДКС) подають далеким споживачам - газотранспортному підприємству (І ТІ 1) чи на газопереробний (газобензиновий) завод (ГПЗ).
Здебільшого після вимірних усгатковань газ знову змішують з рідиною і промисловим збірним нафтопроводом (колектором) ПІД власним тиском подають видобуту нафту на устатковання комплексної підготовки нафти (УКПН),
У разі великої площі території родовища (або коли одна УКПН обслуговує кілька родовищ) використовують блочні дотискні насосні станції (БДНС) для перепомповування видобутої нафти. Якщо продукція свердловин дуже обводнена, то на БДНС здійснюють попередньо відділення пластової води, яку окремим трубопроводом подають зразу на устатковання комплексної підготовки води (УКГТВ).
Призначення УКПН - забезпечити отримання товарної нафти і товарного газу. На устаткованнях комплексної підготовки нафти здійснюються процеси газосепарації, зневоднення, знесолення і стабілізації нафти. З метою знесолення до нафти додають прісну воду, тим самим зменшується концентрація розчинених солей. Для стабілізації із нафти відділяють леткі вуглеводневі компоненти (пропан, бутан), які можуть випаровуватися за атмосферних умов, чим зменшуються втрати нафти від випаровування. Після виходу з УКПН нафта має відповідати товарним кондиціям щодо вмісту води (не більше 0,5-1%), хлористих солей (не більше 100-1800 мг/л), механічних домішок (не більше 0,05%) і тиску насиченої пари за температури здавання (не більше 0,06665 МПа).
Товарну нафту здають нафтотранспортним підприємствам (Н111) для відправлення на нафтопереробні заводи (НПЗ).
Нафтовий газ подають під власним тиском або за допомогою компресорів на ГПЗ, де здійснюється його підготовка перед подаванням споживачам. На ГПЗ із газу відділяють важкі вуглеводневі фракції (процес відбензинювання), очищають від механічних домішок
(виловлювання) і шкідливих домішок (вуглекислого газу, сірководню, азоту і т.д.) та осушують (вилучення водяної пари).
Призначення УКГТВ - забезпечити отримання води такої якості, щоб її можна було нагнітати в нафтові поклади чи в проникні глибинні пласти. Для цього від води відділяють дисперговану нафту і механічні домішки. Найчастіше УКПН і УКПВ поєднують в одному устаткованні. Відділену від нафти і очищену воду разом з водами інших джерел із водозабору (ВЗ) за допомогою насосів подають магістральним водоводом на кілька блочних кущових насосних станцій (БКНС), а звідси по мережі розвідних, промислових водотрубопроводів (ПВТП) нагнітають у розосереджені по території нагнітальні свердловини (НС) і далі в поклад для витіснення нафти.
Залежно від конкретних умов родовища окремі елементи розглянутої структурної схеми можуть бути відсутніми або змінюватися. Так, з метою підвищення нафговилучення до води, яку запомповують у нафтовий поклад, додають різні речовини (полімери, поверхнево-активні речовини, луги і т.д.). Тоді в схему додатково включають дозаторні та інші устатковання.
Для створення в покладі штучного газонапірного режиму замість води у поклад нагнітають газ або почергово газ і воду. Тоді процес є аналогічним, лише додатково в схему включають устатковання підготовки і нагнітання газу.
Коли є потреба в підвищенні температури в покладі, а не лише в підтримуванні тиску на певному рівні нагнітанням води, газу чи водних розчинів, то для нагрівання витіснювальних агентів додатково використовують різні нагрівальні устатковання.
Якщо видобута нафта є високов’язкою чи густіє за нормальної температури, то для полегшення транспортування трубопроводами її підігрівають автоматизованими нагрівачами (печами), які встановлюють вздовж викидних ліній, збірних І магістральних промислових
трубопроводів. З цією ж метою можуть вводити в трубопроводи реагенти, які зменшують в’язкість пристінних шарів нафта. Часто використовують процес внутрішньотрубної деемульсації нафти, для чого в потік водонафтової суміші вводять деемульгатори дозувальними насосами (на свердловинах або на ГВСУ),
На різних стадіях організації І здійснення основного виробничого процесу розробки та експлуатації нафтових родовищ застосовують різноманітні технологічні процеси. Класифікація їх може бути різною. В основному їх класифікують так:
1) розкриття продуктивного пласта і освоєння свердловин;
2) дослідження і встановлення оптимального режиму роботи свердловин;
3) підвищення продуктивності свердловин;
4) підземний ремонт свердловин;
5) ліквідація ускладнень під час експлуатації наземного нафтопромислового обладнання;
6) діяння на нафтовий поклад (підтримування пластового тиску, підвищення нафтовий учення із продуктивних пластів).
У цілому весь виробничий процес видобування нафти можна поділити на три частини:
1) розробка нафтового родовища (організація руху флюїдів у пласті до видобувних свердловин і управління ними);
2) свердловинне видобування нафта або технологія і техніка експлуатації свердловин (піднімання флюїдів із вибоїв видобувних свердловин на поверхню і нагнітання витІснювальних агентів у пласт);
3) збирання і підготовка нафти, нафтового газу і води (транспортування видобутої нафти трубопроводами від свердловин до центрального збірного пункту, отримання товарної продукції, транспортування води до нагнітальних свердловин).
§ 1.5 Класифікація свердловий і способів їх експлуатації.
Баланс енергії у видобувній свердловині
Усі свердловини, які бурять з метою регіональних геологічних досліджень, виявлення, пошуків, розвідування і розробки нафтових та газових родовищ, поділяють на опорні, параметричні, структурні, пошукові, розвідувальні та експлуатаційні. Нас, у даній дисципліні, цікавлять експлуатаційні свердловини, хоч зазначимо, що розвідувальні та пошукові свердловини, коли вони розкрили поклад, також переводять у категорію експлуатаційних свердловин.
Екстуатацігті свердловини класифікують за таким призначенням:
1) видобувні свердловини (ВС) - для піднімання видобутої' нафти із надр на поверхню;
2) нагнітальні свердловини (НС) - для нагнітання в поклад води, газу, пари чи різних розчинів (або Інакше, витіснювальних агентів);
3) спеціальні свердловини - для виконання спеціальних, особливих робіт і досліджень; серед них виділяють спостережні та п’єзометричні свердловини, які призначені для систематичного спостереження за зміною тиску, переміщенням водонафтового контакту в процесі розробки покладу в межах його нафтової (спостережні свердловини) і водяної (п ’єзометричні свердловини) зон;
4) водозабірні свердловини - для видобування води із водоносних пластів.
Залежно від способу піднімання видобутої нафти у свердловинах розрізняють такі способи їх експлуатації: фонтанний, газліфтний і насосні. Піднімання флюїдів у стовбурі свердловини може відбуватися або за рахунок пластової енергії (£пл), або за рахунок пластової (ії™) і штучно підведеної з поверхні у свердловину (Еш) енергій. На вибій свердловини надходять із пласта флюїди, які володіють потенціальною енергією, зумовленою діянням сил гідродинамічного тиску (див, § 1.2).
У стовбурі свердловини енергія втрачається на подолання сили ваги гідродинамічного стовпа суміші (£'сг), сил вздовж шляху (Ет), місцевого (Ем) І інерційного (£jH) опорів, які пов’язані з рухом, а також на транспортування продукції свердовини від гирла до пункту збирання і підготовки (£тран>* Звідси рівняння балансу енергії в діючій свердловині можна записати у вигляді:
Е + Е ~ Е + Е + Е + Е. + Е. (1.18)
п/і шт ст т м ін транс
Аналіз результатів лабораторних і свердловинних досліджень переконує, що в загальному балансі енергія Ev на подолання місцевих опорів становить дуже малу величину, тому нею нехтують. Тоді рівняння балансу енергій буде:
Дата добавления: 2015-08-29; просмотров: 27 | Нарушение авторских прав
| <== предыдущая лекция | | | следующая лекция ==> |
