Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Химические  методы воздействия на призабойную  зону.

Солянокислотные обработки  забоев скважин широко используются и, как правило, неоднократно для очищения забоя и образования каналов в карбонатном пласте, так как известняки и доломиты растворяются  под действием соляной кислоты, и проницаемость призабойной зоны после обработки увеличивается. Чтобы кислота не разъедала  металлическое оборудование и трубы, в раствор кислоты добавляют  специальные ингибиторы, в основном поверхностно-активные вещества (ПАВ) - катапин и др.  Применять для обработки известняков и доломитов  кислоты,  такие  как, например, серная кислота, нельзя, так как в результате химической реакции образуются  нерастворимые в воде соли, которые,  осаждаясь на забое скважины, будут закупоривать поры пород. Эффективность  взаимодействия растворов соляной кислоты с карбонатными породами зависит от многих факторов: концентрации кислоты, ее количества, давления при обработке, температуры на забое, скорости движения кислоты, характера пород.

Кислоту доставляют на скважины в специальных автоцистернах, а закачку производят специальными агрегатами, смонтированными на машинах.

Для обработки  скважин используют кислотный раствор  различной концентрации – 0т 12 до 25% - в зависимости от естественной проницаемости  продуктивных пластов  (для малопроницаемых – наибольшей концентрации) . На 1 м обрабатываемой мощности пласта расходуется от 0,4 до 1,5 м³ раствора соляной кислоты.

В целях очищения забоя скважин от парафиновых  и асфальтово-смолистых веществ  предварительно  до солянокислотной обработки проводят прогрев  призабойной зоны для расплавления этих веществ. Поэтому скважину до кислотной обработки промывают горячей нефтью или производят термокислотную обработку.

Термокислотные  обработки, представляющие собой обработки скважин нагретой кислотой, используются в малопроницаемых карбонатных пластах, где малоэффективна холодная кислота и где много на забое асфальтово-смолитстых  веществ или парафина.  Нагрев кислоты производят путем взаимодействия ее с химреагентами, т.е. химическим путем. В качестве  реагента обычно используют магний , который при взаимодействии с  соляной кислотой  выделяет большое количество тепла.

Обычно процесс  термокислотной обработки разделяется  на две стадии. Первая стадия термохимическая, когда под действием  реагента происходит разогрев кислоты, расплавление парафиновых и смолистых веществ. На второй стадии производится кислотная  обработка, в результате чего растворяются карбонаты и образуются поры, пустоты, каверны и другие каналы в призабойной  зоне пласта, что существенно увеличивает  производительность скважины.

Прогрев кислоты  с применением магния доводят  до температуры  в 70- 80⁰ С,  а затем начинают ее закачивать в скважину. На одну обработку расходуется несколько десятков килограммов магния.

Чтобы увеличить  эффективность  термохимической  обработки, экзотермическую реакцию проводят непосредственно в пласте. Для этого в пласт спускают магний в порошке и затем в скважину закачивают кислоту.

Иногда чтобы  усилить действие термокислотной обработки, предварительно проводят кислотные  ванны, выдерживая кислоту на забое  и по всему стволу скважины от нескольких часов до одних суток.[1]

Тепловые  обработки призабойных зон скважин.

Снижение  дебита скважин в процессе эксплуатации в ряде случаев происходит из-за выпадения из нефти парафина и  запарафинивания колонны труб, выделения и осаждения в породе асфальтеновых и смолистых веществ, содержащихся в большинстве нефтей, что ведет к понижению проницаемости пород призабойной зоны.

В промысловой  практике широко распространены следующие  методы прогрева призабойной зоны скважин:

-закачка  в скважины нагретой нефти,  нефтепродуктов или воды, обработанной  поверхностно-активными веществами;

-закачка  пара в эксплуатационные скважины , подаваемого с передвижных парогенераторов или стационарных паровых установок;

-электротепловая  обработка скважин при помощи  специальных самоходных установок;

-термохимическая  обработка призабойной зоны путем  закачки в скважины соляной кислоты с магнием;

-огневой  прогрев специальной горелкой, работающей  на газе или дизельном топливе.

Эти воздействия, проводимые неоднократно в течение длительного времени, способствуют и повышению нефтеотдачи пластов. В результате прогрева призабойной зоны скважин растворяются парафиновые и асфальто-смолистые вещества, которые выносятся  потоками жидкости на поверхность, в результате очищается забой, ствол скважины, а также трубы и оборудование.

Прогревают  призабойную зону скважин электронагревателями, газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, термохимическим  воздействием на продуктивный пласт. Электротепловая обработка призабойных зон скважин проводится  электронагревателями, которые спускают в скважину на кабеле (тросе).

Горячие жидкости (нефть, дизельное топливо) закачивают в скважины насосами. Паротепловая обработка проводится с помощью  паропередвижных  установок (ППУ), из которых перегретый водяной пар  закачивают в скважины. Вытесняя нефть  из насоснокомпрессорных труб, он попадает в призабойную зону и очищает ее. Перед тепловой обработкой необходимо обследовать скважину и определить: содержание  в нефти парафиновых и асфальтосмолистых  веществ, пластовую температуру  и давление, содержание механических примесей, количество и состав воды в продукции скважины, глубину залегания и мощность нефтенасосного пласта, текущий дебит  скважины и другие параметры. С помощью этих показателей определяют продолжительность и температуру прогрева, расход тепла, требуемого для обработки, глубину установки нагревателя и др.

Многие  факторы, ухудшающие проницаемость коллекторов, вызывают большую трудность и при освоении нагнетательных скважин, расположенных в нефтяной зоне пласта. Вода, нагнетаемая при температуре 7-12⁰С (ниже температуры пласта), вызывает охлаждение пород призабойной зоны, способствует более интенсивному выпадению тяжелых компонентов нефти, в результате  чего наиболее мелкие поры пласта оказываются закупоренными. Поэтому для предупреждения  снижения проницаемости  в целях увеличения дебита эксплуатационных и приемистости нагнетательных  скважин и для повышения эффективности эксплуатации, содержащих тяжелые парафинистые и смолистые  нефти, рекомендуется проводить тепловую обработку призабойной зоны скважин. При прогреве  тем или иным способом  скважины и призабойной зоны ее отложившийся парафин и смолистые вещества расплавляются и выносятся вместе с нефтью на поверхность. Обычно после прогрева скважины восстанавливают свой дебит.[3]

4.Сбор и подготовка продукции скважин

Нефть и газ от устьев скважин, рассредоточенных на площади месторождения, направляются по выкидным линиям в систему сбора  и транспортировки. Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (сокращенно ЦКППН).

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую  из нефти, газа и воды, взвешенных веществ  и иногда песка и других частиц. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводам или железнодорожным или водным путем до нефтеперерабатывающих заводов.

Единой универсальной системы сбора нефти, газа и воды не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объемы добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей и т. д.

Как бы ни были разнообразны системы  сбора нефти, газа и воды в зависимости  от конкретных условий, они должны обеспечивать возможность осуществления следующих  операций:

1. измерения продукции каждой скважины или, в случае необходимости, группы скважин данного участка;
2. транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, до ЦКППН, а при недостаточном давлении — с использованием насосов на промежуточных сборных пунктах (ПСП) или дожимных насосных станциях (ДНС);
3. сепарации нефти от газа и транспорта газа до пункта его подготовки или до потребителя, а в случае применения газлифтного способа добычи — обратного транспорта газа до газлифтных скважин;
4. отделения до установок подготовки нефти свободной воды из продукции скважин в случае добычи высокообводненных нефтей;
5. отделения продукции некоторых скважин в случае нежелательности ее смешения с продукцией остальных скважин;

6) подогрева продукции скважин  в случае невозможности ее  сбора и транспорта при обычных температурах.

Схема сбора нефти и газа представлена на рис.8. Продукция скважин поступает на установку для измерения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Из центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды подготовленная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дальнейшего транспорта.

Газ после соответствующей подготовки поступает по газопроводу к потребителю или по газопроводу обратно на месторождение для подачи в газлифтные скважины.

 

 

 

 

 

 

Рис. 8. Принципиальная совмещенная схема сбора нефти, газа и воды сернистых  и девонских нефтей.

1- скважина; 2-реагент;  3-ГЗУ, 4- технологический  трубопровод;  5- КДФ, 6- сепаратор – УПС; 7 – насос; 8- линейный каплеобразователь; 9- УПС; 10- печь; 11- секционный каплеобразователь; 12-15 отстойник (электродегидратор); 13- пресная вода; 14- смеситель; 16- технологический резервуар (буллит); гидрофобный фильтр; 28 – трубный аппарат; 19- блок стабилизации.

Замерные установки предназначены  для измерения дебита нефти и  газа по отдельным скважинам. При самотечной системе сбора измерение дебита скважин осуществляется на индивидуальных или групповых трапно-замерных установках, в которых в качестве замерного устройства используется открытый мерник. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации нефти от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа — на прием компрессорных станций.[2]

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление в системе сбора, и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается, и поток в нефтегазосборных коллекторах, включая и верхние участки подъемных насосно-компрессорных труб, состоит из, двух фаз: газовой и жидкой. Такой поток называется двухфазным, или нефтегазовым, потоком.

Жидкая фаза может, в  свою очередь, состоять из нефти и  пластовой воды, содержание которой в потоке может колебаться от нуля до значительных величин. Следовательно, в случае содержания воды в продукции скважин мы имеем дело с трехфазным, или нефтеводогазовым, потоком, который состоит из нефти, газа и воды.

Нефть и выделившиеся из нее газы при нормальных условиях не могут храниться или транспортироваться вместе, так как объем выделившихся газов обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости, и для хранения или транспорта их необходимо сооружать большие герметичные емкости или большого диаметра трубопроводы, которые являются очень дорогостоящими сооружениями. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор нефти и газа и совместный транспорт их осуществляют только на определенные экономически целесообразные расстояния, а затем нефть и выделившиеся газы транспортируют раздельно.

Процесс отделения газа от нефти  называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от жидкой продукции скважин, называют нефтегазовым сепаратором. Так как в нефтегазовом сепараторе происходит отделение газовой фазы от жидкой, такой сепаратор называют двухфазным. Однако во многих случаях в нефтегазовых сепараторах осуществляются отделение и сброс свободной воды. В этом случае нефтегазовый сепаратор называют нефтеводогазосепаратором, или трехфазным сепаратором.

Отделение нефти от газа и воды предусмотрено  с целью: - получения нефтяного газа (химического сырья или топлива);- снижения гидравлических сопротивлений, а также возможности образования стойких нефтяных эмульсий; - разрушения структуры образовавшейся пены; - отделения воды от нефти при добыче нестойких эмульсий;- уменьшения пульсаций давления при транспортировании нефтегазоводяпой смеси по сборным коллекторам, проложенным от дожимных насосных станций до установок подготовки нефти.

Сепараторы  бывают разных конструкций (горизонтальные, вертикальные, цилиндрические, сферические, гравитационные, центробежные, инерционные и т. д.), но все они имеют такие основные секции: 1 —сепарационную; 2 — осадительную; 3 — сбора нефти;4 — каплеуловительную.Рис.9.

Сепарационная секция предназначена для отделения нефти от газа.

Осадительная секция предназначена для дополнительного выделения газа, не успевшего выделиться из нефти в сепарационной секции. Нефть направляется тонким слоем по наклонным плоскостям 3, при этом увеличивается длина пути ее движения и эффективность сепарации.

Секция  сбора нефти, занимающая самое нижнее положение в сепараторе, предназначена как для сбора, так и для вывода ее из сепаратора. Нефть может находиться здесь в однофазном состоянии или в смеси с газом — все зависит от эффективности работы сепарационной и осадительной секций, а также от вязкости нефти и времени пребывания ее в сепараторе.

Каплеуловительная секция расположена в верхней части сепаратора и предназначена для улавливания мельчайших капелек жидкости, уносимых потоком газа за пределы сепаратора. Для улавливания капельной жидкости, уносимой потоком газа, применяют специальные приспособления (металлические стружки, сетки, жалюзи и т. д.).