Геологические характеристики месторождения Карагачи

4.3 Запасы нефти и газа

На месторождения Карагач нефтяная залежь приурочена к IV б горизонту, которая находится в опытной промышленной эксплуатации с 1974 года. Месторождение находится в стадии разработки. В этой ситуации наиболее обеспеченным подсчетными параметрами является объёмный метод подсчета запасов, который производился по известной формуле:

Q_{изв. н} = F * h * m * в * г * и * з,

где Q_{изв. н} - извлекаемые запасы нефти, тыс. т.;

F- площадь нефтеносности, га

h- эффективная нефтенасыщенная мощность, м

m- коэффициент открытой пористости;

в- коэффициент нефтенасыщенности;

г- удельный вес нефти, г/см³;

и- пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти;

з- коэффициент нефтеотдачи

Сводная таблица параметров, запасов нефти и растворенного газа

5. Анализ динамики и выработки добычи нефти, жидкости и газа

5.1 Общие сведения о состоянии разработки горизонта

Глубокое бурение на площади Карагач началось в 1966 году. В качестве эффективного метода разведки была выбрана система «снизу-вверх», позволяющая минимальным числом скважин дать промышленную оценку вскрытых горизонтов.

В результате бурения структурных, разведочных и эксплуатационных скважин была выявлена залежь нефти, приуроченная к IV б горизонту риштанских слоев палеогена.

В 1974 году в скважине № 7 получен промышленной приток нефти, дебитом 31,5 м³/нефти, которая и стала первооткрывательницей. В связи с тем, что промышленные притоки нефти получены только из одного горизонта, все эксплуатационные скважины были спроектированы на IV пласт палеогена. Залежь исследуемого горизонта приурочена к антиклинальной складке и относится к пластово-сводовому типу. Начальное положение ВНК по всей залежи отбивается на абсолютной отметке минус 1754 м, при этом длина залежи составляет 2,8 км, ширина 1,3 км и высота 64 м. По состоянию на 01.05.2007 года пробурено 37 скважин.

Разработка месторождения Карагач во времени совпало с распадом СССР, по этому долгие годы эксплуатационное бурение на площади было приостановлено. Только начиная, конца 90-х годов бурения скважин были возобновлены.

В настоящее время на месторождении постоянно производится бурение эксплуатационных скважин с одной буровой установкой.

5.2 Характер распределения добычи нефти и жидкости по площади горизонта и обводненность скважин

Ниже приводится сведения о пробной эксплуатации скважин по мере ввода их в разработку.

В скв. № 7. произвели вскрытие IV б горизонта в интервале 2462 - 2456 м и 2451 - 2445 м кумулятивная перфоратором ПВН-90. В результате опробования получили приток безводной нефти дебитом 31,5 м³/сутки при 2-х мм штуцере. В мае 1974 года скважина была передана в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 21,06 т.

В конце 1974 года обводненность составляла 15,3 %, в 1975 - 61,5 %. В 1976 году скважина работала со среднесуточным дебитом жидкости 27,5 т, при этом обводненность составляла 99 %.

В июне 1976 года скважина работала со среднесуточным дебитом 0,6 т. нефти, а потом была переведена в контрольные.

В скважине № 12 IV горизонт вскрыт в интервале 2526-2520 м перфорацией ПВН в количестве 48 отверстий. Дебит нефти первоначально составил 192 м³/сутки при 10 мм штуцере. В июле 1975 года скважину № 12 ввели в пробную эксплуатацию со среднесуточным дебитом 47,3 т безводной нефти. Со временем дебит нефти постепенно уменьшается, и в 1980 году скважина работала со среднесуточным дебитом 0,1 т, а количество поступлений воды увеличилось и достигло 99 %.

В скважине № 20 кумулятивная перфорация произведена в интервале 2512-2504 м против IV б горизонта риштанских слоев палеогена ПКС-80 в количестве 160 отверстий. В результате опробования получили приток самоизливающейся безводной нефти дебитом 11,5 м³/сут.

Скважину ввели в пробную эксплуатацию в январе 1978 года со среднесуточным дебитом нефти 7,5 т. В сентябре 1980 года обводненность составила 10%. Дебит по этой скважине тоже постепенно уменьшается до 0,5 т/сутки. В связи с малодебитностью скважину перевели в контрольные. С начала эксплуатации скважина № 20 проработала 907,9 суток и из нее добыто нефти - 9245,7 т, воды 151,5 м³ и растворенного газа - 50,172 тыс. м³.

Скважина № 21. Произведена кумулятивная перфорация в интервале 2574-2569 м против IV б горизонта палеогена ПК-105 ДУ в количестве 50 отверстий. В результате опробования получен приток самоизливающейся нефти дебитом 14,0 м³/сут. Скважина № 21 введена в пробную эксплуатацию в октябре 1977 г. со среднесуточным дебитом нефти 11,0 т.

Дебит по этой скважине тоже постепенно уменьшается до 0,1 т/сутки. В связи с малодебитностью скважину перевели в контрольные. С начала эксплуатации скважина № 21 проработала 652,2 суток и из нее добыто нефти - 2052 т, м³ и растворенного газа - 5,590 тыс. м³.

Скважина № 22. Произведена кумулятивная перфорация в интервале 2554-2548 м против IV б горизонта палеогена ПКС-80 в количестве 50 отверстий. После вызова притока скважина стала фонтанировать нефтью дебитом 80 м³/сут.

Скважина № 21 введена в пробную эксплуатацию в апреле 1978 г. со среднесуточным дебитом нефти 25,0 т. Дебит нефти тоже постепенно снижается и доходит до 2 т/сут.

Скважина № 23 произведена перфорация в интервале 2578-2572 м. Вскрыт IV горизонт. Вызов притока осуществлялся заменой глинистого раствора на нефть и получен приток нефти с водой дебитом 4 м³/сут. Скважина № 23 введена в пробную эксплуатацию в январе 1979 г. со среднесуточным дебитом нефти 1т.

Скважина № 24 произведена перфорация в интервале 2573-2568 м. Вскрыт IV горизонт. Вызов притока осуществлялся заменой глинистого раствора на нефть и получен приток нефти дебитом 2,6 м³/сут. Скважина № 24 введена в пробную эксплуатацию в январе 1979 г. со среднесуточным дебитом нефти 1,2 т.

Проведенный анализ показывает, что скважины первоначально вводятся в эксплуатацию с значительным дебитом, но добыча постепенно снижается. Обводненность, которая в начале незначительная со временем доходит до 90%.

Анализ разработки месторождения показывает, что увеличение добычи нефти в данной площади можно получить только вводом в эксплуатацию новых скважин, что и делается в настоящее время.

По состоянию 01.01. 2007 года в эксплуатации находятся 10 скважин.

(II пласт № 22,) (IV пласт № 33,34,35) (II-IV пласт № 5,24,25,31,23,32). Всего за отчетный 2005 год добыто - 5,184 тыс. т. нефти и 18,394 тыс. т. жидкости, среднегодовая обводненность продукции 72%. По сравнению с прошлым 2004 годом добыча нефти по месторождению увеличилась на 0,304 тыс.т., добыча жидкости снизилась на 3,368 тыс.т. (см табл. № 98)

За отчетный 2006 год в целом по месторождению по сравнению с прошлым годом добычи нефти уменьшилось на 0,963 тыс.т., уменьшение добычи нефти произошло за счет

- уменьшения отработанных дней на 28 скв/сут.

- уменьшения производительности одной скважины на 0,304 т/сут.

- увеличения среднегодовой обводненности на 3%

5.3 Анализ состояния выработки запасов нефти

В промышленную эксплуатацию месторождение введено в конце 1984 года (Приказ объединения от 29.12.1984 года № 1205). К этому времени на месторождении было пробурено 6 структурных скважин (№№ 1, 2, 3, 6, 9, 11,) 4 структурно-поисковых (№№ 4, 5, 7, 12,), 6 разведочных (№№ 8, 10, 13, 14, 16, 17) и 6 эксплуатационных (№№ 20, 21, 22, 23, 24, 25). Из 17-ти скважин, пробуренных на IV^б горизонт, в эксплуатации на нефть находилась 8 скважин. С 1993 года бурение эксплуатационных скважин, из-за финансовых затруднений было приостановлено.

Начальные дебиты скважин колебались в пределах от 47,3 т/сут до 4,0 т/сут. безводной нефти.

Максимальная добыча нефти была достигнута в 1979 году и составила 14,712 тыс. т.

Таблица № 6.1

Таблица № 6.2

Удельный вес нефти - 0,8511

Коэффициент пересчета нефти в пластовых условиях - 1,056

За отчетный 2008 г. Эксплуатационный фонд на конец года по месторождению составляет 13 скважин, из них действующий фонд 12 скважин (II пласт № 22,32) (IV пласт № 33,34,35,37,39,31) (II-IV пласт № 5,24,25,31,23,). Всего за отчетный 2008 год добыто - 3,769 тыс. т. нефти и 15,513 тыс. т. жидкости, среднегодовая обводненность продукции 72%. По сравнению с прошлым 2007 годом добыча нефти по месторождению уменьшилось на 1,473 тыс.т., добыча жидкости снизилась на 2,279 тыс.т.

За отчетный 2008 год в целом по месторождению по сравнению с прошлым годом добычи нефти уменьшилось на 1,473 тыс.т., уменьшение добычи нефти произошло за счет

- уменьшения отработанных дней на 28 скв/сут.

- уменьшения производительности одной скважины на 0,304 т/сут.

- увеличения среднегодовой обводненности на 3%

Таблица № 6.3

Таблица № 6.4

По месторождении Карагач подсчет запасов нефти составлен на основании результатов промыслового геофизических исследований, методом отбора керна и объемным методам.

Таким образом, в результате выполненного подсчета, запасы нефти по IV продуктивному горизонту составил:

Начальные балансовые запасы 969,6 тыс. т.

Начальные извлекаемые запасы - 281,6 тыс. т.

Начальной коэффициент нефтеотдачи составил 0,36.По последним данным на 01.01.2009г. c начала разработки по месторождению добыча составила 169,32 тыс. тонн

6. Анализ энергетического состояния месторождения

6.1 Энергетическая характеристика залежей

Региональное представления о строении водонапорной системы к которой приурочено Карагачи, в совокупности с геолого-промысловыми параметрами позволяет оценить гидродинамическую часть законтурной области с залежами и обосновать естественный режим их работы.

Запас упругой энергии в водонапорной системе зависит от ее пространственных границ. Чем больше размеры водонапорной системы и разница превышении отметок пластов на выходах и в законтурной области по сравнению с отметками внутри залежи, тем больше потенциальная энергия законтурной области.

Гипсометрические высокое положение области питания (1600 м) по сравнению с отметками залежей (-1280 - 1500), удаление их в значительном расстоянии от источников питания и огромные размеры водонапорной системы создают предпосылки для проявления в естественной форме упруговодонапорного режима при разработке залежей.

Гидрогеологические условия определяющие режим залежей, зависит во многом от проницаемости коллекторов продуктивной части разреза и законтурной области.

Водопроницаемость коллекторов по характеру притоков неравномерно в пределах месторождения. Залежи нефти палеогена подпираются контурными водами. По мере обработки пластового давления в палеогеновых залежах при упруговодонапорном режиме происходит постепенное разрастание воронки депрессии внутри залежи и вокруг нее.

Неоднородность фильтрационных свойств водовмещающих пород в большинстве случаев низкие, их значение свидетельствуют о слабой динамичности контурных вод, а следовательно, затрудненной связи законтурной области с залежами углеводородов.

Таким образом, слабая активность контурных вод не компенсирует во времени постепенно снижающегося давления в залежах. Дальнейшие снижения пластового давления в залежах палеогена в какой-то мере предотвращено за счет внутриконтурного нагнетания воды.

Однако вплоть до настоящего времени пластовое давление в залежах палеогена остается выше давления насыщения.

Сохранение этого условия при разработке залежей обеспечивает однофазность фильтрационного потока и определяет длительную работу залежей на упруговодонапорном режиме. Давление насыщения определено в начальной стадии разработки залежи IV горизонта только по двум пробам нефти в скважине № 12 (Р_нас = 65 кгс/см²) и в скважине (Р_нас = 66,2 кгс/см²) при температуре 81 С. Сходство гидродинамических условий залегания продуктивных горизонтов палеогена и их гидродинамическое сообщаемость в вертикальном разрезе, позволяет принять для всех залежей среднее значение давлении насыщения равное 65,5 кгс/см².

Изучение многих месторождений и данного в частности, показала, что кроме вышеуказанных факторов режим залежей в значительном степени зависит и от тектонических особенностей структуры, к которой приурочены залежи нефти. Тектоника существенно влияет на направление движения воды и ее напор, что затрудняет гидродинамическую связь законтурной области с залежами, где некоторые блоки оказываются изолированными частично или полностью между собой и от общей водонапорной системы.

6.2 Динамика пластового давления

Жидкость и газ заполняющие поровое пространство коллекторов (резервуаров) в нефтяном месторождении, находится под давлением, величина которого для разных пластов различна. Это давление носит название - пластового.

Пластовое давление определяет тот объём природной пластовой энергии, которым промысловый инженер может располагать в процессе разработки и эксплуатации нефтяного пласта.

Величина начального пластового давления, как показывает практика разведки и разработки нефтяных и газовых пластов, находится в зависимости от глубины их залегания от поверхности. Величина пластового давления растет с увеличением их залегания от поверхности. Это увеличение происходит закономерно.

По ряду нефтяных месторождений как у нас, так и в зарубежных странах установлено увеличение пластового давления от 0,7 до 0,9 атм. на каждые 10 м увеличения глубины залегания пластов. По некоторым же месторождениям наблюдаются случаи, когда пластовое давление в нефтяных и газовых залежах превышает давление гидростатического столба воды, равного глубине залегания пласта, на 20%. Есть примеры, когда пластовое давление при сравнительно небольших глубинах залегания пластов превышает давление гидростатического столба воды, соответствующего глубине залегания пласта, на 70 %. Такие пласты с ненормально высокими давлениями встречаются в месторождениях, находящихся на площадях вблизи горных массивов. По-видимому такое увеличение обусловливаются тектоническими нарушениями.

В большинстве нефтяных и газовых пластов, залегающих на различных глубинах, величина пластового давления может быть определена по следующей формуле:

Р = НК/10,

где К - коэффициент, величина которого изменяется в пределах от 0,7 до 1,2.

Для предварительных определений величины начального пластового давления в той или иной залежи применяют формулу, служащую для определения гидростатического давления столба пресной воды, соответствующего глубине залегания пласта, т.е. Р = Н/10. Приведенная формула дает только приближенное значение величины начального пластового давления. Более точную величину можно получить путем измерения глубинным манометром.

6.3 Особенности распределения пластового давления в пределах площади нефтеносности

Вода и нефть в пластах находятся обычно под некоторым давлением, называемым напором.

О величине пластового давления в нефтяной залежи или в пласте судят по высоте столба жидкости в скважине, измеряемого от забоя скважины до уровня жидкости. Столб жидкости в стволе скважины может состоять или из чистой нефти, или из нефти и воды. Если скважина фонтанирует, то для определения величины пластового давления нужно герметизировать устье скважины и замерить по манометру избыточное давление. Пластовое давление в этом случае приближенно выразится формулой

Р_пл = Нг/10 + Р_м,

где Р_пл - давление в пласте; Н - столб жидкости в скважине от устья до середины отверстий в фильтре в м; г - удельный вес нефти; Р_м - давление, замеренное на устье скважины, атм.

7. Анализ состояние техники и технологии добычи нефти

7.1 Конструкция скважин

По данным геологической характеристики вскрываемого проектируемой скважиной разреза требуется спуск 3-х колонн.

Первая для перекрытия обваливающихся пород верхней части разреза, зон размыва.

Вторая для перекрытия газо-проявляющих горизонтов пестроцветной свиты

Эксплуатационная колонна спускается с целью разобщения продуктивных пластов и испытание скважины на продуктивность.

В качестве эксплуатационной колонны предусматривается 140 мм. обсадные трубы, т. к. трубы этого диаметра вполне удовлетворяют условиям качественной подготовки скважин и опробованию.

Бурение под 140мм. колонну будет, осуществляется долотами 215,9 мм. принимаем диаметр следующий колонны 245 мм.

Диаметр долота для бурения под эту колонну составит 295,3 мм.

Конструкция скважины.

направление - 530 мм. х 5 м.

кондуктор - 245 мм. х 750 м.

эксплуатационная колона - 140 мм. х 2500 м.

Низы обсадных колонн оборудуются колоннами башмаками типа БК, согласно ГОСТ 3 / 011-74., обратными клапанами типа ЦКОД, согласно ГОСТ

7.2 Способы эксплуатации скважин

Насосный способ эксплуатации скважин

Эксплуатация нефтяных скважин глубинными насосами является основным способом механизированной добычи нефти в ОАО «Кыргызнефтегаз» и за границей. Многие скважины, пробуренные на нефтяные пласты, сразу по окончании бурения вводятся в эксплуатацию глубинными насосами.

Типы насосных установок

При насосной эксплуатации подъем жидкости из скважин на поверхность осуществляется глубиннонасосными установками различных типов:

1) штанговыми насосными установками, в которых глубинный насос, спущенный в скважину, приводится в действие от двигателя, размещенного на поверхности, при помощи специального привода через колонну насосных штанг; для откачки жидкости здесь применяются глубинные штанговые насосы;

2) бесштанговыми насосными установками, при которых насос спускают в скважину одновременно с двигателем, представляющим вместе с насосом единый агрегат. Агрегат спускают в скважину на насосных трубах и насосные штанги в этой установке отсутствуют. Насосы, применяемые для этого вида эксплуатации скважин, называются бесштанговыми погружными насосами.

Бесштанговые погружные насосы в свою очередь делятся на центробежные электронасосы и гидравлические поршневые насосы.

Техника эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми насосами различна.

Самым распространенным способом добычи нефти в мировой нефтяной промышленности является откачка нефти из скважин при помощи штанговых глубинных насосов.

Штанговыми глубинными насосами в настоящее время добывается нефть с глубин до 3000 м. насосный способ позволяет экономически выгодно эксплуатировать скважины с дебитом ниже 1 т и может обеспечить отбор жидкости из скважины до 500 т/сутки.

Причинами широкого распространения эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами являются: 1) простата конструкции насосной установки; 2) возможность откачки жидкости глубинными насосами из большей части нефтяных скважин, в которых другие способы эксплуатации не приемлемы или экономически невыгодны (это особенно относится к скважинам с малыми дебитами и низкими уровнями жидкости); 3) полная механизация процесса откачки; 4) простота регулирования отбора жидкости из скважин; 5) постоянство режима эксплуатации; 6) простота обслуживания установки; 7) возможность обслуживания группы скважин одним двигателем.

Схема оборудования скважины под эксплуатацию штанговыми глубинными насосами

Для приведения и действие глубинного насоса скважина может быть оборудована приводом различных типов. Наибольшее распространение получили приводы балансирного типа. Применяются также безбалансирные установки с механической, гидравлической или пневматической приводной частью. На отечественных промыслах применяют приводы преимущественно с механической приводной частью.

Схема насосной установки балансирного типа показана на рис. Штанговый глубинный насос имеет проходной поршень, приспособленный для работы в нефтяных скважинах на больших глубинах. Он состоит из цилиндра 8, на нижнем конце которого неподвижно укреплен всасывающий шариковый клапан 11, называемый также приемным клапаном. В цилиндре насоса перемещается вверх и вниз скальчатый поршень-плунжер 10, снабженный нагнетательным (выкидным) шариковым клапаном 9, подобным всасывающему клапану. Цилиндр насоса спускают в скважину на насосных трубах 6 на нужную глубину под уровень жидкости, а плунжер 10 - на насосных штангах 7. Плунжер помещен в цилиндре насоса. Верхний конец штанг присоединяют специальной подвеско 1 через сальниковый шток 2 к головке 14 балансира привода, называемого станком-качалкой. По трубам жидкость поднимается на поверхность. Насосные штанги передают плунжеру возвратно-поступательное движение (вверх и вниз) от балансира и шатунно-кривошипного механизма станка-качалки. Для направления жидкости из насосных труб в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник 3 с сальником, через который проходит сальниковый шток.

Рис. Схема оборудования скважины под эксплуатацию штанговой насосной установкой балансирного типа. а - общий вид наземного оборудования; б - положение клапанов насоса при подъеме плунжера; в - положение клапанов насоса при спуске плунжера. 1 - подвеска; 2 - шток сальниковый; 3 - тройник; 4 - планшайба; 5 - эксплуатационная колонна; 6 - насосные трубы; 7 - насосные штанги; 8 - цилиндр насоса; 9 - нагнетательный клапан; 10 - плунжер; 11 - всасывающий клапан; 12, 13 - газопесочные якори; 14 - головка балансира; 15 - ось; 16 - штатуны; 17 - редуктор; 18 - кривошип; 19 - шкив; 20 - электродвигатель

Балансир станка-качалки качается на опоре (оси) 15, укрепленной на стойках. Балансир приводится в качательное движение следующим образом. При вращении шкива электродвигателя (или другого двигателя) 20 при помощи ременной передачи вращается шкив 19 на приводном валу редуктора 17 станка-качалки. Редуктор представляет собой передачу зубчатых колес, помещенных в металлической коробке, заполненной маслом. Вращение приводного вала редуктора станки-качалки передается через зубчатые колеса кривошипному валу. На концах кривошипного вала насажены кривошипы 18, с которыми шарнирно соединен шатуны 16. Другой конец каждого шатуна также шарнирно соединен с балансиром. При вращении кривошипов балансир приводится шатунами в качательное движение. Вместе с балансиром совершает движение вверх и вниз также и колонна насосных штанг с укрепленным на ее конце плунжером. При ходе штанг и, следовательно, плунжера вверх (рис. 90,б) вследствие давления жидкости на всасывающий клапан 11 снизу и образования вакуума в цилиндре шарик поднимается с седла и жидкость, проходя через клапан 11 в цилиндр, заполняет его. В это время верхний нагнетательный клапан 9 закрыт давлением на него столба жидкости, находящейся в насосных трубах. При движении штанг и плунжера вниз нижний всасывающий клапан 11 закрывается под давлением жидкости под плунжером, которое больше давления, действующего на клапан снизу, а верхний клапан 9 в это время открывается и жидкость, находящаяся в цилиндре, выдавливается плунжером и идет в вверх через полый плунжер в пространство над плунжером, т.е. в подъемные трубы.

При последующих ходах плунжера уровень жидкости в подъемных трубах будет постепенно повышаться, пока не дойдет до устья скважины, и затем через тройник 3 начнет поступать в выкидную линию.

Сальник в тройнике предотвращают утечки и просачивание жидкости и газа, находящихся под давлением, вдоль штока.

Насосные трубы при помощи навинченного на них фланца 4 (планшайбы) подвешены на фланше обсадной колонны. К планшайбе присоединен тройник 3 для направления жидкости в выкидную линию. Из выкидной линии нефть поступает по трубопроводу в сборную установку, где предварительно отстаивается и отделяется от воды, и затем направляется в сборные промысловые резервуары.

К нижнему концу насосов подвешивают специальные защитные приспособления - газо-песчаные якори 12 и 13, предназначенные для частичного отделения от жидкости песка и газа, попадающих в насосы и вредно влияющих на их работу.

Таким образом, насосная установка оснащена наземным и подземным оборудованием.

К наземному оборудованию относятся оборудование устья, скважины и станок-качалка, а к подземному насосные трубы, глубинный насос, насосные штанги и защитные приспособления, устанавливаемые на приеме глубинного насоса.

7.3 Анализ работы системы сбора и подготовки нефти

Принципиальные схемы нефтегазосбора

Добытые на нефтяных промыслах нефть и газ подлежат разделению, очистке, учету, сбору и транспортировке для переработки и использования.

В зависимости от местных условий в различных нефтедобывающих районах применяют и развивают разнообразные схемы промыслового нефтегазосбора. Ко всем этим схемам в настоящее время предъявляется общее основное требование - обеспечить, возможно более полное отделение от нефти газа с последующим его использованием и не допускать потерь легких фракций нефти от испарения, для чего системы нефтесбора должны герметизироваться.

Все известные схемы нефтегазосбора можно классифицировать по:

1) количеству скважин, обслуживаемых первичными нефтесборными установками, - схемы с индивидуальным и групповым нефтегазосбором;

2) степени герметизации - закрытые (герметизированные) и открытые;

3) характеру движения продукции скважин по сборным трубопроводам - самотечные и напорные, с совместным и раздельным движением продукции;

4) характеру промысловых технологических процессов - с одно- и многоступенчатой сепарацией, с водоотделением, осушкой, обессериванием, отбензиниванием, использованием газа в компрессорном цикле нефтедобычи, подогревом, деэмульсацией и обессоливанием нефти или без указанных процессов.

В главнейших районах нефтедобычи, сложились и развиваются следующие основные схемы нефтепромыслового сбора нефти и газа. На бакинских и туркменских промыслах в последние годы применяется групповая закрытая напорная схема с совместным движением продукции скважин. Основные особенности ее следующие:

1) продукция фонтанных скважин проходит двухступенчатое газоотделение;

2) фонтанный газ, выделенный в первой ступени газоотделения с сохранением части пластового давления, используется для компрессорной эксплуатации (газлифт) или для дальнего газоснабжения;

3) групповые замерные установки обслуживают несколько скважин независимо от способа их эксплуатации;

4) продукция скважины при замере частично разделяется на газ и жидкость, которые вновь соединяются после замера в промысловом коллекторе;

5) продукция любой скважины поступает на замерную установку по одному трубопроводу;

6) затрубный газ насосных скважин отбирается подвесным компрессором с приводом от балансира станка-качалки и закачивается в выкидной трубопровод;

7) продукция скважин по общему коллектору поступает на замерный пункт;

8) продукция скважин до сборного пункта движется из фонтанных скважин за счет платсовой энергии, из компрессорных - за счет повышения нагрузки на компрессоры и из насосных - за счет некоторого увеличения нагрузки на глубинные насосы и их проводы, так как все скважины работают с давлением у устья не менее 5 бар;

9) на сборном пункте нефть окончательно отделяется от газа, воды, механических примесей и солей, здесь же разрушается эмульсия;

10) вакуумная компрессорная установка на сборном пункте предназначается для установления легких фракций нефти из водоотделителей и резервуаров.

Эта схема сбора имеет ряд преимуществ перед ранее применявшимися открытыми схемами. Она позволила сократить капитальные затраты за счет уменьшения числа замерных установок и трубопроводов. Резко сократились потери газа и паров нефти. Улучшилось и удешевилось обслуживание установок, централизованно расположенных на сборном пункте. Рассматриваемая система не лишена недостатков. Прежде всего, возникают некоторые осложнения при движении всей продукции скважин по одному трубопроводу: образуются «газовые мешки», возникают гидравлические удары, пульсация, вибрация, истираются, корродируют и засоряются трубы, возникает и становится более стойкой эмульсия. Продукция скважины замеряется периодически, один раз за двое-трое суток. При замере разделение продукции несовершенно. При добыче парафинистой нефти вследствие несовершенного отделения газа иногда происходит выпадение парафина внутри трубопроводов. Это затрудняет применение данной системы на восточных нефтяных промыслах, где добывается нефть со значительным содержанием парафина. В этих районах, где нефтяные скважины размещены на сравнительно больших расстояниях друг от друга, широко применяется индивидуальная система сбора с отделением газа от нефти вблизи скважин

В последнее время для восточных нефтяных промыслов разработана напорная система сбора Гипровостокнефти. По этой схеме нефтегазовая смесь разделяется в две и более ступени. Движение нефти после первой ступени происходит без выделения из нее растворенного газа с сохранением однофазного состояния, что обеспечивается применением насосов, создающих в трубопроводе высокое давление. В результате устраняется запарафинирование нефтесборных сетей, уменьшаются гидравлические сопротивления в них, снижается образование эмульсии. Вблизи резервуарных парков нефть обезвоживают, обессоливают, стабилизируют и подготовляют газ к утилизации. Конечными элементами сборной системы являются установки для первичной обработки нефти, газа и сточных вод.

7.4 Отделение газа от нефти

месторождение нефть газ карагачи

Многофазная продукция нефтяных скважин перемещается из пласта к сборным пунктам с непрерывным уменьшением давления, что сопровождается выделением газа и паров. Такое выделение мешает продвижению жидкости. При соприкосновении с атмосферой газ и пары теряются. Для предупреждения эксплуатационных осложнений и потерь газ отделяют от нефти в газоотделителях (трапах) различной конструкции. Отделению способствуют снижение давления, разбивка потока жидкости на тонкие струйки, уменьшение скорости, изменения направления движения и другие факторы. Работа газоотделителя сводится к отделению от нефти выделяющегося газа, улавливанию капелек нефти, уносимых газом, удержанию в газе и нефти тех компонентов, которые в них должны остаться, разложению образовавшейся пены и предупреждению ее образования. Газоотделители можно условно классифицировать по:

1) категории обслуживаемых скважин - фонтанные, компрессорные, насосные, смешанные;

2) геометрической форме и положению в пространстве - цилиндрические вертикальные, наклонные, горизонтальные;

3) характеру основной используемой силы - гравитационные, центробежные, комбинированные;

4) рабочему давлению - вакуумные (до 1 бара), низкого (до 6 бар), среднего (до 16 бар) и высокого (свыше 16 бар) давления;

5) количеству обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые;

6) числу ступеней газоотделения - первой, второй и т.д.;

7) назначению - сепарирующие, замерные;

8) способу изготовления - сварные, клепаные, трубные.

Наибольшее распространение на промыслах получили вертикальные газоотделители. Это цилиндрические сосуды диаметром от 0,4 до 2,6 м и высотой в 4-10 раз больше диаметра.

Ввод продукции в трапы расположен в средней их части радиально или тангенциально. Последняя конструкция ввода обеспечивает завихрение потока нефтегазовой смеси, возникновение центробежной силы и усиление эффекта газоотделения. Отделившийся от нефти газ поднимается до центральной части газоотделителя и для улавливания захваченных капель нефти проходит через отбойные приспособления. Скорость этого подъема не должна превышать 0,8; 0,6; 0,5; 0,4; 0,35 и 0,3 м/сек соответственно при давлении газоотделения 1; 5; 10; 20; 35 и 50 бар. Величина этой скорости и объемный расход выделившегося газа, приведенный к условиям газоотделения, определяют площадь живого сечения потока газа, а следовательно, и площадь поперечного сечения газоотделителя.

Газоотделители имеют патрубки для присоединения трубопроводов, люки, площадки и лестницы для обслуживания, регулирующую, контрольную и предохранительную аппаратуру. Вывод нефти делается из нижней части газоотделителя, желательно без образования мертвых, застойных зон. Газ отводится из самой высшей точки, чтобы исключить попадание нефти в газопровод. Нормальный уровень нефти в газоотделителе поддерживают при помощи поплавкового регулятора уровня с механической или пневматической передачей к исполнительному механизму.

На газопроводе после трапа устанавливают расходомер для учета газа, а также регулятор давления «до себя», который поддерживает давление в газоотделителе, необходимое для нормального отделения газа от нефти и транспорта их по трубопроводам. Исследования показывают, что лучший эффект газоотделения достигается при использовании центробежной силы, возникающей при тангенциальном вводе продукции.

7.5 Отделение воды и механических примесей от нефти

Добываемая нефть наряду с газом содержит воду, механические примеси, растворенные соли. Чтобы исключить осложнения при транспорте и переработке нефти, необходимо на промысле удалить из нее все вредные примеси.

Грубая очистка нефти от воды, механических примесей и солей производится в водоотделителях при спокойном отстое или при движении с очень малой скоростью. Разделение происходит под действием силы тяжести вследствие разности плотностей. По направлению движения жидкости различают горизонтальные, радиальные и вертикальные водоотделители

В закрытой бакинской схеме нефтесбора используется горизонтальный отстойник Лобкова (ГОЛ), состоящий из трех камер (рис.174) с общей площадью осаждения в плане 21 м² (ГОЛ-21), 32 м² (ГОЛ-32) и 72 м² (ГОЛ-72). Камеры подняты над землей на высоту, обеспечивающую дальнейшее самотечное движение нефти.

Осаждению воды и песка способствует ламинарное движение жидкости. При эксплуатации некоторых водоотделителей к нефти добавляют воду (пресную или соленую). Это снижает вязкость жидкости и ускоряет осаждение капель воды, частиц песка и вымывание солей из нефти.

Получают распространение вертикальные водоотделители с коническим днищем. Регулирование раздела между водой и нефтью в отделителе осуществляется поплавковым или переливным регулятором уровня. Это исключает попадание большого количества воды в нефтепровод и уход нефти в канализацию.

Территория вблизи водоотделителей должна содержаться в чистоте. Работу водоотделителей контролируют анализом проб нефти после осаждения воды и песка.

Хранение нефти на промысле

Нефтепромысловые емкости для сбора, хранения, учета и первичной обработки (подогрев, отстой) нефти называются резервуарами. По материалу различают металлические (стальные), и неметаллические (земляные, деревянные, железобетонные) резервуары. По геометрической форме различают резервуары цилиндрические, вертикальные или горизонтальные, прямоугольные, сферические. По положению наивысшего уровня взлива нефти относительно поверхности земли различают резервуары наземные (днище резервуара - над землей или заглублено не более чем на половину высоты емкости), полузаглубленные (взлив не выше 2 м над землей) и заглубленные (наивысший уровень на 0,2 м ниже поверхности земли). Для устранения потерь нефти от испарения применяют специальные резервуары с плавающими крышами, с дышащими крышами и др. Наибольшее распространение на промыслах получили стальные цилиндрические вертикальные сварные резервуары типовых размеров

При использовании сварки вместо клепки для соединения отдельных стальных листов, из которых изготовляется резервуар, получается экономия металла (до 3% от веса резервуара), уменьшается стоимость работ, ускоряется сооружение, обеспечивается большая герметичность емкости и облегчаются условия труда за счет уменьшения вредного влияния шума на монтажников. Геометрические размеры типовых резервуаров определены из условия минимального расхода стали при использовании стальных листов стандартных размеров. Типовые резервуары рассчитаны на небольшое внутреннее давление и вакуум (около 245 н/м²).

По назначению различают резервуары сборные и товарные. Они обслуживают нужды бригад и участков по добыче нефти, промыслов или управлений. Группа резервуаров, сосредоточенная в одном месте, называется резервуарным парком. Сборные парки размещают в пониженных местах, чтобы обеспечить самотечный сбор нефти, а товарные - в повышенных для самотечной отгрузки. Сборных резервуаров для каждого сорта нефти принимают не менее двух: пока один загружается, другой после отстоя и замера разгружается.

Из товарных резервуаров нефть поступает в магистральный нефтепровод, на наливные эстакады или к причалам для транспорта на нефтеперерабатывающие заводы.

Группу резервуаров окружают земляным валом для задержания нефти, которая может вытечь из резервуаров при их аварийных разрушениях. Расстояние между боковыми стенками соседних резервуаров принимается равным диаметру большего резервуара. На таком же расстоянии размещают резервуары от земляного вала. Последний должен образовать замкнутую геометрическую емкость, по величине равную половине хранимого количества нефти. Из этого условия определяют высоту вала.

7.6 Замер и учет продукции

Для контроля производительности нефтяных скважин, учета добычи нефти и газа и выяснения экономических показателей работы бригад и всего промысла необходимо организовать точный замер и тщательный учет продукции.

Производительность нефтяных скважин замеряют периодически путем поочередного подключения каждой скважины к соответствующему мернику. Мерник обслуживает одну или несколько скважин. В групповой замерной установке во время замера продукции одной скважины продукция всех других смешивается и поступает в коллектор без замера. Система обратных клапанов и задвижек, объединенных в распределительный манифольд, дает возможность замерять продукцию одной скважины без нарушения работы и прекращения подачи других.

Продукция бригад, участков и промысла замеряется на сборных пунктах. На промыслах получил распространение объемный способ замера нефти. Объем нефти, заполняющий мерную емкость, определяется высотой уровня и площадью поперечного сечения емкости. Для данной емкости можно составить калибровочную таблицу объема жидкости в зависимости от уровня взлива. Уровень замеряется при помощи: а) уровнемерного стекла; б) мерной ленты, намотанной на рулетку, в) метрштока (деревянная или алюминиевая рейка с делениями), г) поплавковых или пневматических устройств.