Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования
«Кубанский государственный технологический университет»
(ФГБОУ ВО «КубГТУ»)
Институт нефти, газа и энергетики
Кафедра нефтегазового дела
Контрольная работа
по дисциплине: «Управление разработкой месторождения»
на тему: «Применение системного подхода при выборе рациональной технологии добычи нефти»
Выполнил:
Студент группы 18-ЗЭМ-МН3
Аветисян Месроп Артакович
2020 г.
Введение
Россия является одним из крупных держателей запасов нефти, на ее территории находится не менее 8% мировых запасов. Две трети их сосредоточены в Западной Сибири, значительные запасы разведаны также в Урало-Поволжском регионе, Красноярском крае, Иркутской области, Республике Саха (Якутия).
В Западной Сибири также сосредоточена половина прогнозных и 40% перспективных ресурсов нефти.
Оцененные запасы морских акваторий РФ составляют менее 20% российских [1], однако запасы акваторий практически не разрабатывались.
Возможности открытия новых объектов на шельфах Каспийского, Черного и Азовского морей оцениваются высоко, а перспективные ресурсы нефти акваторий достигают 1,4 млрд т. Изученность российских шельфов крайне неравномерна: при относительно хорошо изученных шельфах Балтийского и южных морей, шельфе о. Сахалин и южной части Баренцева моря гигантские акватории арктических морей исследованы недостаточно, и перспективы их пока не ясны [2].
В настоящее время добычу нефти в России осуществляют около 320 организаций, в том числе около 140 компаний, входящих в структуру вертикально интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК), 180 организаций относятся к числу независимых добывающих компаний, 3 компании работают на условиях соглашений о разделе продукции.
Около 90% всей добычи нефти в России приходится на восемь ВИНК: "Роснефть", ЛУКОЙЛ, "Сургутнефтегаз", "Группа Газпром" (включая "Газпром нефть"), "Татнефть", "Башнефть", "Славнефть", "Русс Нефть" [3].
Государственным балансом запасов полезных ископаемых Российской Федерации учитывается 2985 месторождений с запасами нефти, в том числе 2427 нефтяных и 558 комплексных (нефтегазовых, газонефтяных и нефтегазоконденсатных).
На этапе, когда разработка месторождения только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи.
По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизированной добыче нефти. Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или увеличивая пластовое давление с помощью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения).
Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизированной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добычи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естественных агентов - воды или природного газа. Но есть и другие способы воздействия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химических соединений, кислотами. Их применяют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи.
Третичная добыча предполагает массированное воздействие на пласт и существенное изменение характеристик пласта или содержащихся в нем флюидов. Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтан ной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исходя из исследований дебитов скважин и их последующего экономического анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины меньше, чем объемы нефти, которые можно добыть с помощью погружных насосов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы.
Только оценив все эти факторы, можно экономически обосновать применение того или иного метода добычи.
1. Классификация и выбор метода добычи нефти
Россия располагает сегодня приблизительно 13% разведанных в мире нефтяных месторождений. Основным источником пополнения государственного бюджета нашей страны являются отчисления от результатов деятельности нефтегазодобывающей отрасли. Нефтеносные слои находятся, как правило, глубоко в недрах земли. Скопление нефтяных масс в месторождениях происходит в горных породах пористой структуры, находящихся в окружении более плотных слоёв. Образцом природного резервуара служит пласт песчаника куполообразной формы, со всех сторон заблокированного слоями плотной глины.
Далеко не каждое разведанное месторождение становится объектом промышленной разработки и добычи. Решения по каждому принимаются только по итогам тщательного экономического обоснования.
Главный показатель месторождения - коэффициент нефтеотдачи, отношение объёма нефти под землей, к объёму, который можно получить для переработки. Пригодным для разработки является месторождение с прогнозируемым коэффициент нефтеотдачи от 30% и выше. По мере совершенствования технологий добычи в месторождении данный показатель доводится до 45% и выше.
В подземном хранилище всегда одновременно присутствуют сырая нефть, природный газ и вода под огромным давлением пластов земной коры. Параметр давления оказывает решающее влияние на выбор способа и технологии добычи.
Метод добычи нефти зависит от величины давления в пласте и способе его поддержания. Можно выделить три метода:
Первичный - нефть фонтанирует из скважины за счет высокого давления в нефтеносном пласте и не требует создания дополнительного искусственного нагнетания давления, коэффициент извлечение нефти 5-15% (водонапорный, упругий, газонапорный, гравитационный, режим растворенного газа и смешанный.);
Вторичный - когда естественное давление в скважине падает и подъем нефти не возможен без дополнительного нагнетания давления за счет ввода в пласт воды или природного/попутного газа, коэффициент извлечение нефти 35-45%;
Третичный - увеличение извлечения нефти из пласта после снижения ее добычи вторичными методами, коэффициент извлечение нефти 40 - 60%.
По принципу физического воздействия на жидкое нефтяное тело сегодня есть только два основных способа добычи: фонтанный и механизированный.
В свою очередь к механизированному можно отнести газлифтный и насосный методы подъёма. Если нефть из недр выдавливается на землю только под воздействием природной энергии нефтеносного пласта, то способ добычи называют фонтанным.
Но всегда наступает момент, когда запасы энергии пласта истощаются, а скважина перестаёт фонтанировать. Тогда подъем осуществляют с применением дополнительного энергетического оборудования. Такой способ добычи и является механизированным. Механизированный способ бывает газлифтным и насосным. В свою очередь газлифт можно осуществлять компрессорным и бескомпрессорным методом. Насосный способ реализуется посредством использования мощных глубинных насосов: штанговых, электроцентробежных погружных. Рассмотрим более подробно каждый способ в отдельности.
Фонтанный способ добычи нефти: самый дешевый и простой. Освоение новых месторождений всегда осуществляется с использованием фонтанного способа добычи. Это самый простой, эффективный и дешевый метод. Он не требует дополнительных затрат энергоресурсов и сложного оборудования, так как процесс подъёма продукта на поверхность происходит за счет избыточного давления в самой нефтяной залежи.
Главные преимущества фонтанного способа:
- простейшее оборудование скважины;
- минимум затрат электроэнергии;
- гибкость в управлении процессами откачки, вплоть до возможности полной остановки;
- возможность дистанционного управления процессами;
- продолжительный межтехнологический интервал работы оборудования;
Для эксплуатации новой скважины нужно установить над ней полный контроль. Укрощение фонтана производится с помощью монтажа специальной запорной арматуры, позволяющей впоследствии управлять потоком, контролировать режимы работы, производить полную герметизацию, а если нужно, то и консервацию. Скважины оборудуют подъёмными трубами разного диаметра, в зависимости от предполагаемого дебита добычи и внутрипластового давления.
При больших объёмах добычи и хорошем давлении используют трубы большого диаметра. Малодебитные скважины для длительного сохранения процесса фонтанирования и уменьшения себестоимости добычи оборудуют подъёмными трубами малого диаметра. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.
Газлифтный способ добычи нефти является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа. Когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа. Это может быть простой воздух или сопутствующий газ с ближайшего месторождения. Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным.
Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения. Оборудование газлифтной скважины осуществляется методом доработки фонтанной с установкой специальных клапанов подвода сжатого газа на различной глубине с установленным проектом интервалом.
Основные преимущества газлифта по сравнению с другими методами механизированной добычи:
- забор значительных объемов с разных глубин на любых этапах разработки месторождения с приемлемым показателем себестоимости;
- возможность ведения добычи даже при значительных искривлениях скважины;
- работа с сильно загазованными и перегретыми пластами;
- полный контроль над всеми параметрами процесса;
- автоматизированное управление; высокая надежность оборудования;
- эксплуатация нескольких пластов одновременно;
- контролируемость процессов отложения парафина и солей;
- простая технология проведения технического обслуживания и ремонта.
Главным недостатком газлифта является высокая стоимость металлоёмкого оборудования. Низкий КПД и высокая стоимость оборудования вынуждают применять газлифт в основном только для подъёма легкой нефти с высоким показателем газовой составляющей.
Механизированный способ добычи нефти - насосный. Насосная эксплуатация обеспечивает подъем нефти по скважине соответствующим насосным оборудованием. Насосы бывают штанговые и бесштанговые. Бесштанговые - погружного типа электроцентробежные. Наиболее распространена схема откачки нефти штанговыми глубинными насосами. Это относительно простой, надёжный и не дорогой метод. Доступная для этого способа глубина - до 2500 м. Производительность одного насоса - до 500 м3 в сутки.
Главными элементами конструкции являются насосные трубы и подвешенные в них на жёстких штанговых толкателях плунжеры. Возвратно-поступательное движение плунжеров обеспечивается станком-качалкой, расположенным над скважиной. Сам станок получает крутящий момент от электродвигателя через систему многоступенчатых редукторов. В связи с не высокой надёжностью и производительностью штанговых плунжерных насосов в наше время все больше применяются насосные установки погружного типа - электроцентробежные насосы (ЭЦН).
Основные преимущества электроцентробежных насосов:
- простота технического обслуживания;
- очень хороший показатель производительности в 1500 м3 в сутки;
- солидный межремонтный период до полутора лет и более;
- возможность обработки наклонных скважин;
- производительность насоса регулируется количеством ступеней, общая длина сборки может варьироваться.
Центробежные насосы хорошо подходят для старых месторождений с большим содержанием воды. Для подъёма тяжёлой нефти лучше всего подходят насосы винтового типа. Такие насосы обладают большими возможностями и повышенной надёжностью с высоким КПД. Один насос легко поднимает 800 кубических метров нефти в сутки с глубины до трех тысяч метров. Имеет низкий уровень сопротивляемости коррозии в агрессивной химической среде.
Рисунок 1 Основные виды механизированной добычи нефти
Каждая из описанных выше технологий имеет право на существование и ни об одной из них нельзя сказать однозначно - хороша она или плоха. Всё зависит от комплекса параметров, характеризующих конкретное месторождение. Выбор способа может быть основан только на результатах тщательного экономического исследования.