Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти
После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть.
Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть.
Существуют так называемые нагнетательные скважины.
В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода.
Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом.
На начальном этапе нефть бъет фонтаном.
Это видно из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране — это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.
В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование — фонтанную арматуру.
Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти — уменьшать или совсем остановить.
После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.
При добыче газа фонтанный способ является основным.
Газлифтный способ добычи нефти
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.
По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.
В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.
Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.
Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).
При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2, а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2, б).
При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2, в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.
При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.
Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2, г).
Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.
Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2, д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.
З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки
1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций
2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.
При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти.
Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.
Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Газонефтяной фонтан
Газонефтяные фонтаны характеризуются одновременным поступлением газа и нефти соответственно из газовой и нефтяной залежей. На поверхности отмечается небольшое содержание нефти в преимущественно газовой струе фонтана. Нефтяные фонтаны, образующие целые потоки нефти на местности, менее разрушительны. Требуется проведение мероприятий по сбору нефти и предупреждению загрязнения водоемов. В Западной Сибири не было ни одного случая прорыва нефти за обсадными колоннами, как это бывает при действии газового фонтана. [1]
Открытые газовые и газонефтяные фонтаны представляют огромную пожарную опасность. В целях недопущения пожара в районе возникновения открытого фонтана отключаются электролинии, прекращается горение в технических и бытовых топках, останавливаются двигатели внутреннего сгорания, закрывается движение-на прилегающих к фонтану дорогах, принимаются меры по отводу и перекачке нефти и др. Вместе с тем работники военизированных спецчастей совместно со специально обученным персоналом предприятия принимают меры по ликвидации открытого фонтана. [2]
Предупреждение газонефтяных фонтанов следует проводить в двух направлениях: совершенствование монтажа противовыбросового оборудования и строгое соблюдение геолого-технического наряда на капитальный ремонт скважины, а также своевременное закрытие запорного органа при вынужденных остановках и поглощениях задавочной жидкости. Противовыбросовое оборудование должно быть таким, чтобы в случае возникновения газонефтепроявлений и открытых фонтанов была возможность ликвидировать их без затрубных продавливаний. [3]
При пожарах газонефтяных фонтанов вся нефть, как правило, сгорает в воздухе, а при пожарах нефтяных фонтанов часть нефти, разливаясь, продолжает гореть на поверхности земли. [4]
При пожарах газонефтяных фонтанов вся нефть, как правило, сгорает в воздухе, а при пожарах нефтяных фонтанов часть нефти, разливаясь, продолжает гореть на поверхности земли, образуя клубы черного дыма. [5]
Однако для газовых и газонефтяных фонтанов оставляется не менее двух стволов для подачи воды непосредственно на устье скважины в струю негорящего фонтана. [6]
Открытые газовые, и газонефтяные фонтаны представляют огромную пожарную опасность. В целях недопущения пожара в районе возникновения открытого фонтана отключаются электролинии, прекращается горение в технических и бытовых топках, останавливаются двигатели внутреннего сгорания, закрывается — движение-на прилегающих к фонтану дорогах, принимаются меры по отводу и перекачке нефти и др. Вместе с тем работники военизированных спецчастей совместно со специально обученным персоналом предприятия принимают меры по ликвидации открытого фонтана. [7]
На случай возникновения пожаров газонефтяных фонтанов следует предусматривать возможность устройства площадок шириной не менее 12 м и отстоящих от устья скважины на расстоянии не более 15м, предназначенных для размещения специальной пожарной техники. Площадки необходимо располагать с учетом направления господствующих ветров с наветренной стороны. [8]
На случай возникновения пожаров газонефтяных фонтанов следует предусматривать возможность устройства площадок шириной не менее 12 м и отстоящих от устья скважины на расстоянии не более 15 м, предназначенных для размещения специальной пожарной техники. Площадки необходимо располагать с учетом направления господствующих ветров с наветренной стороны. [9]
По мощности ( дебиту) газовые и газонефтяные фонтаны также условно делят на слабые — с дебитом газа до 500 тыс. М3 / сут, средние — с дебитом газа от 500 тыс. до 1 млн. м3 / сут, мощные — 1 млн. м3 / сут и более. Принято считать, что 1 т нефти эквивалентна 1000 м3 газа. [10]
По мощности ( дебиту) газовые и газонефтяные фонтаны также условно делят на слабые — с дебитом газа до 500 тыс. м3 / сут, средние — с дебитом газа от 500 тыс. до 1 млн. мэ / сут, мощные — 1 млн мУсут и более. Принято считать, что 1 т нефти эквивалентна 1000 м3 газа. [11]
По мощности ( дебиту) газовые и газонефтяные фонтаны также условно делят на слабые — с дебитом газа до 500 тыс. м3 / сут, средние — с дебитом газа от 500 тыс. до 1 млн. м3 / сут, мощные — 1 млн. м3 / сут и более. Принято считать, что 1 т нефти эквивалентна 1000 м3 газа. [12]
При проявлении скважины и возникновении газонефтяного фонтана должны быть извещены администрация предприятия и военизированный отряд и приняты меры в соответствии с планом ликвидации аварий. [13]
Общего метода для различных случаев тушения пожаров газовых и газонефтяных фонтанов не имеется. Различные способы применяются в зависимости от условий местности, давления у устья и мощности фонтана, а также конструкции и состояния самой скважины. [14]
Давление в устье горящей скважины с мощным газовым или газонефтяным фонтаном понижается при отборе газа и нефти пли закачке воды и глинистого раствора через боковые штольни, которые сооружают для подхода на определенной глубине к неповрежденной части обсадной колонны горящей скважины с последующим врезанием в нее. Для этой цели также бурятся вспомогательные скважины вокруг горящей с максимальным приближением к ее забою и последующей закачкой глинистого раствора в пласт. [15]
Источник
Большая Энциклопедия Нефти и Газа
Газовый фонтан
Газовые фонтаны глушат прямой закачкой в скважинах с целым устьем, оборудованным закрытыми превенторами, через выкидные линии которых истекает газ. При глушении газ направляют в один или несколько выкидов. [16]
Неурегулированный газовый фонтан из чисто газового пласта у в котором нет нефти, а пластовая вода находится далеко от скважины, имеет мелкую и частую пульсацию. Периоды и ступени пульсации — малые. Газово-нефтяной фонтан имеет пульсацию большой амплитуды. Иногда газ чередуется с нефтью. То выбрасывается клуб газа, то идет волна пенистой нефти. [17]
Тушение газового фонтана становится возможным, когда поток огнетушащего вещества полностью перекрывает сечение фонтана, а скоростной напор потока огнетушащего вещества превосходит восходящий скоростной напор горящих газов. [18]
Пожары газовых фонтанов с дебитом газа до 500000 м3 / сут и небольшим давлением, а также нефтяных фонтанов с дебитом1 до 200 т / сут тушатся мощными струями воды, радидльно направленными к устью скважины. При тушении горящего газового фонтана воду направляют в нижнюю часть струи горящего газа с тем, чтобы обеспечить разрыв этой струи. При тушении мощных газовых фонтанов стремятся в первую очередь снизить давление газа, а затем тушат пожар с помощью водяных струй или поверхностного разрыва заряда взрывчатого вещества. [19]
Пламя газового фонтана с дебитом до 5 106 ма / сутки и небольшим давлением тушат водяными струями под давлением 8 — 10 am, радиально направленными в нижнюю часть фонтанной струи. Прекращение горения достигается механическим сбиванием пламени. При давлении газа 1 5 — 2 0 am пожар может быть ликвидирован путем установки на устье скважины колпака с отводящими трубопроводами, снабженными задвижками. При установке колпака перекрывают задвижки горизонтальных турбопроводов. [20]
Пламя газового фонтана имеет светло-желтую окраску, газонефтяного — оранжевый цвет, периодически пермежающийся клубами черного дыма. В газовых и газонефтяных фонтанах нефть и конденсат полностью сгорают в фонтанирующей струе. При пожарах нефтяных фонтанов только незначительная часть нефти успевает испариться и сгореть в воздухе, а большая ее часть выпадает на землю, разливается вокруг устья скважины, продолжая гореть. Нефтяной фонтан горит темным оранжевым пламенем с большим выделением черного дыма. [21]
Пожары газовых фонтанов с дебитом гада до 500 000 м3 / сут и небольшим давлением, а также нефтяных фонтанов с дебитом до 200 т / сут тушатся мощными струями воды, радиально направленными к устью скважины. При тушении горящего газового фонтана воду направляют в нижнюю часть струи горящего газа с тем. При тушении мощных газовых фонтанов стремятся в первую очередь снизить давление газа, а затем тушат пожар с помощью водяных струй или поверхностного разрыва заряда взрывчатого вещества. [22]
При газовых фонтанах , если газ содержит сероводород, в зависимости от концентрации последнего и дебита скважины, через некоторый промежуток времени происходит прихват бурильного инструмента, как в открытой части ствола, так и в части, обсаженной колонной. Причину прихвата в последнем случае, как правило, объясняют смятием колонны, в результате снижения гидростатического давления. [23]
При сильных газовых фонтанах со скоростью газа 15 м / сек и более трубка Пито является единственным удобным прибором для измерений. [25]
По мощности газовые фонтаны делятся на слабые — с дебитом до 500 тыс. м3 / сут, средние — от 500 тыс. до 1 млн. м3 / сут и мощные — свыше 1 млн. м3 / сут. Причины возникновения фонтанов различны, но все они связаны со снижением противодавления гидростатического столба жидкости на продуктивный пласт. [26]
После получения газового фонтана было решено заложить четыре разведочные скв. [27]
При тушении горящих нефтяных и газовых фонтанов с помощью взрывчатых веществ наиболее ответственная и сложная задача, граничащая с искусством ( учитывая невозможность близкого подхода к ним из-за чрезвычайно высоких температур) — подача взрывчатки к месту намеченного взрыва. [28]
Вернемся к примеру газового фонтана , возможность разгрузки которого отбором из аварийного ствола была рассмотрена ранее. [29]
Параметры режима глушения газового фонтана выбирают в зависимости от конкретной обстановки и наличия технических средств или возможности изыскания их для проведения работ. Основные факторы, определяющие выбор режима глушения ( плотность, темп закачки и количество задавочной жидкости) — рабочее давление, подача и возможное число насосов, цементировочных агрегатов и др.; пропускная способность и прочность колонны труб, находящихся в скважине, намечаемых к спуску под давлением или выбранных для оснащения наклонных скважин; возможность приготовления и накопления задавочной жидкости в необходимых объемах соответствующей плотности. [30]
Источник