НЕФТЬ БЬЕТ ФОНТАНОМ ТОЛЬКО В КИНО
Завтра геологи страны будут принимать поздравления — у них профессиональный праздник. В общественном сознании прочно укоренился «киношный» образ геолога: это мужественный романтик, в любую погоду бродящий по горам и долинам в поисках подземных сокровищ. Геологи-нефтеразведчики -вообще особая каста. Бьющий из-под земли фонтан нефти, в котором счастливые нефтяники умывают лица, утвердился как символ нефтедобычи. Так ли верны наши представления об этой профессии? Корреспондент «Калининградки» Вера Башканова поинтересовалась этим у главного геолога морского управления буровых работ 000 «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» Сергея УРАСКИНА.
— Сергей Алексеевич, вы всю жизнь верны геологии. Наверняка, выбирая в юности профессию, вы видели ее в романтичных красках. Действительность вас не разочаровала?
— Романтика в профессии геолога немного специфическая. Но даже за почти три десятка лет работы (включая ежегодные летние экспедиции во время учебы в институте) я в ней не разочаровался. В чем именно эта романтика? Наверное, в непередаваемом словами чувстве предвкушения сюрприза: что же мы найдем там, под землей, когда бурим скважину.
— Что же там можно найти, кроме нефти, раз вы ее ищете?
— Можно и ничего не найти. Был однажды случай на Семеновском месторождении в нашей области, я вам скажу, неординарный. В моей практике такое вообще было первый и единственный раз, чтобы разведанный специалистами-сейсмологами перспективный нефтеносный пласт отсутствовал полностью. Это оказалось не ошибкой исследователей, а редкой причудой природы, — такова была особенность геологических пород в этом месте.
— А как нефтеразведчики определяют, где именно они могут обнаружить нефть?
— Процедура поиска вообще долгая, трудоемкая и дорогостоящая. В тех местах области, на разработку которых у нашей компании есть лицензий, сначала проводятся сейсмические исследования. Подрядчики-сейсмологи — на шаг впереди нас, они ищут подземные структурные «ловушки», в которых возможно образование нефти и сохранение ее. Они составляют для нас геометрию пласта — есть ли в нем так называемая перевернутая полусфера. Потом идем мы, буровики — проверяем обнаруженные сейсмологами «ловушки», для чего бурим разведочные скважины.
— И когда добираетесь до «ловушки», оттуда на поверхность выбивается фонтан нефти, которой вы, разведчики недр, на радостях умываетесь?
— Такое только в кино показывают. Если из земли нефть бьет фонтаном — это ЧП, экологическое и технологическое. В реальности же мы, в отличие от киношных героев, нефть почти не видим. Когда вскрываем пласт, то по керну (образцу доставаемой породы) определяем — нефтеносный ли он. Все испытания проходят в закрытом режиме, и на поверхность нефть попадает в очень незначительном количестве в металлические емкости. Так что «фонтанов нефти» у нас не бывает. Вообще только узкие специалисты, знакомые со спецификой добычи нефти, знают, что нефти в жидком виде в земле нет — она содержится в нефтенасыщенном песчанике. Вот видите этот камешек? Это керна — порода, сформировавшаяся в кембрийский период, около 550 миллионов лет назад. Из одного кубометра древнего нефтенасыщенного песчаника выходит около 50-60 литров сырой нефти.
— Как же надо давить этот камень, чтобы из него потекла нефть?
— Земля сама помогает. Там же внутри — сильнейшее пластовое давление. Когда мы вскрываем пористый нефтеносный пласт, то за счет создания депрессии песчаник начинает отдавать заключенную в нем нефть. Такое объяснение процесса, конечно, очень примитивно. Чтобы более-менее четко объяснить механизм извлечения нефти, понадобится, по крайней мере, часа два и еще масса наглядного материала — таблиц, рисунков.
. Этот пористый песчаник, разумеется, остается на прежнем месте. А поскольку природа не терпит пустоты, место нефти в нем занимает находящаяся под землей вода. Всю нефть из пласта при эксплуатации извлечь невозможно — именно потому, что ее место в пористой структуре песчаника очень быстро занимают подземные воды.
Когда пишут, что землетрясение у нас могло произойти из-за добычи нефти — дескать, в платформе, на которой стоит Калининградская область, появляются пустоты, спровоцировавшие движение пластов, мне смешно. Ведь так рассуждать могут только люди, не имеющие элементарного понятия о специфике нефтедобычи, или специально искажающие факты в угоду нужной версии.
Сергей Алексеевич Ураскин родился в 1956 году в городе Дербенте Дагестанской ССР. После окончания института нефти и химии в Баку по специальности «геология и разведка нефтяных и газовых месторождений» молодой горный инженер работал в Башкирии. В Калининграде живет и трудится с 1982 года. На его счету — не один десяток открытых нефтяных месторождений на территории региона, в том числе морских. Через год отметит 20-летие работы в должности главного геолога морского управления буровых работ 000 «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть».
Источник
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. Об этом мы поговорим попозже.
Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры 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.
Рисунок 13.2.
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
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