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
«Фонтан» дает только 4% от добычи нефти. Рассказываем, как добывают остальное
Нефть – это жидкое полезное ископаемое, состоящее из углеводородных соединений. Находится в порах и трещинах горной породы в ловушках между пластами непроницаемой глины. Глубина скважин колеблется от десятков метров до нескольких километров.
В зависимости от химического состава делится на несколько классов. Стандартом для образования цены служит нефть сортов WTI, Light Sweet и Brent (для рынков Европы и стран ОПЕК). Из легких сортов получают очищенное топливо, а тяжелые идут на изготовление гудрона, мазута и битума. Последние менее требовательны к содержанию примесей и удельному количеству темных тяжелых фракций.
Основные методы добычи нефти
Метод добычи нефти выбирается с учетом исходного давления в пласте и способов, необходимых для его поддержания. Основными методами являются фонтанный и механический. При выборе того или иного метода определяется экономическая целесообразность проекта.
Фонтанный метод добычи нефти включает в себя три последовательных этапа: первичный, вторичный и третичный.
- Первичный : подъем нефти происходит под действием пластового давления (потенциальной энергии жидкости и газа, выделяющихся из нефти). Коэффициент извлечения нефти (КИН) достигает 4%.
- Вторичный : для обеспечения необходимого количества энергии в пласты вводятся жидкие и газообразные агенты.
- Третичный . Применяются способы для повышения нефтеотдачи. Наиболее распространенным из них является вытеснение нефти перегретым паром. Пар нагнетают с поверхности в пласты с низкой температурой. С повышением температуры вязкость нефти и ее плотность снижаются, что обеспечивает более легкий ее подъем на поверхность. КИН может достигать 60%.
Еще один метод – газлифт. В скважину закачивается газ, под давлением которого нефть выходит на поверхность. КИН может достигать 40%. При этом происходит обводнение нефти, что требует затрат на ее очистку.
Механические методы
Когда процесс фонтанирования завершен и давление в пласте не позволяет нефти выйти на поверхность, то для ее извлечения используются специальные насосы.
Сырую нефть качают с помощью насосов различной конструкции. После этого добытое сырье очищают от попутных газов и воды. Практически все компоненты при очищении поступают на дальнейшую переработку.
- Штанговый глубинный насос . В скважину опускают трубы, внутри которых установлен цилиндр, всасывающий клапан и плунжер. Станок-качалка двигает своей головой вверх-вниз, приводя в движение штангу. Штанга при движении вверх увлекает за собой насос, а при движении вниз насос опускается, тем самым создается дополнительное давление.
- Электроцентробежный насос . Работает напрямую от электричества. Внутри насоса крутятся рабочие колеса с прорезями и создают дополнительное давление. Центробежные насосы наиболее эффективно используются на старых месторождениях с большим содержанием воды в скважине.
Наибольшее распространение в России получили установки с центробежными электронасосами.
Нефть на морском шельфе
Выбор технологии добычи зависит от глубины скважины и ее удаленности от побережья. На небольших глубинах используют стационарные платформы. При глубине около 100 метров применяют плавучие платформы с опорами. На более глубоких участках работают полупогружные буровые установки. На экстремальных глубинах – буровые суда.
После окончания процесса бурения на дно устанавливается многотонная система, которая предотвращает утечку добываемого сырья в открытые воды. Подъем нефти на поверхность производится при помощи системы гибких шлангов.
Большая часть затрат приходится на монтаж и обслуживание морской буровой нефтяной платформы.
Добыча сланцевой нефти
Сланцевая нефть – это нефть из низкопроницаемых коллекторов, таких как сланцы, плотные песчаники, известняки, которые располагаются ниже, чем ловушки с обычной нефтью.
Основные способы добычи:
- разделение извлеченной нефтеносной породы на фракции в специальных установках;
- бурение горизонтальных скважин , в которые под давлением подается вода. В результате этого происходит гидроразрыв пласта. В нефтеносной породе образуются трещины, и выделяемый газ направляется вверх. Этот способ применяется при залегании нефтеносной породы на больших глубинах.
Методы добычи сланцевой нефти – более дорогостоящие, чем традиционные: механический и фонтанный. Экологическими последствиями этой технологии эксперты называют проседание грунта, вызывающее сейсмическую активность. Присутствует риск выброса метана и радиоактивных веществ при бурении, загрязнения грунтовых вод и почвы.
Добыча битуминозной нефти
Битуминозными породами считаются песчаники, в которых находится вязкая и тяжелая нефть.
Самый распространенный способ добычи битуминозной нефти – это обработка песчаной породы горячей водой непосредственно в карьерах. Это позволяет отделить нефть от песка.
Следующий способ – парогравитационный дренаж. Бурят парные горизонтальные скважины с разницей в 5 м и в них закачивают пар.
Применяют и «холодные» способы добычи, когда вместо пара в пласт битуминозной породы закачивают растворитель. Новейшей технологией стало применение в качестве растворителя подогретого природного газа (пропана).
Главный недостаток битумной нефти – большие затраты на ее добычу, в несколько раз превышающие затраты при добыче обычной нефти.
В разных странах стоимость добычи нефти существенно различается. На этот показатель влияют глубина залежей, климатические условия, уровень инфраструктуры, технологии добычи, экологические требования.
Источник