 |
6.2. Добыча нефти. Фонтанный способ добычи нефти.
|
|
|
|
6. 2. Добыча нефти
Цель нефтеразведки — выявление, геолого-экономическая оценка и подготовка к разработке промышленных залежей нефти и газа. Нефтеразведка производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ, выполняемых в рациональном сочетании и последовательности. Процесс геологоразведочных работ на нефть и газ подразделяется на два этапа: поисковый и разведочный.
Поисковый этап включает три стадии: региональные геолого-геофизические работы, подготовка площадей к глубокому поисковому бурению и поиски месторождений.
Разведочный этап — завершающий в геологоразведочном процессе. Основная цель этого этапа — подготовка месторождения к разработке. В процессе разведки должны быть оконтурены залежи, определены литология, состав, мощность, нефтегазонасыщенность, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, изучены изменения этих параметров по площади, исследованы физико-химические свойства нефти газа и воды, установлена продуктивность скважин. Количество разведочных скважин и расстояния между ними зависят от типа разведуемой структуры, её размера и степени неоднородности нефтегазоносных пород. По завершению разведочных работ подсчитываются промышленные запасы и даются рекомендации о вводе месторождения в разработку.
Разработка нефтегазовых месторождения. Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (нефти., воды) и газа в пластах к добывающим скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт, при этом нагнетаемая в пласт вода вытесняет нефть, тем самым обеспечивая ее перемещение к добывающей скважине.
|
|
|
Вытеснение нефти водой при разработке залежей успешно применяется для нефти с небольшой вязкостью. При больших вязкостях коэффициента нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма нефти увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении нефти водой около половины геологических запасов нефти остаётся в недрах.
В связи с этим ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём следующих решений:
- Улучшают отмывающую и вытесняющую способность нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок — поверхностно-активных веществ, углекислоты.
- Изменяют неблагоприятное соотношение вязкости нефти и вытесняющей ее воды:
а) за счет использования веществ повышающих вязкость воды;
б) за счет понижения вязкости нефти. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара)
- Повышают нефтеотдачу путём вытеснения нефти растворителями и системами, растворимыми одновременно в нефти и в воде.
- При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.
Эксплуатация нефтяных скважин . Извлечение нефти из скважин может производиться либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии (то есть если внутрипластовое давление велико), либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости.
Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи.
|
|
|
Фонтанный способ добычи нефти.
Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Таким способ подъема нефти получил название фонтанного.
Скважина, эксплуатирующаяся таким способом, оборудуется лифтовой колонной труб и фонтанной арматурой, а также в некоторых случаях пакерами (устройствами, предназначенными для разобщения отдельных участков скважины) и автоматическими или управляемыми клапанами-отсекателями для предотвращения аварийного фонтанирования. Лифтовая колонна может быть оснащена пусковыми муфтами с отверстиями для аэрирования столба жидкости, а также клапанами для освоения скважины, ввода химических реагентов (ингибиторы коррозии, соле- и парафиноотложения и др. ), циркуляции жидкости и др. оборудованием. Освоение скважин при фонтанной добыче нефти (вызов притока продукции из пласта после бурения или ремонта) производится путём снижения давления столба жидкости в стволе скважины за счёт уменьшения её уровня или плотности.
Эксплуатация фонтанной скважины регулируется с помощью поверхностных и глубинных штуцеров (диафрагм с отверстиями). Чтобы получить меньший дебит, увеличивают устьевое давление, для чего на устье устанавливают штуцер соответствующего диаметра либо уменьшают диаметр лифта, либо (в редких случаях) устанавливают забойный штуцер.
Различают фонтанные скважины с устойчивым постоянным дебитом (свыше 30-50 т/сутки), эксплуатирующиеся постоянно с пульсирующей подачей продукции, и работающие периодически с фазами накопления и подачи продукции. Продукция фонтанной скважины по выкидной линии направляется в ёмкости (газовые сепараторы, трапы), где происходит отделение газа от нефти. При высоком устьевом давлении продукция скважины проходит через систему трапов (большей частью 3 трапа) с постепенным снижением давления. Поддерживая в трапе определённое давление, можно в ряде случаев создавать на устье скважины противодавление и без применения штуцера. Иногда газ, выделяющийся в трапах высокого давления, используется непосредственно для эксплуатации других скважин, уже прекративших фонтанирование (бескомпрессорный способ эксплуатации).
|
|
|
При добыче газа фонтанный способ является основным.
В зависимости от условий разработки, характеристики продуктивного пласта и других факторов геологического, технического и экономического характера, фонтанная добыча нефти может вестись на протяжении всего периода эксплуатации данного месторождения или только его части с последующей заменой её на механизированный способ добычи.
К механизированным способам относятся: газлифтный (эрлифтный) и глубиннонасосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых и винтовых насосов).
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности).
Глубиннонасосный способ .
Принудительный подъем нефти из скважи с помощью насосов является наиболее продолжительным в жизни месторождения. Для глубиннонасосной добычи широко применяются штанговые, электроцентробежные и гидропоршневые насосные установки. Привод для глубиннонасосного оборудования могут быть механическими, электрическими, гидравлическими.
Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН). УШГН представляет собой поршневой насос одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.
Другим механизированным способом, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт. Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена высокими газосодержанием или температурой жидкости, наличием песка, отложениями парафина и солей, а также в кустовых и наклонно направленных скважинах.
|
|
|
Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ (насосно-компрессорных труб), 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 бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт. Периодический газлифт применяется в малопродуктивных скважинах с дебитом менее 50 м3/сутки. Рабочий цикл периодического газлифта состоит из периодов накопления жидкости в скважине и поступления её на поверхность.
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 нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т. п.
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, те. 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 механических примесей (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.
|
|
|
