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
Добыча газа фонтанным способом
01.04.2016 23:41 — дата обновления страницы
Основы нефтяной и газовой промышленности
e-mail:
office@matrixplus.ru tender@matrixplus.ru
icq:
613603564
skype:
matrixplus2012
телефон
+79173107414 +79173107418
г. С аратов
Полезные ссылки
поддержка проекта: разместите на своей странице нашу кнопку! И мы разместим на нашей странице Вашу кнопку или ссылку. Заявку прислать на e-mail
Liveinternet
Методы добычи газа и газового конденсата
В зависимости от состава продукции, получаемой из газовых скважин, газовые месторождения разделяют на две группы: чисто газовые месторождения и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (именуемый в дальнейшем природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода — метана (94-98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые меторождения встречаются редко. Примерами чисто газовых месторождений являются Северо-Ставропольское, Уренгойское и Медвежье (всеноманских отложениях). В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды этого ряда (от пентана и далее). При этом содержание метана в газе снижается до 70-90 % по объему. Более тяжелые, чем метан, углеводороды при изменении пластового давления переходят в жидкое состояние (конденсируются), образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (например, Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. Кроме того, на ряде месторождений вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия).
Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.
Следует отметить, что добычу газа ведут из одного продуктивного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения).
Для обеспечения нормальных условий эксплуатации газовых скважин и обеспечения оптимального дебита этих скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважины на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоком газа обеспечивается в том случае, если скорость восх0дяидего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.
Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструк-циЯ газовой скважины практически аналогичны описанным нефтяным скважинам.
Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата (на газоконденсатных месторождениях). Решение этой основной задачи эксплуатации газовых скважин во многом зависит от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.
При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта, т.е. при выходе из призабойной зоны пласта большого количества песка, на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважины. При равенстве про-ницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважины составляет всего 5 % дебита газа незасоренной скважины. Даже если проницаемость песчаной пробки будет в 10 раз больше, чем у продуктивного пласта, то и в этом случае дебит скважины не превысит 10 % дебита незасоренной скважины. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины; наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины. В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Первые два вида фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1,5-2 мм или с продолговатыми отверстиями типа щелей. Проволочные фильтры — это отрезки труб с крупными круглыми отверстиями, обмотанные проволокой с малым шагом навивки. Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, кар-бамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляет ся из них при освоении скважины. Для удаления песчаных пробок при меняют также промывку скважины.
При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды с забойной зоны скважины. В процессе эксплуатации обводненных газовых скважин приме няют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор того или иного метода удаления влаги из газовых скважин зависит от большого, числа факторов, к которым относят геолого-промысловую характеристику данного месторождения, конструкцию скважины, объемы воды, причины ее попадания в скважину, стадию разработки газового месторождения. Так, например, при малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах — одного из непрерывных методов. Наиболее широко применяют на практике относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ — пенообразователей. В качестве пенообразователей широко используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) — сильные пенообразователи — сульфанол, синтетические моющие порошки («Кристалл», «Луч») и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа.
Если газовая скважина эксплуатируется на месторождениях с кислыми газами, содержащими большое количество сероводорода и углекислого газа, то главное — это защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование с помощью веществ — ингибиторов коррозии; применение для оборудования легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов; применение коррозионно-стойких неметаллических и металлических покрытий; использование электрохимических методов защиты от коррозии; использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.
Наибольшее распространение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы, т.е. вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается. В практике эксплуатации газовых скважин применяют различные схемы ввода ингибиторов: инжекцию ингибиторов в межтрубное пространство; закачку ингибиторов непосредственно в пласт, введение ингибиторов в твердом состоянии. В межтрубное пространство ингибитор инжектируют с помощью специальной ингибиторной установки. Ингибитор в строго дозированном количестве под действием силы тяжести постоянно подается в межтрубное пространство, поступает на забой скважины и потоком газа по фонтанным трубам выносится на поверхность. Наличие в потоке газа с агрессивными компонентами ингибитора позволяет снизить скорость коррозии и заметно ослабить ее опасные последствия. Для борьбы с сероводородной коррозией эффективно вводить ингибиторы непосредственно в пласт. Ингибиторы в пласты закачивают с помощью цементировочных агрегатов под давлением один раз за время от 3 до 12 мес. Однако при закачке ингибиторов непосредственно в пласты необходимо принимать меры, предотвращающие загрязнение капиллярных каналов пласта.
Легированные коррозионно-стойкие стали используют для изготовления внутрискважинного оборудования (пакеры, циркуляционные и предохранительные клапаны и др.). В отдельных случаях для фонтанных и обсадных труб применяют алюминиевые сплавы — дюралюмины Д16Т, Д16АТ, хромистые нержавеющие стали марок 2X13, 1X13, Х13, Х9М, Х8.
При протекторной защите фонтанных и обсадных труб последние контактируют с пластинами из более электроотрицательных металлов (магния, цинка). В этом случае коррозионному разрушению подвергаются не стальные трубы, а более отрицательные металлы анода. Если для защиты труб и оборудования применяют катодную защиту, то от источника постоянного тока (катодной станции на трубы или оборудование подают отрицательный потенциал, а на рядом расположенный отрезок трубы (анод) — положительный потенциал, что приводит к разрушению анода и к сохранению без разрушения катода, т.е. металла труб или оборудования.
В практике эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений, как уже было сказано, встречаются однопластовые и многопластовые месторождения. Эксплуатацию многопластовых газовых или газоконденсатных месторождений можно вести двумя способами. При первом способе для извлечения газа из продуктивных пластов на каждый пласт пробуривают свои скважины, что приводит к значительному увеличению числа скважин и повышению капитальных затрат для разработки такого месторождения. При втором способе извлечение газа и газового конденсата из двух или более пластов выполняют одной скважиной. При этом значительно сокращается число скважин, а следовательно, и капитальные затраты и увеличивается дебит каждой скважины. При эксплуатации многопластовых месторождений одной скважиной наиболее часто применяют раздельный отбор газа из каждого пласта с использованием различных схем. Обязательным для любой из схем является применение пакеров. Пакер — это разделитель или разобщитель пластов. Уплотнение в пакере создают за счет применения уплотнительных колец из резины или фторопласта. Пакер закрепляют на резьбе между фонтанными трубами и вместе с колонной фонтанных труб опускают в скважину, оснащенную обсадными трубами. При раздельной эксплуатации применяют как одну, так и несколько колонн фонтанных труб, соответствующих числу пластов. Возможна эксплуатация нескольких пластов одной скважиной и без разделения пластов, когда газ из всех пластов поступает в скважину, перемешивается и по фонтанным трубам выходит на поверхность. Однако в этом случае невозможно контролировать и регулировать разработку отдельных пластов.
широкого применения для дезинфекции на объектах железнодорожного транспорта, пищевой промышленности, ЛПУ, ветеринарного надзора
Моющие средства
для железнодорожного транспорта, сертифицированные ВНИИЖТ- «Фаворит К» и «Фаворит Щ», внутренняя и наружная замывка вагонов.
