Эрлифтный способ добычи нефти

Газлифтный способ добычи нефти: описание и характеристика

Группа эрлифтных методов добычи углеводородов на нефтегазовых месторождениях давно используется отечественной промышленностью как альтернатива фонтанной разработки скважин. Данная технология в определенных условиях применения обеспечивает существенные преимущества экономического и технического характера, но также требует и подключения дополнительных ресурсов. Оптимальным решением в большинстве случаев становится газлифтный способ добычи нефти, при котором в качестве активной среды подъема используется газовая смесь. Такое решение оправдывает себя благодаря высокой производительности, но и накладывает дополнительные организационные требования в плане безопасности. По этой причине метод используют по большей части крупные организации, располагающие достаточной ресурсной базой.

Общая характеристика газлифтного способа добычи нефти

Принципы эрлифта, то есть технологии подъема скважинных ресурсов подземного месторождения впервые стали использоваться в конце 18 века. Появление идеи этого способа было обусловлена бурным развитием технологий горной разработки, однако еще долгое время ее полноценное использование ограничивалось отсутствием достаточно развитого компрессорного оборудования. Автор газлифтного способа добычи нефти – немецкий инженер Карл Лошер, выдвинувший общую схему подъема ресурсов при помощи энергии воздушных смесей. В дальнейшем методика не раз подвергалась оптимизации, модернизации и улучшению в отдельных аспектах эксплуатации. Практическое использование эрлифта в промышленном масштабе с созданием теоретической базы для его технической реализации началось лишь в 20 веке. На нефтяных месторождениях первый опыт применения газлифта приходится аж на 1985 год.

В наше время применение технологии газлифта оправдывает себя в основном на скважинах с высоким дебитом. Также в условиях высокого содержания примесей газлифт оказывается наиболее экономичным решением подъема ресурса на поверхность. Это касается в первую очередь нефтяных смесей, которые содержат соли, смолы и парафины, которые затрудняют подъем масс. Относительно сравнения с эрлифтом как таковым можно говорить, что газлифтный способ добычи нефти – это продолжение общей технологии искусственного подъема жидкостей. Только если при классическом эрлифте в качестве активной среды применяется воздушная смесь, то газлифт задействует углеродосодержащие вещества. По этой причине одной из ключевых эксплуатационных характеристик технологии считают удельный расход газа. В расчетах себестоимости применения газлифта энергетические затраты на содержание и подачу газовых смесей составляют порядка 30% от общей стоимости проектов.

Область применения газлифтного способа добычи нефти

Высокодебитная скважина с высокими показателями забойного давления – целевое место для внедрения газлифта. Такие месторождения являются благоприятной средой для организации эрлифтного подъема в принципе. Но практика ограничения фонтанных способов добычи нефти также определяет и ряд условий, при которых газлифт становится единственно возможным методом работы на скважине. По крайней мере, общая характеристика газлифтного способа добычи нефти как наиболее приспособленного к динамически неуравновешенным гидротехническим средам позволяет его использовать в забоях с низким давлением насыщения и в песочных скважинах с труднодоступными условиями установки технического обеспечения. К примеру, систему газлифта можно применять в условиях затопляемости, на болотистой местности или при наличии риска паводка. Показатели давления, к слову, можно выравнивать искусственно посредством компрессорного оборудования – подъем хоть и зависит от скважинных показателей энергии газа, но его вполне можно отрегулировать под текущие нужды.

С другой стороны, если не предполагается централизованное снабжение техническими и газовыми материалами с обеспечением высокого уровня механизации производственного процесса, то лучше использовать традиционную фонтанную схему добычи. Как и в случае с эрлифтом, газлифтный способ добычи нефти – это продолжение технологии фонтанного метода, но в дополненном варианте исполнения. Именно технологическое расширение добывающей инфраструктуры не позволяет применять данный метод на мелких скважинах, эксплуатация которых рассчитывается на небольшие периоды.

Технологический процесс добычи

После разработки скважины формируется конструкционная основа оголовка на поверхности, которая в дальнейшем выступает площадкой для организации основных рабочих процессов. В нише ствола скважины организуется замкнутый тоннель с камерами и переходными узлами-клапанами, выполняющими функцию регулятора движения ресурса. Перемещение добываемой жидкости вверх по каналу – основной эксплуатационный процесс, который поддерживается газифицированной в забое средой. Для обеспечения газификации вниз параллельно каналу по изолированному контуру опускается камера с форсункой подачи активной смеси. Собственно, принцип газлифтного способа добычи нефти сводится к направлению газа в жидкостную среду целевого ресурса, после чего должен происходить процесс подъема. Важно отметить, что само по себе обогащение газовоздушными смесями не обеспечивает подъем жидкости. Для этой операции служат специальные насосы. Сила подъема зависит и от степени газификации, и от мощности насоса, причем оба фактора влияния поддаются корректировке. Для комплексного управления показателями давления в контуре служит компрессорная установка, расположенная на поверхности.

Интенсивность добычи ресурса может контролироваться ручной механикой или автоматическими системами с электронными датчиками. Рабочие параметры устанавливаются в соответствии с возможностями приемного оборудования. Особенностью газлифтного метода добычи нефти является и специальная обработка после извлечения ресурса. Поскольку жидкость поднимается вместе с газовой смесью, требуется специальная сепарация, после которой уже очищенная нефть направляется в специальный отстойник. Более того, поскольку газлифт часто применяют в условиях повышенного шламового загрязнения, может потребоваться и многоступенчатая грубая фильтрация перед тем, как ресурс поступит в резервуар временного хранения.

Применяемое оборудование

Всю техническую инфраструктуру формирует две группы оборудования – универсальные устройства и приспособления для организации процессов обслуживания скважины и специальные установки, которые применяются в эксплуатации газлифта. В первую группу можно включить насосное циркуляционное оборудование, обсадную оснастку, крепежную фурнитуру, металлические трубы для перекачки и т.д. Как правило, на этом оснащении строится работа и фонтанного, и газлифтного способов добычи нефти с незначительными конструкционными различиями.

Что касается специальных технических элементов для реализации подъема нефти на газовой энергии, то к ним относятся следующие:

• Компрессор. Установка для поддержания оптимального давления путем нагнетания сжатого воздуха. Преимущественно используются промышленные высокомощные агрегаты, способные регулировать параметры рабочей величины в широких диапазонах.
• Камера газлифта. Можно сказать, сердцевина инфраструктуры для газлифтной добычи нефти, в которой происходят основные процессы направления перетока, распределения и подачи газовоздушных смесей. Это металлическая конструкция с патрубками и отводными каналами, работа которой регулируется запорной арматурой.
• Клапаны. В данной системе клапан выполняет не просто функцию блокировщика циркуляции жидкостной среды, а именно выступает регулятором перетоков. Клапаны газлифта используются на разных уровнях ствола, что позволяет точнее регулировать интенсивность добычи. Главной конструкционной особенностью таких клапанов можно назвать наличие чувствительных элементов, которые с высокой точностью фиксируют показатели давления и меняют свое состояние в зависимости от силы воздействия на контрольном участке.

Газлифтный подъемник

В данном случае понятие подъемника отражает комплексную инфраструктуру газлифта, погруженного в скважину. В его принципиальной схеме содержится два канала – для закачки газа и для подъема целевого жидкостного ресурса. Оба канала организуются с помощью металлических труб, однако они не обязательно должны стыковаться между собой по параллели. Более того, иногда предусматривается угловое направление трубы, подающей газ, что обуславливается спецификой подключения насосного агрегата. Конфигурация размещения труб зависит от того, в каких условиях организуется газлифтный способ добычи нефти. Фото, представленное ниже, иллюстрирует современную технологию применения комбинированной колонны закачки и подъема ресурса в одном контуре диаметром от 90 до 140 мм. При этом независимо от конфигурации направления каналов, и с верхней части у оголовка, и в нижней области башмака по возможности обеспечивается жесткая фиксация конструкции. В трубах могут предусматриваться и технологические отверстия (перфорация) для выпуска песка и других инородных частиц.

Эксплуатация газлифта без компрессора

Подача газа и регуляция показателей давления в принципе не обязательно должна выполняться при поддержке компрессорного оборудования. Если месторождения газа и нефти находятся в пределах одной эксплуатируемой площадки, то внутрискважинный газлифт может быть организован на собственной энергетической поддержке без компрессора. Но и в этом случае технологии фонтанной и газлифтной добычи нефти будут расходиться, поскольку исключение регуляции сжатым воздухом со стороны не исключает управление показателями давления от природного газа. Более того, в таких условиях возможно проведение внутрискважинной сушки и предварительной очистке ресурса, что удешевляет технологический процесс.

Средства управления процессом газлифта

В первую очередь стоит подчеркнуть, что газлифт требует применения широкого списка измерительных устройств, которые позволяют держать под контролем важные рабочие показатели. В их числе давление, температура, влажность и расход газа. Непосредственно управление добычей нефти при газлифтном способе осуществляется с помощью вышеупомянутых клапанов и запорной арматуры с приводными системами, работающими от генераторов на поверхности. Более развитые установки работают под управлением автоматических средств контроля, без участия операторов регулируя параметры газификации и скорости подъема ресурсов.

Преимущества технологии

В отношении технической реализации метод достаточно трудоемкий и затратный, но у него есть целый ряд положительных свойств, оправдывающих его применение:

• Высокая производительность.
• Широкие возможности конструкционной подстройки под внешние условия эксплуатации и параметры скважины.
• Надежность и безопасность процесса добычи.
• Эксплуатационная гибкость. В этом свойстве отражаются и преимущества, и недостатки газлифтного способа добычи нефти, которые проявляются в разных аспектах его применения. Например, с точки зрения квалифицированного оператора, сам процесс управления достаточно простой и практически не требующих физических усилий. Но, персонал технического обслуживания имеет дело со сложной техникой, которая требует больших трудовых и финансовых затрат при содержании.
• Большая часть ответственного оборудования размещается на поверхности.
• Универсальность способа.

Недостатки технологии

Все же этот метод нельзя назвать оптимально подходящим для всех месторождений, если брать в расчет совокупность эксплуатационных факторов, а также экологические и экономические аспекты. К негативным сторонам применения газлифтного способа добычи нефти относятся:

• Высокие расходы энергетических ресурсов. Речь идет и о закачке газа в промышленных объемах, и о затратах топлива для генераторов, обеспечивающих функции насосного оборудования с компрессорами.
• Вложения могут не соответствовать ценности извлеченных нефтегазовых материалов – особенно с учетом затрат на дополнительные процессы технологической очистки и сепарации.
• По мере эксплуатации крупных месторождений объемы добычи снижаются, при этом уровень организационно-технического обеспечения должен оставаться прежним.

Заключение

Опыт работы нефтегазовых добывающих компаний показывает, что порядка половины расходов на проекты разработки и эксплуатации месторождений приходится на организацию технической инфраструктуры с поддержкой дополнительных рабочих процессов. Казалось бы, тенденции развития отрасли должны двигать прогресс в сторону конструкционной оптимизации подобных мероприятий, однако метод газлифта доказывает обратное. Как и предполагал автор газлифтного способа добычи нефти Карл Лошер, подключение вспомогательных источников энергии при подъеме снижает энергозатратность рабочей операции, но не организации мероприятия в целом. Во всяком случае, оборудование для колонны подъемника не столько дает пользу в виде подключения канала газификации, сколько открывает более широкие возможности в управлении параметрами процесса добычи. И в этом преимуществе как раз заключается перспектива развития газлифта как способа, который может расширить возможности объединения нескольких пластов разработки в один объект добычи высокой мощности.

Источник

Как добывают нефть

Недавно прочитал сообщение, что мэр Москвы Сергей Собянин открыл Музей нефти на Сретенском бульваре. «В Москве нет нефтяных вышек, нефтяных месторождений, но у нас есть огромные отряды людей, которые двигают академическую науку, прикладную, образование, которое работает в значительной части на нефтяную отрасль страны, делая ее передовой», — подчеркнул на открытии мэр Москвы Сергей Собянин.

Молодец, Сергей Семёнович. И дело хорошее сделал – музей открыл, и слова хорошие сказал, вот только несмотря на то, что долгое время проработал на руководящих должностях в нефтедобывающих регионах, немного ошибся с терминологией. «Нефтяных вышек» нет не только в Москве, их нет нигде в мире. Есть буровые вышки (см. фото вверху), являющиеся частью буровых установок, а нефтяных нет. А что же тогда есть?

А вот о том, какими способами и с помощью какого оборудования добывают нефть в России и мире я и постараюсь максимально доступным языком рассказать и наглядно показать в своей статье. (На фотографии вверху — буровая площадка в окрестностях Нарьян-Мара. Снимок не очень качественный, поскольку сделан автором через иллюминатор вертолёта).

Начну с того, что нефть добывают из скважин. Скважина – это цилиндрическая горная выработка (отверстие в земле), незначительного диаметра и большой глубины, предназначенная для подъёма жидкости (вода, нефть) или газа на поверхность.

Диаметр нефтяных скважин, как правило, ступенчато уменьшается от устья (выход скважины на поверхность) до забоя (дно скважины). Диаметр скважин начинается от 40 мм и редко бывает больше 900 мм. Средняя глубина нефтедобывающих скважин в России 2500 м. В скважины спускают специальные трубы, называемые обсадными, чтобы предохранить стенки скважин от обрушения.

В зависимости от геологических условий нефтяного месторождения бурят различные типы скважин:

Длиной скважины называется расстояние между устьем и забоем, измеряемое по оси ствола. Глубиной является проекция длины скважины на её вертикальную ось. Для вертикальных скважин эти значения одинаковы, а вот для наклонно-направленных и горизонтальных – различаются.

Нефтяные скважины бурят как на суше, так и на море, но сегодня мы бурения касаться не будем, а перейдём сразу к способам добычи нефти или, как выражаются нефтедобытчики, к способам эксплуатации скважин.

В настоящее время применяются только два основных способа эксплуатации скважин:

• фонтанный (когда нефть извлекается из скважины самоизливом) и
• механизированный (который, в свою очередь, подразделяется на газлифтный и насосный).

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин, в первую очередь, зависит от величины пластового давления и глубины залегания продуктивного (т.е. нефтеносного) пласта. Кроме того, на выбор способа эксплуатации может влиять состав нефти, степень её обводненности (т.е. % содержания воды), напор жидкости в стволе скважины и ряд других факторов.

Фонтанный способ добычи нефти

Данный способ применяется при высоком пластовом давлении. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам (НКТ) за счет энергии пласта. Фонтанирование может происходить за счёт гидростатического напора (очень редко) или за счет энергии расширяющегося газа (в большинстве случаев, поскольку находящийся вместе с нефтью в пласте газ играет главную роль в фонтанировании скважины).

К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем, что не требует применения дорогостоящего нефтедобывающего оборудования, позволяя тем самым сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании.

Оборудование любой скважины, включая фонтанную, должно обеспечивать добычу продукции в заданном режиме и безопасное проведение всех необходимых технологических операций. Оно подразделяется на скважинное (подземное) и устьевое (наземное).
Для фонтанного способа добычи нефти требуется технологически простое наземное и подземное оборудование.

Из подземного оборудования в скважину спускают НКТ с воронкой на конце для удобства спуска-подъёма исследовательских приборов. Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб длиной 5 – 10 м, соединённых между собой резьбовыми муфтами. Диаметр НКТ варьируется от 27 мм до 114 мм, толщина стенки от 3 мм до 7 мм. НКТ – основной рабочий инструмент при эксплуатации скважин. Эксплуатационная обсадная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья, и больше не поднимается на поверхность, поэтому все подземные операции выполняются с помощью НКТ: подъём скважинной жидкости на поверхность, ремонтные и промывочные работы и т.д.

В качестве наземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура (ФА). ФА предназначена для подвески колонны НКТ, герметизации межтрубного (затрубного) пространства, для эксплуатации, регулирования режима работы и ремонта скважины, а также для направления продукции скважины в выкидную линию (т.е. трубу по которой нефть поступает из скважины к замерной установке).

Обслуживают скважины операторы добычи нефти и газа

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений. По завершению процесса фонтанирования, на скважине начинают применять механизированные методы добычи.

Газлифтный способ добычи нефти

Газлифт является одним из механизированных способов добычи нефти и логическим продолжением фонтанного способа и, в принципе, мало чем от него отличается. При его использовании нефть поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья. На этот способ переходят тогда, когда энергии пласта становится недостаточно для выталкивания нефти, поэтому её подъем начинают осуществлять с помощью подкачки в пласт сжатого газа.

Для сжатия газа используют компрессоры высокого давления. Этот способ называют компрессорным. Бескомпрессорный способ газлифта осуществляют методом подачи в пласт газа, уже находящегося под высоким давлением. Такой газ подводят с ближайшего месторождения.

Несмотря на то, что данный способ отличает простота обслуживания скважин, и он максимально удобен для подъема больших объемов нефти с высоким содержанием газа, он становится всё менее востребованным из-за того, что требует больших затрат на строительство компрессорных станций и газопроводов высокого давления. В настоящее время газлифтным способом добывается не более 5% нефти в России.

В этом ролике (4 минуты) от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показаны технологии, применяемые при газлифтной добыче нефти:

Насосные способы добычи нефти

К насосным способам механизированной добычи нефти относят, как несложно догадаться, добычу нефти при помощи различных видов насосных установок. Обратите внимание, что речь идёт именно об «установках», поскольку кроме, собственно, насоса необходимо и другое погружное (т.е. монтируемое в скважине) и наземное оборудование.

В настоящее время для добычи нефти применяются различные скважинные насосные установки:

1. установка штангового глубинного насоса (УШГН) или скважинная штанговая насосная установка (СШНУ)
2. установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)
3. установка электроприводного винтового насоса (УЭВН)
4. установка электроприводного лопастного насоса (УЭЛН)
5. различные виды скважинных гидропоршневых насосных установок (ГПНА):

• струйные
• гидроимпульсные
• турбонасосные
• вибрационные.

В рамках данной статьи мы рассмотрим только первые три, как самые распространённые.

Добыча нефти при помощи установки штангового глубинного насоса (УШГН)

Да, да, да. Это именно та самая, всем известная «качалка», фотографию которой наиболее часто используют, когда говорят о нефтедобыче. Это обусловлено, с одной стороны, тем, что УШГН – самый старый и наиболее распространенный в мире вид механизированной эксплуатации нефтяных скважин, а, с другой стороны, тем, что это наиболее «фактурное» нефтедобывающее оборудование.

Для понимания распространённости. Во всем мире сейчас находится в эксплуатации около 2 миллионов нефтяных скважин. УШГН оснащены примерно 750 000 из более чем 1 миллиона скважин, где применяют тот или иной способ механизированной добычи.

УШГН действует по принципу поршневого устройства: при помощи возвратно-поступательных движений наземного привода через колонну насосных штанг глубинный насос поднимает нефть к поверхности. Станок-качалка приводится в движение при помощи электрического двигателя через клиноременную передачу. Также применяются и другие типы приводов для ШГН: цепной привод, гидравлический привод, длинноходовой привод, но назначение у всех одно – привести в движение колонну штанг, обеспечив работу глубинного насоса.

Из всех просмотренных мной на youtube роликов про принцип работы УШГН (на русском языке), именно этот показался мне наиболее предпочтительным с точки зрения доступности, полноты изложения, визуализации и длительности (5 минут):

Добыча нефти при помощи установки электрического центробежного насоса (УЭЦН)

На фотографии вверху видна фонтанная арматура скважины, оснащённой УЭЦН. Сначала объясню, для чего нужны УЭЦН, если есть «качалки». Дело в том, что у УШГН (СШНУ) есть много недостатков, которых лишены УЭЦН, а именно:

• невозможность эксплуатации высокодебитных скважин, т.е. скважин, дающих большие объёмы нефти;
• низкая эффективность добычи нефти с большим содержанием воды;
• громоздкое и металлоёмкое наземное оборудование;
• высокая вероятность обрыва насосных штанг (особенно в наклонных и горизонтальных скважинах).

По статистике, доля скважин в России, оборудованных УШГН,— 34%. На УЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью УЭЦН, что говорит о большей эффективности именно этого способа.

Основные компоненты УЭЦН:

• электроцентробежный насос (ЭЦН)
• погружной электродвигатель
• гидрозащита (протектор)
• газосепаратор (опционально)
• кабельная линия
• наземная станция управления (СУ)

Погружной электроцентробежный насос внешне ничем не отличается от трубы, но внутренняя полость такой трубы (т.е. корпуса насоса) содержит большое количество сложных в изготовлении деталей. (См. рисунок ниже. Изображение взято с сайта компании «Новомет»)

ЭЦН приводится в действие с помощью электродвигателя, расположенного в скважине (поэтому он и называется «погружным»). Подвод электроэнергии к нему осуществляется по погружному бронированному кабелю. Электродвигатель может быть асинхронным (магнитное поле создается статором двигателя) или вентильным (магнитное поле создается постоянными магнитами, находящимися в роторе двигателя), который имеет более высокий КПД. Управление погружной установкой производится через станцию управления (СУ). Применяются СУ прямого пуска, а также СУ с возможностью регулирования частоты вращения погружного электродвигателя.

В этом кратком (1 минута) ролике от компании Weatherford очень наглядно (и, главное, без единого слова), показан принцип работы УЭЦН:

Для вашего удобства, привожу перевод терминов, использованных в ролике:

Electric Submersible Pumping System — установка электрического центробежного насоса (УЭЦН)
Motor — погружной электродвигатель
Seal — гидрозащита
Gas Separator — газосепаратор
Submersible Pump – погружной электроцентробежный насос (ЭЦН)
Gas — газ
Oil – нефть

Добыча нефти при помощи установки электроприводного винтового насоса (УЭВН)

Винтовой насос – это насос объёмного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта. При вращении винт (ротор) и его обойма (статор) образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приёма насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Существует два варианта применения винтовых насосов для добычи нефти.
При первом (как на картинке вверху), который получил наибольшее распространение, электродвигатель и редуктор монтируются на устье скважины и связаны между собой ременной передачей. Обойма винтового насоса спускается в скважину на НКТ, а винт крепится к штангам, которые вращаются электродвигателем через редуктор.

При втором варианте (набирает популярность), схема установки УЭВН аналогична УЭЦН, т.е. винтовой насос приводится в действие погружным электродвигателем, который передаёт крутящий момент напрямую на вал винтового насоса через протектор. Благодаря приводу от погружного электродвигателя, в такой установке не применяются насосные штанги и редуктор, являющийся самым ненадёжным и дорогостоящим компонентом традиционной УЭВН.

УЭВН применяются, главным образом, в скважинах с высоковязкой нефтью.

В этом ролике от компании Weatherford «Progressing Cavity Pumping System» показан принцип работы УЭВН (достаточно посмотреть первые 2 мин.):

Источник