Газлифтный способ добычи нефти что это

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

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