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
Преимущества и недостатки газлифтного способа эксплуатации нефтяных скважин
Преимущества газлифтного способа:
— все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание;
— простота конструкций оборудования;
— возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны;
— простота регулирования дебита нефти скважины (увеличение или уменьшение подачи газа в скважину);
— возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин;
— простота исследования скважин.
Однако, наряду с преимуществами, газлифтный способ имеет и серьезные недостатки:
— большой расход НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах;
— низкий к.п.д. подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях к.п.д. подъемника часто не превышает 5%);
— большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений;
— большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.
Но большие капитальные вложения на строительство быстро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин быстро снижается и в итоге становится значительно ниже, чем при добыче нефти механизированными способами.
Принцип действия газлифта заключается во введении в продукцию сжатого газа и не отличается от принципа работы фонтанной скважины, за исключением того, что основное количество газа подводится извне, а не выделяется из нефти при понижении давления. Основным источником в этом случае является попутно-добываемый или природный газ.
Различают два принципиальных типа газлифтной эксплуатации:
1. Непрерывный газлифт.
2. Периодический газлифт.
Непрерывный газлифт реализуется тогда, когда продуктивность скважины достаточно высока. В случае низкой продуктивности скважины используется периодический газлифт по двум основным схемам: газлифт с перепускным клапаном и газлифт с камерой накопления.
Классификация газлифтных скважин может быть выполнена по нескольким признакам:
1. По характеру ввода рабочего агента
2. По количеству колонн НКТ
— полуторарядный подъемник (лифт Саундерса).
3. По типу используемой энергии рабочего агента
Бескомпрессорный газлифт осуществляется за счет сжатого газа, отбираемого, например, из газовой залежи и распределяемого по газлифтным скважинам. Если в разрезе нефтяной скважины имеется газовый пропласток (или газовая шапка), то этот газ может использоваться для подъема нефти внутри самой скважины. Такая система называется внутрискважинным газлифтом.
4. По используемому глубинному оборудованию
— система с использованием пусковых и рабочего клапанов;
— система, когда газ вводится в подъемник через башмак НКТ (отсутствуют пусковые и рабочий клапаны).
Однорядный подъемник широко используется при эксплуатации скважин с нормальными условиями (в продукции отсутствуют механические примеси), при хорошем качестве рабочего агента и его подготовки (в газе отсутствуют корродирующие компоненты, механические примеси, низкое влагосодержание). В противном случае при прямой закачке возможна коррозия не только подъемника (который при необходимости может быть заменен на новый), но и обсадной колонны (замена которой невозможна).
Двухрядный подъемник предназначен для эксплуатации скважин с определенными осложнениями (пескообразование), когда продукция представлена коррозионно-активными компонентами, а также в случае недостаточно высокого качества подготовки
закачиваемого газа (повышенное влагосодержание газа и содержание в нем корродирующих компонентов). При такой конструкции в скважину спускают два ряда труб: внешний — большего диаметра и называемый воздушными трубами и внутренний — подъемник меньшего диаметра. При прямой закачке компримированный газ закачивается в кольцевое пространство между воздушными трубами и подъемником. Воздушные трубы, как правило, спускают до забоя, а подъемник—на глубину, соответствующую рабочему давлению газа.
Двухрядная схема при необходимости позволяет легко изменять погружение под динамический уровень, изменяя глубину спуска подъемника (внутреннего рада труб). Как правило, для такой схемы снижается пусковое давление. С другой стороны, такие системы существенно более металлоемки и дорогостоящи, увеличено время подземного ремонта, а также существенно ограничены возможности регулирования работы скважины изменением (увеличением) диаметра подъемника.
Полуторарядный подъемник, по существу, не отличается от двухрядного, за исключением того, что нижняя часть воздушных труб компонуется из труб меньшего диаметра (так называемый хвостовик); при этом создаются лучшие условия выноса песка и предотвращается образование на забое песчаной пробки.
Однорядный подъемник с пакером и перепускным клапаном предназначен для периодической эксплуатации работающих без осложнений скважин. Принцип работы такого подъемника следующий.
Двухрядный подъемник с камерой накопления принципиально отличается от классического двухрядного подъемника наличием в нижней части так называемой камеры накопления, к которой прикреплен хвостовик.
Одновременно-раздельная эксплуатация двух и более пластов в одной скважине. Виды ОРЭ, общие требования ко всем схемам и применяемому оборудованию, преимущества и недостатки ОРЭ. ДОДЕЛАТЬ ПО ЛЕКЦИЯМ (ТРЕБОВАНИЯ)
При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Наличие нескольких горизонтов или пластов с различными характеристиками вызывает необходимость разрабатывать их самостоятельными сетками скважин.
Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. В связи с этим всегда возникает проблема объединения тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки, которые могли бы эксплуатироваться одной сеткой скважин. В связи с этим в скважинах приходится перфорировать несколько пластов и эксплуатировать их, как говорят, «общим фильтром». Это позволяет экономить значительные средства и материальные ресурсы на бурении скважин. Однако в дальнейшем, на более поздних стадиях разработки по мере поступления дополнительной геологической информации, а также сведений о взаимодействии скважин, выявляется более детальная пластовая обстановка на забое скважин. Иногда некоторые нефтенасыщенные прослои или пласты, вместо того чтобы отдавать жидкость, поглощают ее в результате вскрытия общим фильтром. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из таких пластов, преждевременному обводнению одних, с хорошей проницаемостью, и консервации запасов нефти в других, с плохой проницаемостью или слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам.
Наилучшим выходом из такого положения было бы создание независимых систем разработки со своими сетками скважин на каждый пласт, и это делается, когда пласты со схожими характеристиками группируются в один объект разработки и эксплуатируются общим фильтром. Одновременная разработка нескольких пластов одним объектом возможна только при одинаковых физико-химических свойствах нефтей в объединяемых пластах, если приток нефти и газа достаточен из каждого пласта при допустимом забойном давлении в скважине, при близких значениях пластового давления в объединяемых пластах, исключающих перетоки нефти между пластами, и близких значениях обводненности пластов. Если вышеизложенные условия не соблюдаются, то многопластовые месторождения разрабатывают методом одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной (ОРЭ).
При принятии решения об использовании метода ОРЭ учитывается степень выработанности запасов, близость контура нефтеносности к скважинам, наличие смол и парафина в добываемых нефтях, толщины продуктивных пластов и разделяющих их непроницаемых пропластков, состояние эксплуатационной колонны скважин и т.д.
Развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность.
Оборудование для ОРЭ пластов через одну скважину должно допускать:
— создание и поддержание заданного давления против каждого вскрытого пласта;
— измерение дебита жидкости, получаемой из каждого пласта;
— получение, на поверхности продукции разных пластов без их смешивания в скважине, так как свойства нефтей (сернистые и несернистые) могут быть различными;
— исследование каждого пласта, например, методом пробных откачек или методом снятия КВД;
— ремонтные работы в скважине и замену оборудования, вышедшего из строя;
— регулировку отбора жидкости из каждого пласта;
— работы по вызову притока и освоению скважины.
— надежное разобщение пластов на протяжении всего периода эксплуатации
— простота конструкций и обслуживания;
— надежность в эксплуатации
Раздельно эксплуатировать два пласта в зависимости от условий притока жидкости в скважину можно следующими способами:
1. Оба пласта фонтанным способом;
2. Один пласт фонтанным, другой — механизированным способом;
3. Оба пласта механизированным способом.
Согласно установившейся терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос—фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний — фонтанным. В соответствии с этим, теоретически возможны следующие комбинации способов эксплуатации: фонтан—фонтан; фонтан—газлифт; газлифт—фонтан; насос—фонтан; фонтан—насос; насос—газлифт; газлифт — насос; насос — насос; газлифт — газлифт.
Промысловый опыт эксплуатации двух пластов одной скважиной методом ОРЭ указывает на его высокую эффективность. В среднем на 30% сокращаются капитальные вложения и эксплуатационные затраты в сопоставлении с затратами на бурение и эксплуатацию месторождений самостоятельными сетками на каждый пласт. Метод ОРЭ дает возможность уплотнять сетку скважин (добывающих и нагнетательных) без дополнительного метража бурения.
Оборудование для раздельной закачки воды (ОРЗ) в два пласта через одну скважину предусматривает возможность закачки по двум независимым каналам при различных давлениях нагнетания. Дифференциация давлений достигается либо прокладкой двух водоводов от ближайшей кустовой насосной станции с различным давлением нагнетаемой воды (разные насосы), либо дросселированием давления путем пропуска части воды общего водовода через штуцер непосредственно на устье скважины. В последнем случае давление в общем водоводе должно быть равно или больше давления нагнетания в плохо проницаемый пласт. Однако дросселирование давления связано с потерей энергии и с энергетической точки зрения невыгодно.
Оборудование для раздельной закачки воды должно обеспечивать периодическую промывку фильтров водопоглощающих пластов для восстановления или повышения их приемистости, которая всегда имеет тенденцию к затуханию вследствие заиливания.
При эксплуатации многопластовых газовых месторождений нередко возникает необходимость раздельной эксплуатации пластов в связи с различием в них газа по качеству, пластовых давлений и т.д. В одном из пластов может содержаться бессернистый газ, а в другом – с высоким содержанием сероводорода. В газовых скважинах раздельная эксплуатация двух пластов проводится по схеме фонтан-фонтан.
Основными требованиями для ОРЭ являются:
— разобщение пластов в эксплуатации
— разобщение добываемой продукции
— возможность постоянного контроля за процессов добычи
— регулирование раздельного учета продукции
— насосное оборудование должно характеризоваться высокой наработкой на отказ
Критерии применения технологии:
1. расстояние м/у объектами не менее 3м, но не более 300 м
2. наличие запасов на приобщаемом объекте
3. диаметр колонны не мене 146 мм
4. количество пластов 2 и более
5. максимальная глубина спуска зависит от напорной характеристики насоса
6. диапазон подач зависит от насоса
7. наклон скважин 2˚ на 10 м
8. количество и тип лифтов 2 или 1
9. количество погружных насосов 2 или 1
На сегодняшний день универсального оборудования, которое бы полностью отвечало всем этим требованиям пока нет. Проблема – отсутствие крупных конструкторских предприятий и постановка перед ними задачи по созданию этого оборудования. Однако, разработки конструкций по оборудованию ведутся и осуществляются предприятиями, такими, как «Барс», «ЗАО Элкам-Нефтемаш» совместно с «Сибгеотэк» и ООО НПО «Новые нефтяные технологии».
· Повысить нефтеотдачу и дебит скважин за счет дополнительного вовлечения в разработку низкопроницаемых прослоев
· Увеличить степень охвата и интенсивное освоение многопластовых месторождений путем раздельного вовлечения в разработку отдельных низкопроницаемых пластов
· Сократить капитальные вложения на бурение скважины
· Интенсифицировать процесс регулирования отборов и закачки во времени и по разрезу скважины
· Сократить сроки разработки месторождения
· Снизить эксплуатационные затраты.
Таким образом, применение ОРЭ позволит сократить срок разработки месторождения, ввести в разработку более ранние сроки, снизить капитальные, эксплуатационные затраты, снизить количество скважин по объекту.
Если нельзя внедрить ОРЭ, то тогда многопластовое месторождение может быть разработано самостоятельной сеткой на каждый объект. Однако, при этом значительно больше капитальных и эксплуатационных затрат.
studopedia.org — Студопедия.Орг — 2014-2021 год. Студопедия не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования (0.005 с) .
Источник
