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.
На начальном этапе нефть бъет фонтаном.
Это видно 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.
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
Газовые методы интенсификации добычи нефти. Водогазовое воздействие
На успешность применения газовых методов в основном оказывает влияние глубина залегания (условие смесимости газовых агентов с пластовой нефтью), толщина и литология пласта. Пласт должен характеризоваться высокой приемистостью при значительных давлениях. Виды:
2. закачка азота
3. закачка УВ газов:
-обогащенного (газ высокого давления)
Закачка газа применяется:
— низкопроницаемый коллектор (менее 0,05 мкм2),
— месторождения с высокой обводненностью и высоковязкой нефтью.
Существуют 2-е основные технологии газового метода:
1. смешивающееся вытеснение (V газа закаченный полностью растворяется в нефти и в воде при данной Т и Р, не образует самостоятельную фазу)
2. несмешивающееся вытеснение (газ не полностью растворяется в нефти и в воде. Сосуществуют 3 фазы).
Какой вид вытеснения будет применен, зависит от Р, Т и от состава нефти.
Под смешивающимся вытеснением понимают такой режим, при котором отсутствуют границы между фазами, когда межфазное натяжение в переходной области между нефтью и газом равно нулю. Такой режим является одним из наиболее эффективных, коэффициент вытеснения для однородных пластов практически равен единице (0,95-0,98).
При частичной (или ограниченной) смешиваемости сохраняется граница раздела межу фазами, состав и свойства жидкости и газа изменяются в переходной зоне. Режим частичной смешиваемости может быть осуществлен при нагнетании попутного газа с содержанием метана 80-90 % в нефтяные залежи, содержащие легкую нефть, при давлении ниже МДДС на 5-10 МПа. Коэффициент вытеснения нефти газом при таком режиме несколько выше коэффициента вытеснения нефти водой.
При несмешивающемся режиме не происходит смешивания газа с нефтью в пластовых условиях, пена образуется за счет выделяющегося из нефти газа. Благодаря образованию в пласте пенных систем (вспененная нефть, водонефтяная эмульсия и вода), ВГВ на вязкие нефти и ВГВ с применением ПНВРА на легкие нефти в значительной степени способствуют выравниванию профиля вытеснения и увеличивают коэффициент охвата в неоднородных коллекторах.
При вытеснении нефти из гидрофильных пород газом вода будет смачивать породу, а газ является несмачивающей фазой. Тогда вода будет проникать в мелкие поры, а газ будет вытеснять нефть из крупных пор. Особенно значительный эффект от ВГВ по сравнению с традиционным вытеснением нефти водой наблюдается для сред со смешанной смачиваемостью, когда крупные поры гидрофобны, а более мелкие остаются гидрофильными.
Глубина залегания пласта и пластовое давление
Осуществление процесса вытеснения с применением ПНВРА предпочтительно для легких нефтей вязкостью менее 5-10 мПа*с в пластовых условиях и низким содержанием асфальтосмолистых веществ (менее 10 %).
Для вязких нефтей применение ПНВРА не обязательно — они могут быть использованы только для увеличения эффекта пенообразования. Вязкость может изменяться в пределах от 10 до 100 мПа*с и более.
Для легких нефтей с применением ПНВРА — до 100 °С.
Для вязких нефтей рекомендуется закачка горячей воды с температурой от 50 до 70 °С. При этом желательно, чтобы пластовая температура была выше 30 °С. При использовании ПНВРА процесс может проводиться при любой пластовой температуре.
В случае закачки газа в пологие залежи может колебаться в широких пределах — от 2 до 20 м.
При вертикальном вытеснении и использовании действия гравитационных сил толщина пласта не ограничивается.
При закачке водогазовых смесей с ПНВРА проницаемость коллектора может составлять 0,004-0,8 мкм2.
Наличие непроницаемой покрышки
Необходимо наличие непроницаемой покрышки над пластом для предотвращения перетоков газа в другие горизонты.
Наличие водонефтяной зоны
Для ВГВ благоприятны нефтяные залежи, подстилаемые водой или имеющие обширные водонефтяные зоны.
Метод основан на способности СО2 растворяться как в воде, так и в нефти. Факторами, ограничивающими использование СО2 являются:
— выпадение осадков в пласте;
— коррозия нефтепромыслового оборудования
— трудности транспортирования, хранения больших объемов СО2
— поглощение СО2 в пласте (до 70% от закачиваемого объема)
— отсутствие ресурсов СО2 в районе размещения нефтяной залежи.
Вытеснение нефти при нагнетании СО2 происходит за счет действия следующих механизмов:
— изменение вязкости нефти и воды. Вязкость нефти значительно уменьшается, а воды – незначительно увеличивается. Это и приводит к существенному улучшению соотношения подвижностей нефти и воды и увеличению охвата пласта на 8-20%
— увеличение объема нефти в 1,5-1,7 раза (за счет ее обогащения СО2). Это способствует эффективному вытеснению нефти и доотмыву остаточной нефти. Особенно сильно сказывается увеличение объема нефти при разработке залежей легкой нефти.
-снижение межфазного натяжения на границе фаз нефть-вода, что улучшает смачиваемость пород водой и отмыв пленок нефти..
— образование угольной кислоты (Н2СО3) при растворении СО2 в воде, которая способная растворять некоторые виды цемента и карбонатные породы. Увеличивается проницаемость пород.
Механизм вытеснения нефти СО2 имеет свои особенности в зависимости от того, является процесс вытеснением смешивающимся или несмешивающимся. В случае несмешивающегося вытеснения коэф.вытеснения нефти ниже, чем при смешивающемся вытеснении. Из-за того, что в пласте имеет место 3-хфазная фильтрация, характеризуемая повышенным фильтрационным сопротивлением, коэф.охвата пласта воздействием выше при полном смешивании.
Нагнетание УВ (природных) газов и азота
Условия полного смешивания газов с нефтью достигается при более высоких Р по сравнению с СО2.УВ газ смешивается с нефтью при давлении порядка 25-35 МПа, а азот – 36-50 МПа. Азот легче смешивается с легкой нефтью, чем с тяжелой, и плохо растворим в воде. Коэф.извлечения нефти азотом ниже чем при использовании природного газа. Добавление СО2 к нагнетаемому природному газу или азоту заметно увеличивает нефтеотдачу. УВ газ в основном применяют для добычи легких нефтей и для доразработки нефтяных залежей после заводнения. Нагнетание обогащенного газа в основном реализуется на пластах рифового типа с легкой нефтью, на значительных глубинах (от 2600 м и выше), со значительной нефтенасыщенной толщиной (более 50 м) и пористостью более 0, 07 д.е.
Объем оторочки в успешных проектах составлял до 35-40% порового объема, а дополнительная нефтеотдача достигала 12-30% от начальных извлекаемых запасов.
Для выбора объекта применения газового и водогазового воздействия одних благоприятных геолого-физических параметров залежи недостаточно. Это касается в первую очередь уже разбуренных и обустроенных месторождений, так как при проектировании ВГВ необходимо решать задачу использования скважин, предназначенных по первоначальному проекту для добычи нефти с использованием системы стандартного заводнения.
Реализация ВГВ затруднена необходимостью переоборудования как нагнетательных, так и добывающих скважин, поскольку при ВГВ предъявляются повышенные требования к герметичности и давлению на устье этих скважин. В связи с повышенными требованиями к герметичности добывающих скважин, которые могут работать с высоким газовым фактором (1500-2000 м3/м3) и высоким давлением на устье (до 14 МПа), при выборе объекта для ВГВ необходимо ограничиться теми объектами, на которых добывающие скважины пробурены и построены по проекту, предусматривающему газлифтный способ добычи нефти.
Разработка ряда месторождений может осуществляться с такими осложнениями, как короткий безводный период и быстрый прорыв воды в добывающие скважины, низкие дебиты, выпадение в скважинах гидратов и парафинов. Применение методов газового и водогазового воздействия с ПНВРА позволит интенсифицировать их разработку, повысить конечную нефтеотдачу, исключить ряд осложнений (например, выпадение парафинов), наблюдающихся в добывающих скважинах при высокой обводненности и небольших дебитах.
При выборе объектов необходимо учитывать наличие доступных дешевых источников газа, ШФЛУ, ПНВРА. Попутный газ в достаточных объемах для закачки в пласт имеется не на всех залежах. Поставка его со стороны обходится дорого. В то же время есть районы, где имеется его значительный избыток и проблемы с его использованием, а также газоперерабатывающие заводы, которые являются источниками ШФЛУ. Месторождения, расположенные в таких районах, являются первоочередными объектами газового и водогазового воздействия.
Таким образом, при обосновании выбора объекта газового и водогазового воздействия необходимо учитывать следующие факторы:
• благоприятные геолого-физические характеристики залежи;
• наличие попутного газа или дешевых источников газоснабжения;
• наличие добывающих скважин, построенных по проекту, обеспечивающему высокую герметичность при высоких газовых факторах (до 2000 м3/м3);
• учет специфических для заводнения осложнений, которые могут быть устранены описанными методами газового и водогазового воздействия (низкая проницаемость коллектора, прорывы воды по трещинам);
• положительные технико-экономические показатели газового и водогазового воздействия, допускающие возможность конкуренции с заводнением.
Теория применения несмешивающегося ВГВ с использованием эффекта пенообразования
Применение технологии ВГВ требует наличия газа для закачки в пласт, строительства компрессорных станций и трубопроводных сетей для закачки газа, т.е. эти методы — достаточно дорогостоящие. При несмешивающемся вытеснении и применении пенообразующих агентов объем закачиваемого газа не должен превышать 20-30 % порового объема пласта. Такое количество газа можно создать в пласте в процессе частичного разгазирования нефти при снижении давления ниже давления насыщения. Такой процесс можно реализовать на нефтяных месторождениях в том случае, если давление насыщения нефти близко к пластовому давлению или если разработка залежи в первый период проводится без поддержания пластового давления. В этом случае в залежь следует закачать оторочку воды, содержащую пенообразующий нефтеводорастворимый агент — ПАВ или полимер (ПНВРА). Затем, после снижения давления, обеспечивающего выделение в пласте необходимого объема газа, который может быть удержан в пласте в виде пены, переходят на заводнение с поддержанием пластового давления на уровне несколько ниже давления насыщения нефти.
В глубокозалегающих месторождениях легких нефтей, характеризующихся повышенным газосодержанием и высокими давлениями насыщения, это количество газа можно получить путем очень незначительного снижения пластового давления ниже давления насыщения. Однако для того, чтобы удержать этот объем газа в пласте и создать в этом пласте процесс, приближающийся к ВГВ, после частичной разработки залежи на истощение и снижения давления ниже давления насыщения необходимо провести закачку оторочки воды, содержащей ПНВРА. Затем продолжают заводнение пласта такими темпами, чтобы поддерживать в пласте давление несколько ниже давления насыщения. При этом возможна и циклическая закачка воды.
Поможем написать любую работу на аналогичную тему
Газовые методы интенсификации добычи нефти. Водогазовое воздействие
Газовые методы интенсификации добычи нефти. Водогазовое воздействие
Газовые методы интенсификации добычи нефти. Водогазовое воздействие
Источник
