Нефть газлифтный способ добычи нефти

Добыча нефти фонтанным и газлифтным способами: особенности, преимущества и недостатки

Опубликовано: 8.07.2015 Рубрика: Статьи Автор: Единый Стандарт

Добыча нефти – процесс, который начинается после того, как строительство скважины закончено, она освоена и подготовлена. Сразу следует отметить, что при добыче не все скважины предназначены для извлечения скважинного продукта на поверхность. Существуют также скважины нагнетательные, с помощью которых происходит поддержание внутрипластового давления закачкой воды.

Пожалуй, каждый видел кадры кинохроники, на которых запечатлены радостные работники нефтегазовой промышленности, бегающие вокруг фонтана из «черного золота». Сегодня вряд ли будет столько радости на лицах буровиков в случае неконтролируемого фонтанирования. Как бы то ни было, фонтан из нефти – явление, которое может встретиться на любом месторождении. Фонтанирование нефти происходит после вскрытия нефтеносного пласта за счет внутрипластовой энергии. Фонтан может существовать до тех пор, пока пластовая энергия не станет ниже забойного давления. Если предположить, что добыча на этом приостанавливалась, то количество извлекаемой нефти не достигало бы и 20 %.

В общем, фонтанный способ добычи нефти заключается в добыче углеводородов за счет внутрипластовой энергии. Для того, чтобы как такового фонтанирования не происходило, на устье скважины устанавливают фонтанную арматуру и фонтанную «елку» – череду трубопроводов и задвижек, предназначенных для регулирования темпов отбора продукта и распределения его потоков на поверхности.

Одним из способов, с помощью которого производят добычу нефти после истощения пластовой энергии, является газлифтный метод.

Газлифт – скважина со спущенными в нее насосно-компрессорными трубами (НКТ, — ред.). Давление сжатого газа заставляет пластовую жидкость по ним подниматься на поверхность. Подача газа может осуществляться, как с помощью компрессоров, так и без их помощи (за счет давления «газовой шапки»).

Принцип действия газлифтного способа основан на способности газа снижать плотность жидкости. После того, как в затрубное пространство подают газ, уровень жидкости тут снижается, а внутри НКТ возрастает. После преодоления нижней отметки НКТ, газ начинает поступать внутрь этих труб, перемешиваясь с нефтью. Подъем смеси осуществляется за счет того, что ее плотность становится значительно ниже плотности пластовой жидкости. Плотность смеси и высота подъема прямо пропорциональны количеству поступившего газа.

Производительность скважины, эксплуатируемой таким способом, зависит не только от количества газа, но и давления, под которым он подается в скважину, а также глубины скважины, диаметра и прочего.

Газлифт может обладать одним или двумя рядами насосно-компрессорных труб.

Однорядная система оборудована, соответственно, одним рядом труб. Газ под давлением поступает в пространство между обсадной колонной и НКТ, а смесь жидкости и газа устремляется на поверхность по внутреннему пространству НКТ. Другой вариант предусматривает нагнетание газа по НКТ, а подъем смеси по затрубному пространству. В первом случае имеет место быть кольцевая система, а во втором – центральная система.

Двухрядный подъемник оборудован двумя рядами НКТ, по пространству между которыми подается газ, а по внутренней колонне труб поднимается смесь. То есть обсадная колонна здесь не задействована совсем. Такой газлифт именуют двухрядным с кольцевой системой.

Иногда в двухрядных подъемниках применяют наружную ступенчатую систему. Диаметр труб такого газлифта в верхней части больше, чем в нижней. Нагнетание газа происходит по пространству между двух рядов НКТ, а подъем смеси – по внутренней колонне.

В то случае, когда нагнетание газа происходит по внутренней колонне, а подъем по пространству между НКТ, говорят, что применяют центральную систему.

Основным отрицательным моментом применения кольцевой системы является преждевременный износ колонн, когда добываемая продукция содержит значительные включения механического характера. А в затрубном пространстве вероятны скопления смоло-парафинистых отложений, бороться с которыми в этом месте довольно сложно.

Если сравнивать двухрядную и однорядную системы газлифта, то при первой добыча идет более равномерно с довольно большим вымыванием песка. Но затраты на ее сооружение значительно выше, чем у однорядной. По этой причине предприятия нефтедобычи склонны к использованию гибридной полуторорядной системы.

В общем виде преимущества газлифтного способа добычи нефти выглядят следующим образом:

1. Отсутствие зависимости добычи жидкости от диаметра эксплуатационной колонны, а также ускоренный отбор из скважин, обладающих повышенной содержанием воды.
2. Возможность эксплуатации скважин с большим процентом присутствия газа в пластовой жидкости.
3. Отсутствие зависимости показателей добычи от положения скважины в пространстве.
4. Независимость добычи от содержания механических примесей, а также значений температуры и давления в скважине.
5. Простота контроля производительности скважины.
6. Износостойкость конструкций и легкость ремонтных операций.
7. Возможность эксплуатации скважины по раздельно-одновременному способу, эффективность осуществления антикоррозионных мероприятий, борьбы со смоло-парафинистыми отложениями, а также доступность скважины для осуществления исследований.

К недостаткам газлифтного способа относятся:

1. Значительная стоимость оборудования.
2. Незначительный КПД.
3. Вероятность появления стойких эмульсий при подъеме смеси на поверхность.

Если обобщить вышесказанное, то основное место применения газлифтного способа добычи – крупные месторождения с высокодебитовыми скважинами и значительным пластовым давлением.

При наличии определенных условий, нередко применяют безкомпрессорный газлифтный способ. В качестве рабочего элемента используется природный газ, находящийся в земных недрах под давлением. Такой вариант добычи вполне обоснован до момента сдачи в эксплуатацию компрессоров.

Опыт эксплуатации и расчетные данные подтверждают экономический эффект после внедрения газлифтного способа в различных нефтеносных провинциях. Будущее снижение трудозатрат позволяет осуществить комплекс мероприятий по обустройству жилой зоны и инфраструктуры.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Источник

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