Способ эксплуатации газовых месторождений

Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Энергия пласта также играет немаловажную роль в выборе способа эксплуатации скважины, поэтому нефтяные и газовые продукты могут быть извлечены посредством фонтанного, насосного или газлифтного способа эксплуатации. Все эти разновидности способов известны под общим наименованием – механизированная добыча полезных ископаемых (нефти и газа).

Фонтанный способ

Данный способ эксплуатации нефтяной скважины подразумевает поднятие жидкостей от забоя наверх по всей скважине, стимулятором чего будет только энергия нефтяных пластов. К преимуществам такого способа относится его высокая экономичность, поскольку подъем происходит естественным путем и не требует дополнительной траты сил и времени на это. Особое оборудование при этом способе эксплуатации также не требуется, и можно сэкономить как на его стоимости, так и на техническом обслуживании. Для обустройства фонтанирующей скважины потребуется головка для колонны, арматуры и линия выкидного типа из наземной техники, а также сама колонна из подземной. Трубы НКТ опускаются до верхних отверстий, образованных перфорацией. Трубы необходимы для обеспечения поднятия жидкости наверх по скважине, а также ряда других работ:

• Регулировка режима функционирования.
• Обеспечение работ по изучению скважины.
• Устранение отложений смолы и парафинов.
• Технологические мероприятия.
• Защита скважинной колонны от воздействия коррозии.
• Устранение пробок из песчаного материала.
• Процесс глушения скважины, который проводится перед проведением ремонтных работ в стволе.
• Защита от высокого давления и его перепадов.

Газлифтный способ

Существует две разновидности газлифтного способа эксплуатации нефтяной скважины: с компрессорами и без них. К плюсам такого способа можно отнести следующие качества:

• Техника для работы находится над землей, и ее проще обслуживать и проводить по мере надобности ремонтные работы.
• Конструкция техники достаточно проста в эксплуатации.
• Подъем жидкости можно производить в большом размере, и это не зависит от глубины ствола или ширины колонны.
• Дебит нефтяного продукта можно контролировать и задавать самостоятельно, для чего потребуется менять объем газа для подачи в скважину.
• С помощью газлифтового способа эксплуатации можно проводить эксплуатацию нефтяных или газовых скважин, которые были залиты водой или оказались пробурены в слоях с высоким содержанием песка.
• Исследовательские мероприятия в скважинах проводятся быстрее и проще.

Конечно, данный способ эксплуатации нефтяных и газовых скважин имеет и ряд недочетов. Так, в процессе эксплуатации требуется регулярно менять трубы НКТ, подъемник, эксплуатируемый в работе, имеет невысокий коэффициент полезного действия. Кроме того, создание компрессорных систем обходится недешево, а на тонну добываемых ископаемых приходятся высокие затраты электричества.

Насосная эксплуатация скважин

• Штанговое глубинное оборудование.
• Центробежный насос с электроприводом.
• Погружной штанговый либо насос с электроприводом.
• Диафрагменное устройство.

Особенности эксплуатации с помощью штангового насоса

• Невысокая подача.
• Ограничение по спуску оборудования.
• Ограничение по углу уклона ствола скважины.

При этом способе эксплуатации конструкция простого насоса состоит из цилиндра и плунжера с клапаном по типу шара-седла, благодаря которому обеспечивается подъем жидкости и исключается ее течение вниз. Также в конструкции может быть всасываюший клапан – он установлен ниже цилиндра. Штанговый насос работает посредством передвижений плунжера, на который воздействует привод. В насосе проходит верхняя штанга, она прикреплена к головке балансировочного элемента. Ключевые части штангового насоса:

• Рама.
• Четырехгранная пирамидообразная стойка.
• Балансировочный элемент.
• Траверса.
• Редуктор с противовесными элементами.
• Салазка поворотного типа.

Штанговый насос может быть вставного типа или невставного. Первые опускаются в ствол скважины в уже готовом виде, а до того по НКТ вниз погружается замок. Для замены оборудования не нужно несколько раз спускать или поднимать трубы. Что касается невставных разновидностей, то их можно спустить в наполовину готовом виде. Если такой насос требуется отремонтировать или поменять, нужно поднимать его по частям: сначала поднимается плунжер, а затем НКТ. Оба вида имеют и плюсы, и минусы, и выбор должен происходить с учетом конкретных условий предстоящей эксплуатации.

Особенности эксплуатации с помощью центробежного насоса с электроприводом

К ключевым узлам относятся следующие элементы:

• Сам насос, который состоит из нескольких секций и ступеней, а также колес и стальной трубы.
• Электрический мотор погружного типа, который заполняется маслом.
• Защита от воздействия влажности: она находится между двумя предыдущими элементами, защищая электромотор и передавая вращательный момент на насос.
• Кабель для подачи электричества от подстанции. Его структура должна быть защищена бронированным слоем, на земле до уровня спуска его сечение должно иметь круглую форму, а от погружного элемента – плоскую.

К дополнительному оборудованию, используемому в этом случае для эксплуатации нефтяных и газовых скважин, относятся следующие элементы:

• Газовый сепаратор, который эксплуатируется с целью уменьшить объем поступающих газов в насосное оборудование. В случае, если понижать этот показатель нужды нет, то можно применять вместо сепаратора обычный модуль для подачи жидкости в насос.
• Система термического типа с манометром (ТМС). Она сочетает функции измерения температурного режима и показателей давления внутри среды, в которой в настоящее время находится электронасос.

Данная установка должна монтироваться прямо в процессе спуска конструкции в ствол скважины. Сбор элементов производится в последовательном порядке, по направлению снизу наверх, в том числе и соединение кабеля с установкой и к трубам. Крепление осуществляется посредством металлических особых поясов; кабель, ведущий на поверхность, подключается к трансформатору и станции, которая выполняет функцию управления.

Кроме указанных элементов, колонна труб НКТ должна быть оснащена парой клапанов – сливным и обратного хода. Они установлены над насосом. Клапан обратного хода применяется в системе насоса для подачи жидкости в НКТ перед началом функционирования насосной станции. Этот клапан также не дает жидкости пролиться вниз из-за высокого давления. Что касается сливного клапана, то этот элемент устанавливается над предыдущим и применяется для слива жидкостей, который необходимо осуществить перед поднятием наверх оборудования.

Достоинства электрических центробежных насосов достаточно обширны и выделяют их по сравнению с глубинными аналогами штангового типа:

• Легкость конструкции наземной техники, а также упрощенная схема ее функционирования.
• Возможность откачивать большие объемы жидкости из ствола нефтяной или газовой скважины.
• Возможность успешной эксплуатации на большой глубине (более 3 км).
• Длительное время эксплуатации и минимальные нужды в ремонте, а также долгие промежутки действия между плановыми ремонтными работами.
• Исследования внутри нефтяной и газовой скважины могут быть осуществлены без поднятия оборудования на поверхность.
• Повышенная легкость процесса удаления парафиновых отложений, которые оседают на стенках НКТ.

Эксплуатация электрических центробежных насосов погружного типа возможно в скважинах, которые имеют определенный угол наклона, а также горизонтальное строение. Кроме того, они могут эксплуатироваться в скважинах с высокой обводненностью, в скважине с высоким содержанием брома в воде, а также для откачки растворов на основе кислот и солей. На современном рынке существуют разновидности, которые могут функционировать в одной скважине на разных уровнях с обсадными колоннами. В ряде случаев центробежные погружные насосы могут эксплуатироваться и для откачки воды из пластов горной породы, чтобы поддержать нужный уровень давления в них. Таким образом, спектр эксплуатации электрических насосов погружного типа для обеспечения работы скважины представляет собой наиболее широкую область, и оборудование данного вида может эксплуатироваться наиболее эффективно.

Источник

Добыча газа на промысле

просто и понятно

Разведка природного газа
Разведка — важный этап освоения месторождения.
Детальная разведка газовой залежи требует бурения большого числа скважин, нередко количество разведочных скважин превышает необходимое число эксплуатационных.
1 стадия освоения газовой залежи — опытно-промышленная эксплуатация, в ходе которой (2 — 5 лет) уточняются характеристики залежи:

• свойства пласта,
• запасы газа,
• продуктивность скважин,
• степень подвижности пластовых вод и т. д.

Месторождение подключается к ближайшему газопроводу или служит для газоснабжения местных потребителей.

2 стадия — промышленная эксплуатация, основанная на достаточно полных сведениях о месторождении, полученных в ходе опытно-промышленной разработки.
В этой стадии различают 3 основных периода:

• нарастающая добыча,
• постоянная добыча,
• падающая добыча.

1 й период — нарастающая добыча:

• 3 — 5 лет.
• связан с бурением скважин и оснащением газового промысла.
• за это время добывается 10 — 20% запасов газа.

2 й период — постоянная добыча:

• около 10 лет,
• из залежи отбирается 55 — 60% запасов газа,
• растет количество эксплуатационных скважин, поскольку дебит каждой из них в отдельности падает, а общий отбор газа по залежи остается неизменным.

Когда давление в пласте понижается до 5 — 6 Мн/м 2 (50 — 60 кгс/см 2 ), вводится в эксплуатацию дожимная газокомпрессорная станция (ДКС), повышающая давление газа, отбираемого из залежей, до значения, при котором обычно работает магистральный газопровод.
3 й период — падающей добычи:

• нет ограничений во времени. В основном 15 — 20 лет.
• из залежи извлекается 80 — 90% запасов газа.
• 40 — 60% себестоимости добычи составляют затраты на сооружение эксплуатационных скважин.

Чтобы скважина дала газ, достаточно ее открыть, однако высокодебитные скважины полностью открывать нельзя, при свободном истечении газа может произойти:

• разрушение пласта и ствола скважины,
• обводнение скважины за счёт притока пластовой воды,
• нерационально будет расходоваться энергия газа, находящегося в пласте под давлением.

Поэтому расход газа ограничивается, для чего обычно используется штуцер (местное сужение трубы), устанавливаемый чаще всего на головке скважины.
Суточный рабочий дебит скважин составляет от десятков м 3 до нескольких млн. м 3 .
С конца 1960 х гг. в СССР впервые в мировой практике пробурены сверхмощные скважины с диаметром эксплуатационной колонны 8 — 12 дюймов (200—300 мм).

Продуктивность скважины
Продуктивность газовых скважин зависит от свойств пласта, метода его вскрытия и конструкции забоя скважины.
Чем более проницаемость пласта, чем он мощнее и чем лучше сообщается пласт с внутренней частью скважины, тем более продуктивна скважина.
Для увеличения продуктивности газовой скважины:

• в карбонатных породах (известняки, доломиты) забой обрабатывают соляной кислотой, которая, реагируя с породой, расширяет каналы притока газа;
• в крепких породах применяют торпедирование забоя, в результате которого призабойная зона пласта приобретает сеть трещин, облегчающих движение газа.

Интенсификация притока газа достигается также с помощью т. и. гидропескоструйной перфорации колонны обсадных труб, улучшающей степень сообщаемости пласта со скважиной, и путём гидравлического разрыва пласта, при котором в пласте образуются одна или несколько больших трещин, заполненных крупным песком, имеющим низкое фильтрационное сопротивление.
При выборе системы размещения скважин на газовом месторождении учитываются не только свойства пласта, но и топография местности, система сбора газа, характер истощения залежи, сроки ввода в эксплуатацию компрессорной станции и др.
Скважины располагаются на площади месторождения равномерно по квадратной или треугольной сетке либо неравномерно — группами.
Чаще применяется групповое размещение, при котором облегчается обслуживание скважин, возможна комплексная автоматизация процессов сбора, учёта и обработки продукции.
Эта система обычно оказывается самой выгодной и по экономическим показателям.
Например, на Северо-Ставропольском газовом месторождении групповое расположение скважин в центральной части залежи позволило сократить (по сравнению с равномерным размещением) более чем в 2 раза число эксплуатационных скважин, что дало экономию около 10 млн. руб.

Добыча природного газа:

• извлечение газа из недр,
• сбор добытого газа,
• учёт и подготовку к транспортировке потребителю,
• эксплуатация скважин и наземного оборудования.

Разработка газоконденсатных месторождений (ГКМ) осуществляется 3 основными способами:

• широко применяемый в США. В пласте посредством обратной закачки в него газа, из которого на поверхности выделены тяжелые углеводороды, поддерживается достаточно высокое давление (т. н. сайклинг-процесс); благодаря этому газовый конденсат не выпадает в пласте и подается на поверхность в газообразном состоянии. Извлечение газового конденсата и обратная закачка тощего (с содержанием тяжелых углеводородов — не больше 10%) газа в пласт продолжается, пока большая часть конденсата из залежи не извлечена. При этом запасы газа консервируются в течение длительного времени.
• для поддержания пластового давления в газоносные пласты закачивается вода. Это позволяет использовать извлекаемый газ немедленно после выделения из него конденсата. Однако закачка воды может привести к потерям как газа, так и конденсата вследствие т. н. защемления газа (неполное вытеснение газа водой). Этот способ применяется редко.
• разрабатываются как чисто газовые. Этот способ используется в тех случаях, когда содержание газового конденсата в газе невелико или если общие запасы газа в месторождении малы.

Разработку газового месторождения осуществляет газовый промысел, который представляет собой сложное, размещенное на большой территории хозяйство.
На среднем по масштабу газовом промысле имеются 10 ки скважин, которые расположены на территории, исчисляемой сотнями км 2 .
Основные технологические задачи газового промысла:

• обеспечение запланированного режима работы скважин,
• сбор газа по скважинам,
• учет его,
• подготовка к транспортировке (выделение из газа твердых и жидких примесей, конденсата тяжелых углеводородов, осушка газа и очистка от сероводорода, содержание которого не должно превосходить 2 г/100 м 3 ).

Способ выделения газового конденсата зависит от температуры, давления, состава газа и от того, обрабатывается ли газ чисто газового месторождения или газоконденсатного.
Поступающий из залежи природный газ всегда содержит некоторое количество воды; соединяясь с углеводородами, она образует снеговидное кристаллическое вещество — газовые гидраты .
Гидраты осложняют добычу и транспорт газа.

Подготовка газа
Прежде чем транспортировать газы к местам потребления, их подвергают переработке (подготовке), имеющей целью удаление:

• механических примесей,
• вредных компонентов (сероводорода H₂S),
• тяжелых углеводородных газов (пропана, бутана и др.),
• водяных паров.

Для удаления механических примесей применяются сепараторы различной конструкции.
Удаление влаги из газов осуществляется низкотемпературной сепарацией, т. е. конденсацией водяных паров при низких температурах (до — 30 °С), развивающихся в сепараторах вследствие дросселирования газа (снижение давления газа в 2—4 раза), или поглощением водяных паров твёрдыми или жидкими веществами.
Такими же способами выделяются из газов и тяжелые углеводородные газы с получением сырого газового бензина, который затем разделяется на стабильный газовый бензин и товарные легкие углеводороды (технический пропан, технический бутан, пропан-бутановая смесь и др. фракции).
При необходимости из газа удаляются и вредные вещества, главным образом сероводород.
Для удаления серы из газов используется ряд твердых и жидких веществ, связывающих серу.
Газ после обработки на промысле под давлением 4,5—5,5 Мн/м 2 (45—55 кгс/см 2 ) подаётся по коллектору для осушки на промысловый газосборный пункт или на головные сооружения магистрального газопровода.
Газы природные горючие чисто газовых месторождений обычно подвергаются лишь осушке и очистке от твердых примесей.
Весь технологический процесс пласта до потребителя герметизирован.

История
Выход природного газа из естественных источников (например, «вечные огни» в Дагестане, Азербайджане, Иране и др.) использовались человеком давно.
Позже стали использовать природный газ, получаемый из колодцев и скважин (например, в 1 тыс. н. э. в Китае, в провинции Сычуань, при бурении скважин на соль было открыто месторождение Цзылюцзин, газ которого служил для выпаривания соли из растворов).

Источник