Курс лекций по "Нефтедобыче"

Один из наиболее полезных способов установления производственной способности скважины — определение притока в скважину. Рассчитывают приток в скважину с помощью коэффициента производительности и удельного коэффициента производительности скважины. Эти сведения, в свою очередь, позволяют определить суммарное падение давления и падение давления на единицу сечения пласта, имеющего выход в скважину во время притока при данной скорости добычи. Таким образом, этот тест оценивает максимальную скорость добычи из скважины, при которой исключается чрезмерное локальное падение давления вблизи скважины для поддержания высокой степени насыщения нефтью и предотвращения проскока или просачивания в скважину газа или воды.

Проверка производственного  потенциала скважин и производственной способности через регулярные промежутки времени и постоянная запись истории эксплуатации скважин также являются источниками сведений, ценных для назначения метода отбора из отдельных скважин.

Теперь мы знаем, как  работают коллекторы и почему скорость добычи важна для того, чтобы добиться максимальной нефтеотдачи из скважины. Когда все факторы определены, разработчик принимает решение, какой режим вытеснения выбрать для данной скважины и/или коллектора. На этой стадии разработчик готов оснастить скважину добывающим оборудованием и начать извлечение нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

МЕТОДЫ ДОБЫЧИ –  ОБОРУДОВАНИЕ

                 И ОПРОБОВАНИЕ

 

 

Когда обсадная колонна  установлена, зацементирована, перфорирована и предприняты все необходимые меры по интенсификации притока, на скважине можно монтировать оборудование для добычи. На этой лекции мы рассмотрим, как нефть попадает из продуктивной зоны к месту продажи.

 

       Оборудование скважины для добычи

 

Для защиты обсадной трубы в скважину пропускается линия стальных труб меньшего диаметра, которая называется насосно-компрессорной, лифтовой, эксплуатационной или рабочей колонной или трубой (НКТ). По этой НКТ жидкости из скважины будут доставляться на поверхность. Чтобы скважинные флюиды не попадали в кольцевое пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, у основания НКТ обычно устанавливается пакер, который можно расширить так, чтобы образовалось герметичное уплотнение.

Наверху скважины необходимо установить ряд клапанов и фитингов, чтобы регулировать и направлять поток из скважины. Как мы говорили выше, эту конструкцию из клапанов и фитингов называют устьем скважины или иногда фонтанной арматурой.

Из устья скважины добытые жидкости транспортируются по выкидному трубопроводу в промысловый сборник — резервуарный парк. В этих резервуарах может собираться продукция из многих скважин. Резервуарный парк оснащен оборудованием, необходимым для разделения произведенных жидкостей — нефти, воды и газа, так чтобы каждую из них можно было использовать по назначению. Далее рассмотрим операции и оборудование, необходимые для того, чтобы доставить продукцию с забоя скважины в выкидной трубопровод.

 

 

 

    Классификация скважин по методу подъема

 

Добывающие скважины обычно классифицируют по типу механизма, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовые скважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей им внутренней энергии (рис. 10.1), но рано или поздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.

Когда скважина открывается для добычи, нефть поступает в ствол скважины под действием перепада давлений в скважине и в коллекторе. По мере подъема нефти по насосно-компрессорной колонне давление продолжает снижаться. При снижении давления растворенный газ начинает выделяться, образуя в нефти пузырьки. Эти пузырьки газа расширяются, и столб жидкости становится легче. Совместное действие давления коллектора и уменьшенного веса столба жидкости и обеспечивают фонтанирование скважины.

По мере извлечения нефти  пузырьки газа образуются и в самом коллекторе. Они продолжают расширяться, вытесняя больше нефти в скважину. Однако в конце концов расширяющиеся пузырьки газа соединяются между собой, формируя сплошные газовые каналы внутри коллектора.

Когда это происходит, газ начинает стекать в скважину, оставляя за собой большую часть более тяжелой нефти (рис. 10.2). Эти явления продолжаются до тех пор, пока давление в коллекторе не уменьшится до такой степени, что не сможет выталкивать оставшуюся, более тяжелую нефть на поверхность. Начиная с этого момента требуется механизированная добыча.

 

                      Механизированная добыча

 

Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии. Наиболее распространены следующие методы механизированной добычи:

-  газлифт;

-  плунжерный лифт;

-  добыча штанговыми насосами;

-  откачка пневматическими и гидравлическими насосами;

-  откачка роторными насосами;

-  откачка гидравлическими глубинными насосами;

-  откачка электрическими погружными насосами.

 

Для достижения максимальной экономической эффективности при  добыче нефти следует учитывать  изменение стоимости денег по истечении какого-либо времени. Хорошо знакомым примером этого принципа служат сберегательные счета. Один доллар, помещенный на сберегательном счету с годовым интересом в 15 сложных процентов, через 10 лет будет стоить 4,05 дол. Наоборот, 4,05дол., которые можно получить через 10 лет, сегодня стоят всего-навсего 1 дол. с годовым интересом в 15 сложных процентов.

Определение текущей  цены будущих долларов называется дисконтированием или обратным расчетом сложных процентов. Текущая цена доллара в некотором  будущем равна обратной величине будущей цены доллара, вложенного сегодня на какой-то промежуток времени с постоянным интересом и одним и тем же периодом начисления сложных процентов.

Инженеры-нефтяники пользуются этим принципом для расчета наиболее экономичного метода эксплуатации данной скважины. С точки зрения эксплуатационника, понимание этой концепции помогает осознать цену простоя и важность решения проблем, снижающих максимальную продуктивность. Если скважина на месторождении с ожидаемым продуктивным временем жизни 10 лет простаивает, потери могут не окупиться за это время. При годовом интересе в 15 сложных процентов и при постоянных ценах на нефть это производство принесет только четверть того, что дало бы, будь эта нефть добыта сегодня. Один из наиболее важных факторов в получении максимальной экономической эффективности скважины заключается в минимизации простоев и потери производительности.

 

                                       Газлифт

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживаться искусственным методом — газлифтом (рис. 10.3). Существует множество вариаций газлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает истечение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ  под давлением закачивается в  пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газ-лифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне выше клапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и может подниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, система классифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в

коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощью вспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-комп-рессорной колонне. Затем в скважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Особым типом газлифта является система плунжерного подъема для скважин, производящих небольшие количества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессор-ной колонны устанавливают накопительную камеру. Когда накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для выталкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхности, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Предпочтительным методом газлифта в море является непрерывный газлифт, так как пропускная способность трубопроводов высокого и низкого давления обычно ограничена. На суше также имеется много установок для газлифта.

В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для этого по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.

 

                    Непрерывный поток

 

Простейший вид газлифта — это использование насосно-компрессорных колонн с открытым концом. На рис. 10.4 изображена водозаборная скважина в статических условиях. Поскольку давление в пласте слишком мало, чтобы заставить воду вытекать на поверхность, следует воспользоваться каким-либо искусственным подъемником. Обратите внимание на то, что гидростатический напор жидкости в скважине равен давлению в геологическом пласте.

Добыча начинается подачей  в колонну воздуха или газа, который смешивается с жидкостью над нижним краем колонны; при этом снижается градиент жидкости, в результате чего скважина становится продуктивной. Этот тип подъема известен как непрерывный газлифт. Систему непрерывного потока часто устанавливают в скважине (задолго до того, как она перестанет давать нефть) для увеличения производительности и предотвращения остановки скважины. В большинстве случае газ подается внутрь и вниз по кольцевому зазору, а добыча производится по насосно-компрессорной колонне. Для больших объемов, тем не менее, газ может закачиваться по насосно-компрессорной колонне, а добыча происходить по кольцевому зазору.

При периодическом варианте газлифта (рис. 10.7) подача газа периодически прекращается, чтобы дать жидкости возможность достичь требуемого уровня над самым нижним газлифтным клапаном. Обратное давление на продуктивный пласт сводится к гидростатическому давлению газа над жидкостью в колонне и гидростатическому давлению относительно небольшого столба жидкости в колонне, которое очень мало. Быстрое нагнетание газа через большое отверстие в нижнем газлифтном клапане приводит к быстрому выталкиванию накопленной жидкости в виде пробки при небольшом проскоке газа вверх через жидкость. При правильной конструкции и регулировке этот вид газлифтной установки очень эффективен и может использоваться для добычи из скважин с довольно низким давлением в забое.

На некоторых скважинах  с очень низким давлением в  забое и высокими показателями продуктивности (измеряется в баррелях в сутки на перепад давления в футах на квадратный дюйм) применяют особый вид газлифта, известный как камерный газлифт. Эта система действует так же, как другие варианты газлифта периодического действия, за исключением случая, когда подача газа отключена, поступающие в скважину жидкости собираются в камере, имеющей больший диаметр, чем насосно-компрессорная колонна. При одном и том же объеме добываемой жидкости гидростатический напор и давление у дна скважины уменьшены. Добиваются более низкого давления притока в пласте, чем при непрерывной добыче, используя камерный газлифт, либо в обычных установках газлифта периодического действия. Запускающие клапаны над камерой устроены так же, как на обычных газ-лифтных установках периодического действия.

По мере того как газ  поступает в кольцевой зазор  из насосно-компрессорной колонны, плотность жидкости в нем над  точкой подачи уменьшается. При этом снижается давление, необходимое для закачки газа, и гидростатическое давление в забое скважины. Поскольку давление в пласте теперь превышает гидростатическое давление в забойной зоне, жидкости перетекают в скважину. Пузырьки газа, образовавшиеся у дна колонны в результате закачивания газа, расширяются, поднимаясь по кольцевому зазору и увеличиваясь вдвое в объеме всякий раз, когда гидростатический напор над ними уменьшается наполовину.

Этот вид газлифта удовлетворительно действует как  на неглубоких скважинах, так и на скважинах с высоким давлением в забое. Тем не менее в более глубоких скважинах давление, необходимое для запуска газлифта, слишком велико. Чтобы его снизить, иногда в насосно-компрессорной колонне на некотором расстоянии сверлят (или пробивают) маленькие отверстия от верхнего статического уровня жидкости до ее низа (рис. 10.5).