Основы нефтеного и газового дела

Газлифт подразделяется на два типа: компрессорный и бескомпрессорный. При компрессорном газлифте для сжатия попутного газа применяются компрессоры, а при бескомпрессорном газлифте используется газ газового месторождения, находящийся под давлением, или из других источников.

Газлифт относительно других механизированных способов эксплуатации скважин имеет ряд преимуществ:

- возможность отбора значительных объемов жидкости с больших глубин на всех этапах разработки месторождения при высоких технико-экономических показателях;

- простота скважинного оборудования и удобство его обслуживания;

- эффективная эксплуатация скважин с большими искривлениями ствола;

- эксплуатация скважин в высокотемпературных пластах и с большим газовым фактором без осложнений;

- возможность осуществления всего комплекса исследовательских работ по контролю за работой скважины и разработкой месторождения;

- полная автоматизация и телемеханизация процессов добычи нефти;

- большие межремонтные периоды работы скважин на фоне высокой надежности оборудования и всей системы в целом;

- возможность одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов и более при надежном контроле за процессом;

- простота борьбы с отложением парафина, солей и коррозионными процессами;

- простота работ по подземному текущему ремонту скважины, восстановлению работоспособности подземного оборудования для подъема продукции скважины.

Недостатками газлифта по традиции считаются высокие начальные  капитальные вложения, фондоемкость и металлоемкость. Эти показатели, во многом зависящие от принятой схемы обустройства промысла, ненамного превышают показатели при насосной добыче.

Наибольшее число элементов  в системе газлифта и более  сложное оборудование используются в случае компрессорного газлифта. Современный газлифтный комплекс представляет собой замкнутую герметичную  систему высокого давления (рис. 1).

Основными элементами этой схемы являются: скважины 1. компрессорные станции 3. газопроводы высокого давления, трубопроводы для сбора нефти и газа, сепараторы различного назначения 7. газораспределительная батарея 4. групповые замерные установки, системы очистки и осушки газа с регенерацией этиленгликоля 6. дожимные насосные станции, нефтесборный пункт,

Рис. 1. Схема замкнутого цикла газлифтного комплекса

 

Уже сейчас около 20% нефти добывается со дна морей и океанов. По некоторым  оценкам, половина запасов нефти  Земли находится на шельфе и в  более глубоководных районах.

В Мексиканском заливе признаки нефти  обнаружены на глубине более 3000 м. Основные районы морской добычи нефти - это  Венесуэльский залив, шельфы Мексиканского  залива и штата Калифорния, Персидский залив, некоторые районы Гвинейского  залива (у Западной Африки), Северное море, отмели у берегов Аляски, Перу, Эквадора, а также Каспийское море, акватории оз. Mаракайбо и и залива Kука.

 

Разработка нефтяного  или газового месторождения - это комплекс мероприятий, направленных на обеспечение притока нефти и газа из залежи к забою скважин, предусматривающих с этой целью определенный порядок размещения скважин на площади, очередность их бурения и ввода в эксплуатацию, установление и поддержание определенного режима их работы.

Силы, действующие  в продуктивном пласте

Всякая нефтяная и газовая  залежь обладает потенциальной энергией, которая, в процессе разработки залежи переходит в кинетическую и расходуется  на вытеснение нефти и газа из пласта. Запас потенциальной энергии создается:

1) напором краевых (контурных)  вод;

2) напором газовой шапки;

3) энергией растворенного  газа, выделяющегося из нефти  при снижении давления;

4) энергией, которой обладают  сжатые нефть, вода и вмещающая  их порода;

5) силой тяжести, действующей  на жидкость.

Краевые воды, действуя на поверхность  водонефтяного контакта, создают  давление в нефти и газе, заполняющие  поры продуктивного пласта. Аналогичное  действие оказывает газ, находящийся  в газовой шапке, но действует  он через поверхность газонефтяного  контакта.

Растворенный газ, выделившийся из нефти после снижения давления, способствует его сохранению в дальнейшем на некотором уровне. Всякое уменьшение количества нефти в пласте приводит к тому, что этот объем занимают пузырьки газа, и поэтому нефть  находится под действием практически  неизменного давления. Его снижение начнется, когда выделение газа из растворенного состояния не будет  успевать за отбором нефти.

Действие упругих сил  нефти, воды и вмещающей их породы проявляется в следующем. По мере отбора нефти и газа, происходит некоторое снижение пластового давления, в результате чего пластовые флюиды и порода разжимаются, замедляя темп его падения.

Сила тяжести обеспечивает сток нефти из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены  забои скважин.

Режимы работы залежей

В зависимости от источника  пластовой энергии, обуславливающего перемещение нефти по пласту к  скважинам, различают пять основных режимов работы залежей: жестководонапорный, упруго-водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.

При жестководонапорном режиме (рис. 7.6 а) источником энергии является напор краевых (или подошвенных) вод. Ее запасы постоянно пополняются за счет атмосферных осадков и источников поверхностных водоемов. Отличительной особенностью жестководо-напорного режима является то, что поступающая в пласт вода полностью замещает отбираемую нефть. Контур нефтеносности при этом непрерывно перемещается и сокращается.

Эксплуатация нефтяных скважин  прекращается, когда краевые воды достигают забоя тех из них, которые  находятся в наиболее высоких  частях пласта, и вместо нефти начинает добываться только вода.

На практике всегда есть еще один промежуточный этап разработки нефтяных месторождений, когда одновременно с нефтью добывается вода. Это связано  с тем, что из-за неоднородности пласта по проницаемости и сравнительно высокой вязкости нефти в пластовых  условиях по отношению к вязкости пластовой воды происходит прорыв краевых  и подошвенных вод к забою  скважин.

При жестководонапорном режиме работы нефтяной залежи обеспечивается самый высокий коэффициент нефтеотдачи пластов, равный 0,5...0,8.

При жестководонапорном режиме давление в пласте настолько велико, что скважины фонтанируют. Но отбор нефти и газа не следует производить слишком быстро, поскольку иначе темп притока

 

Рис. 7. 6. Типы режимов нефтяного  пласта:

а - жестководонапорный; б - газонапорный; в - растворённого газа; г - гравитационный

 

воды будет отставать от темпа отбора нефти и давление в пласте будет падать, фонтанирование прекратится.

При упруговодонапорном режиме основным источником пластовой энергии служат упругие силы воды, нефти и самих пород, сжатых в недрах под действием горного давления. При данном режиме по мере извлечения нефти давление в пласте постепенно снижается. Соответственно уменьшается и дебит скважин.

Отличительной особенностью упруговодонапорного режима является то, что водоносная часть пласта значительно больше нефтеносной (границы  водоносной части отстоят от контура  нефтеносности на 100 км и более).

Хотя расширение породы и  жидкости при уменьшении давления в  пласте, отнесенное к единице объема, незначительно, при огромных объемах  залежи и питающей ее водонапорной системы таким образом можно  извлечь до 15 % нефти от промышленных запасов.

Коэффициент нефтеотдачи при упруговодонапорном режиме также может достигать 0,8.

При газонапорном режиме (рис. 7.6 б) источником энергии для вытеснения нефти является давление газа, сжатого в газовой шапке. Чем ее размер больше, тем дольше снижается давление в ней.

В месторождениях, работающих в газонапорном режиме, процесс вытеснения нефти расширяющимся газом обычно сопровождается гравитационными эффектами. Газ, выделяющийся из нефти, мигрирует  вверх, пополняя газовую шапку и оттесняя нефть в пониженную часть залежи. По мере понижения уровня газонефтяного контакта происходит прорыв газа к нефтяным скважинам, находящимся ближе к контуру газоносности и их эксплуатация прекращается, т.к. в противном случае расходование энергии расширения газа газовой шапки будет нерациональным.

Коэффициент нефтеотдачи пласта при газонапорном режиме составляет 0,4...0,6.

При режиме растворенного  газа (рис. 7.6 в) основным источником пластовой энергии является давление газа, растворенного в нефти. По мере понижения пластового давления газ из растворенного состояния переходит в свободное. Расширяясь пузырьки газа выталкивают нефть к забоям скважин.

Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа самый низкий и составляет 0,15...0,3. Причина этого в том, что запас энергии газа часто полностью истощается намного раньше, чем успевают отобрать значительные объемы нефти.

Гравитационный  режим (рис. 7'.6 г) имеет место в тех случаях, когда давление в нефтяном пласте снизилось до атмосферного, а имеющаяся в нем нефть не содержит растворенного газа. При этом режиме нефть стекает в скважину под действием силы тяжести, а оттуда она откачивается механизированным способом.

Если в залежи нефти  одновременно действуют различные  движущие силы, то такой режим ее работы называется смешанным.

При разработке газовых месторождений  гравитационный режим и режим  растворенного газа отсутствуют.

Необходимо подчеркнуть, что естественная пластовая энергия  в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной  полноты отбора нефти из залежи. Это связано с тем, что ее извлечению из пласта препятствует достаточно много  факторов, в частности, силы трения, силы поверхностного натяжения и  капиллярные силы.

Эксплуатация  нефтяных и газовых скважин. Способы  эксплуатации скважин.

Все известные способы  эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1)  фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоиз-ливом;

2)  с помощью энергии  сжатого газа, вводимого в скважину  извне;

3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания  пласта.

Фонтанный способ применяется если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для  фонтанной добычи нефти показано на рис. 7.12.

Нефть поступает в нее  из пласта через отверстия в колонне  эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные  трубы 2. Нефть поступает в них  через башмак 3. Верхний конец  насосно-компрессорных труб через  фланец 4 соединяется с фонтанной  арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается  в ограничении притока нефти  в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.

 

	Рис 7 12. Устройство скважины для фонтанной добычи нефти: 1 - эксплуатационная колонна; 2 - насосно-компрессорные  трубы; 3 - башмак; 4 - фланец; 5 - фонтанная арматура; 6 - штуцер
	Рис. 7 13. Устройство скважины для компрессорной добычи нефти: 1 - обсадная труба, 2 - подъемная труба; 3 - воздушная труба
	Рис. 7.14. Механизм компрессорной  добычи нефти

 

Установка штуцера позволяет  обеспечить длительную и бесперебойную  работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям  притока нефти, уменьшается загрязнение  скважины частицами породы.

Из штуцера пластовая  нефть попадает в сепаратор (или  трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются  фонтанным способом. Газ поступает  на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорным называется способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис. 7.13.