Добыча нефти и газа

Дисциплина  «Основы нефтегазового дела»                                                                      

Тема 6. Добыча нефти и газа

 

Учебные вопросы:

Введение 

1. Методы нефтедобычи

2. Фонтанный способ добычи нефти

3. Добыча нефти глубинно-насосным  способом

4. Газлифтный способ добычи нефти

 

1. Методы нефтедобычи

Подъем нефти на дневную поверхность  получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча угля», «добыча руды». Однако, кроме названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения.

Процесс добычи нефти  и газа включает в себя три этапа. Первый - движение нефти и газа по пласту к скважинам, благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин. Он называется разработкой нефтяных и газовых месторождений. Второй этап - движение нефти и газа от забоев скважин до их  
устьев на поверхности. Его называют эксплуатацией нефтяных и газовых скважин. Третий этап - сбор продукции скважин и подготовка нефти и газа к транспортированию потребителям.

В зависимости от значения пластового давления, физических свойств нефти, содержания в ней воды и газа, проницаемости пород пласта и т.д. нефтяные скважины эксплуатируются различными методами. Существуют  первичные, вторичные и третичные методы добычи нефти (рис. 1).

Первичные методы добычи - добыча нефти или газа из пласта с использованием только естественных процессов.

Вторичные методы добычи - добыча нефти или газа из пласта искусственными методами поддержания или увеличения пластового давления путем нагнетания газа, воды или других веществ в пластовую породу.

Распространены следующие  вторичные методы:

• газлифт (компрессорная добыча нефти);
• плунжерный лифт;
• добыча штанговыми насосами;
• откачка пневматическими и гидравлическими насосами;
• откачка роторными насосами;
• откачка гидравлическими и глубинными насосами;
• откачка электрическими погружными насосами.

Третичные методы добычи - добыча нефти или газа из части пласта, залегающего над той его частью, из которой может осуществляться добыча первичными или вторичными методами. Обычно требует сложных технологий, как, например, подогрев пласта для уменьшения вязкости нефти или инжекция химикатов для растворения нефти.

Проблема максимальной добычи нефти  из залежей в мире уделяли внимание еще в 20-х годах, а крупномасштабные работы начались в 50-х годах ХХ века. Сегодня в мире определились два основных направления работ по повышению нефтеотдачи пластов третичными методами: тепловые и физико-химические методы воздействия. Разрабатываются и другие направления, в частности микробиологический и др.

Добывающие скважины  при  разработке нефтегазовых месторождений могут эксплуатироваться фонтанным, газлифтным (газолифтным)  и насосным способами подъема продукции.

Каждый из этих способов применяется  на определенных этапах разработки месторождения. Фонтанная добыча нефти - способ эксплуатации скважин, при котором подъем нефти от забоя до поверхности осуществляется за счет пластовой энергии. Различают естественное и искусственное фонтанирование скважин. В первом случае на фонтанирование расходуется природная энергия пласта-коллектора; во втором - напор воды или газа, нагнетаемых для поддержания пластового давления (рис. 2).

Естественный фонтанный способ добычи экономичен и существует в  первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Все газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом.

 

Рис. 2. Нефть поднимается под давлением нагнетаемой воды в пласт

Если пластовой энергии недостаточно для подъема нефти от забоя  на поверхность, фонтанирование скважины прекращается. В этом случае используются механизированные способы.  В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Насосный - подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов - штанговых скважинных насосов (ШСН) и погружных центробежных электронасосов (ЭЦН). Также используются электровинтовые, электродиафрагменные, гидропоршневые насосы и др.

Газлифтный - при этом способе добычи нефти в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ (углеводородный или крайне редко воздух), т. е. подают энергию расширения сжатого газа.

На добычу фонтанным и газлифтным способами приходится чуть более 30% добычи всей нефти в нашей стране, остальное – это добыча штанговыми глубинными насосами (чуть более 16 %) и погружными центробежными насосами (более 50%). Таким образом, большинство добывающих скважин на нефтепромыслах России эксплуатируется с помощью скважных насосов (табл. 1).

 

 

 

Таблица 1

Отдельные технико-экономические  показатели работы организаций по добыче  сырой нефти и нефтяного (попутного) газа

	1970	1980	1990	1995	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007
Добыча нефти  по способам эксплуатации скважин,   в процентах от общего объема добычи:
насосный	47,6	44,6	81,0	87,2	89,6	90,1	90,6	91,3	92,6	93,0	93,4	92,2
компрессорный	0,5	2,3	7,0	3,6	1,5	1,3	1,3	1,0	0,9	0,8	0,8	0,7
фонтанный	51,9	53,1	12,0	9,0	8,5	8,4	8,0	7,6	6,5	6,2	5,6	7,1
Среднесуточный  дебит одной скважины, т	27,9	27,6	11,6	7,5	7,5	7,7	8,3	9,4	10,1	10,3	10,3	10,2
Объем бурения на нефть, млн. м:
эксплуатационного	4,3	14,3	32,7	10,2	9,3	8,8	8,6	9,1	8,3	9,7	11,4	13,6
разведочного	3,0	3,6	5,2	1,4	1,5	1,8	1,0	1,0	0,8	0,9	1,0	1,2
Уровень использования нефтяного (попутного) газа,   в процентах от общих ресурсов нефтяного (попутного) газа	68	64	80	81	80	80	75	78	76	76	77	73

 

Рассмотрим способы добычи нефти, получившие применение в настоящее  время.

 

2. Фонтанный  способ добычи нефти

Баланс пластовой энергии. Когда давление, под которым находится нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается на поверхность по стволу скважины. Такой способ подъема нефти получил название фонтанного. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора (напор контурных и подошвенных вод) или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе. Фонтанный способ добычи может продолжаться от 1 до 6 лет.

При всех способах эксплуатации, в  том числе и при фонтанном, подъем жидкости и газа на поверхность  происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации (в период освоения скважин).  Это колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). В зависимости от назначения и условий их применения НКТ называют:

а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для подъема жидкости;

б) насосными при эксплуатации в насосных скважинах;

в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

На что расходуется пластовое  давление и какова должна быть его  величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола скважины – гидростатическое давление Р_гст. Во-вторых, надо компенсировать потери, возникающие при движении жидкости в колонне обсадных труб и НКТ (лифтовые трубы) – гидравлические потери Р_гид. В-третьих, необходимо обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта (элемент нефтегазового промысла) – Р_тр. Кроме того, устье скважины может оказаться выше или ниже сборного пункта и тогда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот – Р_г. Надо также учесть, что при движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему. Обозначив это влияние газа через Р_газ, получим условие фонтанирования:

Р_пл =  Р_гст + Р_гид + Р_тр - Р_газ + Р_г                            

Приток жидкости из пласта тем больше, чем меньше будет давление на забое  – Р_заб. Дебит фонтанной скважины определяется разностью забойного Р_заб и устьевого Р_у давления, глубиной, диаметром лифтовой колонны скважины и вязкостью нефтегазовой смеси.

В благоприятных условиях, при умеренном  снижении забойного давления Р_заб, переходя на штуцеры с меньшим сопротивлением, удается поддерживать необходимую разность Р_заб-Р_у и обеспечивать постоянный дебит фонтанных скважин 30-50 т/сут. В отдельных случаях начальный дебит может быть гораздо выше. Из-за неизбежного снижения дебита фонтанные скважины переводят на периодическую эксплуатацию. Часть скважин временно исключается из добычи, а затем, по мере притока нефти к скважине и возрастания забойного давления, вновь включается в фонтанирование. При этом постоянная добыча промысла обеспечивается за счет ввода в действие соответствующего количества резервных скважин. При заводнении залежи в водонапорном режиме с поддерживанием пластового давления фонтанная эксплуатация скважин может продолжаться вплоть до окончания их работы из-за чрезмерного обводнения продукции.

Газовые месторождения  эксплуатируются фонтанными скважинами. Естественно, что по мере отбора газа его давление в забое и на устье скважины снижается. Пока это давление соответствует требованиям дальнего транспорта, скважина работает в бескомпрессорном режиме. Магистральные газопроводы требуют давления до 7 МПа. При падении давления ниже этого уровня приходится использовать дожимные компрессоры, то есть скважины вступают в компрессорный период эксплуатации.

Особенностью эксплуатации скважин газоконденсатных месторождений является возможность исключить затраты энергии на подъем жидкого конденсата. При фонтанной добыче двухфазной смеси капли конденсата легко отделяются от потока и рассматриваются как продукция, а отсепарированный сухой газ по другим скважинам нагнетается в коллектор для поддержания пластового давления. Это называется «сайклинг-процессом».

Сайклинг-процесс -  технология разработки газоконденсатного месторождения при которой для поддержания пластового давления на поверхности разделяются газ и конденсат, при этом газ вновь закачивается в пласт для увеличения конденсатоотдачи (сбора «выпавшего» в пласте при добыче конденсата).  

Таким образом, удается давлением газа откачать конденсат, а затем также фонтанным способом извлечь временно законсервированные запасы газа. Такой «сайклинг-процесс», то есть циклическая технология, широко распространен на газоконденсатных месторождениях США, он особенно перспективен для морских месторождений газоконденсата, когда использование дополнительных энергетических установок особенно нежелательно. Консервация запасов газа должна рассматриваться как временный недостаток: по мере разбуривания и освоения месторождения он практически исчезает.

Оборудование  фонтанной скважины. Наиболее простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. Однако при этом возможно возникновение следующих осложнений:

а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов;

б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны;

в) возникновение осложнений  за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, механических примесей.

Восстанавливать поврежденную колонну  и устранять осложнения трудоемко  и не всегда эффективно. Кроме того, необходимо иметь в виду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.