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

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.

Устье фонтанных скважин  оснащается прочной стальной фонтанной арматурой (рис. 3), предназначенной для управления скважиной, то есть с её помощью можно регулировать добычу нефти – уменьшать или при необходимости совсем останавливать.

Рис. 3. Арматура фонтанная  крестовая для однорядного подъемника:

1 – манометры; 2 – трехходовой  кран; 3 – буфер; 4, 9 – задвижки; 5 –  крестовик ёлки; 6 – переводная  катушка; 7 – переводная втулка; 8 – крестовик трубной головки; 10 – штуцеры; 11 – фланец колонны; 12 - буфер

Все оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное.

К подземному оборудованию относятся все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны (НКТ, пакер, якорь, клапаны, муфты).

Насосно-компрессорные трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции:

а) являются каналом для подъема  добываемой жидкости;

б) служат для подвески глубинного оборудования;

в) являются каналом для проведения различных технологических операций;

г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

Пакеры (скважинные уплотнители) – устройства, предназначенные для разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной части. При этом они выполняют следующие функции:

• защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления;
• препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;
• способствуют давлению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;
• создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;
• позволяют осуществлять направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.

Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь.

Наземное оборудование включает все оборудование, работающее на поверхности (устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки).

Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять следующие функции:

а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами;

б) направление движения газожидкостной смеси;

в) подвески глубинного оборудования;

г) создание противодавления на устье;

д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

Арматура состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины.

Осложнения при работе фонтанной скважины.  Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Кроме того, ломаются, развинчиваются штанги, засоряется арматура; появляются отложения солей, песка; посторонняя вода и т. д.

Добыча нефти при  наличии в ней парафина осложняется  выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях (промысловые трубопроводы), в резервуарах.

Парафиновые отложения состоят  из парафина, нефти, смолистых компонентов  нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.

Парафиновые отложения  нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти. На примере месторождений Башкирии затраты на депарафинизацию промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти. 

Начало отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются примерно на глубине 100-200 м.

Фонтанные трубопроводы (фонтанный  лифт) диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью запарафиниваются примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.

Рассмотрим некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти. В пластовых условиях парафин  обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

Выпадению парафина способствует снижение температуры в лифте. Температура  начала кристаллизации парафина для  месторождений Татарии и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.

Снижение температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь снижением давления по мере перемещения частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления.

В основу существующих методов борьбы с парафином положено свойство парафина прилипать только к шероховатым поверхностям. Учеными установлено, что на гладких поверхностях отложение парафина не наблюдается. Были разработаны рецептуры материалов, созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб и испытаны поверхности, выполненные из стекла, эмали, эпоксидной смолы.

Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно-компрессорные трубы в скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.

Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также разрушается при механическом воздействии.

Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700^оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.

Эпоксидная смола является упругим материалом, наносится при температуре +100^оС, процесс нанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно, противостоит парафинообразованию.

Следует упомянуть и метод борьбы с парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.

Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель. В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100^оС и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ.

Основные осложнения, возникающие при добыче природного газа:

1. Разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок;
2. Обводнение скважины краевой или подошвенной водой;
3. Вынос в призабойную зону кристаллов соли, ила и закупорка её;
4. Чрезмерное охлаждение газа, обмерзание оборудования, гидратообразование;
5. Значительное понижение давления внутри скважины и опасность смятия колонны под действием внешнего давления;
6. Неудовлетворительное состояние скважины (некачественное цементирование, негерметичность, обводнение чужеродной водой).

3. Добыча  нефти глубинно-насосным способом

При недостаточной производительности фонтанных скважин (с самого начала или из-за постепенного снижения дебита) применяется глубинно-насосная добыча. Это является механизированным способом подъема нефтегазовой продукции (обычно с каким-то количеством воды) штанговыми, электроцентробежными или гидропоршневыми насосными установками.

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами – один из основных  способов добычи нефти. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через колонну штанг (рис. 4).      

Рис. 4. Схема штанговой  насосной установки (1 – приемный клапан, открывающийся только вверх; 2 –  выкидной клапан на поршне насоса; 3 –  колонна насосных штанг; 4 – тройник  на устье скважины; 5 – сальник  в тройнике, через который пропускается полированный шток – верхняя штанга; 6 – головка балансира станка-качалки; 7, 8 – кривошипно-шатунный механизм; 9 – двигатель

При сравнительно небольшой глубине  коллекторов - до 1500 м, реже до 3200 м широко применяются штанговые насосы-качалки производительностью до 20 м³/сут. При глубине 200-400 м возможна производительность до 500 м³/сут. Поршневой насос устанавливается в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром 38-102 мм. Плунжер насоса соединен колонной штанг с балансиром станка-качалки, который придает ему возвратно-поступательное движение. Последовательная работа клапанов плунжера и цилиндра насоса периодически выталкивает жидкость на поверхность, где она поступает в сборный трубопровод.

Колонна насосно-компрессорных труб, по которой жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на устье тройником. Возвратно- поступательное движение колонне насосных штанг передаётся от электродвигателя через редуктор и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Длительность и безаварийность работы станка-качалки зависят во многом от степени его уравновешенности.

При эксплуатации скважины штанговыми насосами к добываемой нефти не предъявляются  строгие требования, которые имеют  место при других способах эксплуатации. Штанговые насосы могут качать нефть, характеризующуюся наличием механических примесей, высоким газовым фактором и т.д. К тому же, данный способ эксплуатации отличается высоким КПД.

В России изготавливаются станки-качалки 13 типоразмеров по ГОСТ 5688-76. Штанговые насосы производят ОАО «Элкамнефтемаш» г. Пермь и ОАО «Ижнефтемаш» г. Ижевск.

Главной отличительной  особенностью бесштанговых скважинных насосов (БШГН), позволяющей выделить их в самостоятельную группу, является отсутствие механической связи между приводом и самым насосом, как это имеет место в установке штангового глубинного насоса. Погружные скважинные насосы спускают на трубах и устанавливают на глубине, соответствующей развиваемому насосом напору.

Наиболее обширную группу в классе БШНГ составляют установки электроцентробежных насосов (УЭЦН). В качестве привода УЭЦН применяют погружной электродвигатель, спускаемый в скважину совместно с насосом на заданную глубину. В зависимости от его мощности (от 16 до 125 кВт) они обеспечивают добычу от 25 до 900 м³/сут при напоре от 5,5 до 18,5 МПа. Около устья скважины размещается трансформатор и блок управления, а электрический кабель закрепляется вдоль колонны труб, на которой спускается погруженный в скважину электронасос.

Вторую группу составляют установки электровинтовых насосов (УЭВН). Их доля в общем балансе добычи нефти незначительна. Приводом винтового насоса тоже служит погружной электродвигатель, спускаемый вместе с насосом на заданную глубину.

Установка винтового насоса состоит  из тех же узлов, что и установка погружного центробежного насоса. Вместо центробежного насоса в подземном агрегате используется винтовой насос. Погружной винтовой электронасос сочетает в себе положительные качества центробежного и поршневого, обеспечивая плавную, непрерывную подачу жидкости без пульсации, с постоянным высоким КПД при широком диапазоне изменения давления. Характерная особенность винтовых насосов – значительное улучшение параметров с увеличением вязкости перекачиваемой жидкости. Поэтому наиболее эффективны эти насосы при добыче вязкой и высоковязкой нефти.