USD 58.7913

+1.22

EUR 56.1725

+1.78

BRENT 93.75

+2.21

AИ-95

0

AИ-98

0

ДТ

0

6 мин
...

Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти

Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения.

Фонтанный и газлифтный способы добычи нефти

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добычу нефти.
Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть.
Существуют так называемые нагнетательные скважины.
В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода, это необходимо для эксплуатации месторождения в целом.
На начальном этапе нефть бьет фонтаном.

Это видно из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью.
С того времени много что изменилось.
И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс.
В любом случае то, что было показано на экране - это нефтяной фонтан.
Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность.

Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения.
Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает.
Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ).
Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование - фонтанную арматуру.

Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования.
Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной.
С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти - уменьшать или совсем остановить.
После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.

При добыче газа фонтанный способ является основным.

Газлифтный способ добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться.

Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа.
По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис.).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ.
Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству.
В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. а), а во втором - однорядный подъемник центральной системы (см. рис. б).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают 2 ряда концентрически расположенных труб.
Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между 2 колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. в).
Наружный ряд НКТ обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают 2 ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый:
  • в верхней части - трубы большего диаметра,
  • в нижней - меньшего диаметра.
Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами НКТ, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. г).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок).
Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна. Двухрядный подъемник:
  • преимущество - работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины;
  • недостаток - необходимость спуска 2 рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи.
Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен 3й вариант кольцевой системы - полуторарядный подъемник (см. рис. д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической.
Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитом до 40-60 т./сут или с низким пластовым давлением.
Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

  1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
  2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.
  3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
  4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
  5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
  6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
  7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Недостатки газлифта

  1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций
  2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
  3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Выводы по использованию газлифта

  • выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большим дебитом и высоким забойным давлением после периода фонтанирования;
  • может быть применен в наклонно - направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин;
  • при наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти:
    • эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления;
  • технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий:
    • большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири,
    • это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.