Способы добычи нефти

Применение

Свойства

Нефть - жидкость от светло-коричневого (почти бесцветная) до темно-бурого (почти черного) цвета (хотя бывают образцы даже изумрудно-зеленой нефти).

Средняя молекулярная масса 220-300 г/моль (редко 450-470). Плотность 0,65-1,05 (обычно 0,82-0,95) г/см³; нефть, плотность которой ниже 0,83, называется легкой, 0,831-0,860 - средней, выше 0,86 - тяжелой.

Нефть - легковоспламеняющаяся жидкость; температура вспышки от −35 до +121 °C (зависит от фракционного состава и содержания в ней растворенных газов). Нефть растворима в органических растворителях, в обычных условиях не растворима в воде, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. Всего в нефти обнаружено более 50 элементов. В технологии для отделения от нефти воды и растворенных в ней солей проводят обезвоживание и обессоливание.

Сырая нефть непосредственно почти не применяется. Для получения из нее технически ценных продуктов, главным образом моторных топлив, растворителей, сырья для химической промышленности, ее подвергают переработке. Нефть занимает ведущее место в мировом топливно-энергетическом балансе: доля ее в общем потреблении энергоресурсов составляет 48 %. В перспективе эта доля будет уменьшаться вследствие возрастания применения атомной и иных видов энергии, а также увеличения стоимости и уменьшения добычи.

Нефть уникальна именно комбинацией качеств: высокая плотность энергии (на 30 % выше, чем у самых качественных углей), нефть легко транспортировать (по сравнению с углем, например).

Истощение ресурсов нефти, рост цен на нее и др. причины вызвали интенсивный поиск заменителей жидких топлив.

Различают следующие способы извлечения нефти из пробуренных скважин (табл. 4.5):

- фонтанный;

- газлифтный;

- УЭЦН (установки электроцентробежных насосов);

- ШСН (штанговые скважинные насосы) и другие.

Таблица 4.5

Способы извлечения нефти из пробуренных скважин, применяемые в РФ

Способы добычи	Число скважин, %	Добыча нефти, %
1. Фонтанный	8,8	19,5
2. Газлифтный	4,3	11,6
3. УЭЦН	27,4	52,8
4. ШСН	59,4	16,1

1. Фонтанный способ извлечения нефти из пробуренных скважин. Возможно, у многих из нас отложились в памяти кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан нефти, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно сказать, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будут бегать много людей, но они не будут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот выброс. Найденная 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. Несмотря на это, эксплуатация скважины продолжается, так как под землей остается более 80 % нефти.

Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.

После того, когда скважина начнет давать совсем мало нефти (как определят специалисты), ее переведут на другой способ эксплуатации.

2. Газлифтный способ извлечения нефти из пробуренных скважин (рис. 4.28). 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 насосно-компрессорной трубы (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 бескомпрессорный 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 нагнетания 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.

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, а во втором - однорядный подъемник центральной системы.

Газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования. Этот способ 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.

б

а

Смесь

Смесь

Воздух

Смесь

Смесь

Воздух

Воздух

Рис. 4.28. Конструкции газлифтных подъемников

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный 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. Так, 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 потребность в необходимых трудовых ресурсах региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

3. Извлечение нефти из пробуренных скважин с помощью УЭЦН (рис. 4.29). В общем случае эти установки носят название погружные электронасосы. В первом случае - это установки центробежных электронасосов

Рис. 4.29. Извлечения нефти из пробуренных скважин с помощью УЭЦН

(УЭЦН), во втором - установки погружных винтовых электронасосов (УЭВН). Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю по специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на поверхности имеется станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода. При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КПД, позволяющий конкурировать этим установкам со штанговыми установками и газлифтом. При этом способе эксплуатации борьба с отложениями парафина проводится достаточно эффективно с помощью автоматизированных проволочных скребков, а также путем нанесения покрытия на внутреннюю поверхность насосно-компрессорной трубы. Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах достаточно высок и достигает 600 суток.

4. Извлечение нефти из пробуренных скважин с помощью штангового скважинного насоса (ШСН) (рис. 4.30). У обывателя при разговоре о нефтяном деле возникает образ двух станков – буровой вышки и станка-качалки. Изображения этих устройств часто можно видеть на эмблемах, плакатах, гербах нефтяных городов и так далее. Внешний вид станка-качалки известен всем.

Станок-качалка - один из элементов эксплуатации скважин штанговым насосом. По сути, станок-качалка является приводом штангового насоса, расположенного на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразующий возвратно-посту-пательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос преобразует возвратно-поступательные движения от станка-качалки в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Рис. 4.30. Схема извлечения нефти из пробуренных скважин

с помощью штангового скважинного насоса

Дата добавления: 2014-11-16