Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
Предоплата всего
Подписываем
Разработка нефтяных и газовых месторождений
Промышленную ценность разведываемого месторождения характеризуют его запасы, которые в зависимости от степени разведанности относят к обнаруженным (достоверным, промышленным) и предполагаемым (прогнозным). В зависимости от величины запасов месторождения делят на мелкие (менее 10 млн. т нефти или 10 млрд м3 природного газа), средние (10-30 млн. т нефти или 10-30 млрд. м3 природного газа), крупные (30-300 млн.т. нефти или 30-500 млрд. м3 природного газа) и уникальные или гигантские (более 300 млн. т. нефти или 500 млрд. м.3 природного газа).
Разработка месторождений полезных ископаемых – система организационно – технических мероприятий по добыче полезных ископаемых из недр. Разработка нефтяных и газовых месторождений осуществляется с помощью буровых скважин. Иногда применяется шахтная добыча нефти (Ярегское нефтяное месторождение, Республика Коми). Под системой разработки нефтяных месторождений и залежей понимают форму организации движения нефти в пластах к добывающим скважинам.
Систему разработки нефтяных месторождений определяют:
Следует различать системы разработки многопластовых месторождений и отдельных залежей (однопластовых месторождений). Объект разработки – один или несколько продуктивных пластов месторождения, выделенных по геолого-техническим условиям и экономическим соображениям для разбуривания и эксплуатации единой системой скважин.
При выделении объектов следует учитывать:
Объекты разработки подразделяют на самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты, в отличие от самостоятельных, предполагается разрабатывать скважинами, эксплуатирующими в первую очередь какой-то другой объект.
За последние 15-20 лет в области обработки и интерпретации геолого-геофизической и промысловой информации произошли революционные изменения, геоинформационные компьютерные технологии позволяют повышать эффективность разведки и разработки залежей нефти и газа (совокупность программных средств по обработке и интерпретации собранных геологических, геофизических и промысловых данных, позволяющих описывать геологическое строение залежи с максимально возможной точностью, и основываясь на полученной математической модели, получать достоверные данные о запасах УВ и оптимальную схему из добычи). Доминирующее положение на рынке систем обработки геолого-геофизической и промысловой информации занимают фирмы Western Atlas, Schlumberger, Landmark и др. Такие системы ориентированы на трехфазное и трехмерное моделирование нефтегазового месторождения. Имеется возможность визуализировать результаты моделирования, получать трехмерные изображения любого из пластовых свойств, манипулировать ими в интерактивном режиме с целью более полного представления о протекающем процессе. Практически не осталось ни одного крупного месторождения эффективность разработки которого не была бы повышена благодаря использованию моделирования.
На основе геолого-физических сведений о свойствах нефтяного, газового или газоконденсатного месторождения, взглядов на его будущую систему и технологию разработки создают количественные представления о их разработке. Система взаимосвязанных количественных представлений о разработке месторождения— модель его разработки, которая состоит из модели пласта и модели процесса разработки месторождения. Модель п л а с т а — это система количественных представлений о его геолого-физических свойствах, используемая в расчетах разработки нефтяного месторождения. Модель процесса р а з р а б о т к и месторождения — система количественных представлений о процессе извлечения нефти из недр. Вообще говоря, в модели разработки нефтяного месторождения можно использовать любую комбинацию моделей пласта и процесса разработки, лишь бы эта комбинация наиболее точно отражала свойства пластов и процессов. Вместе с тем выбор той или иной модели пласта может повлечь за собой учет в модели процесса каких-либо дополнительных его особенностей и наоборот
5.1.Сетка размещения скважин
Разработку месторождения ведут экспериментальными скважинами, располагающимися по определенной сетке на территории месторождения. Шаг скважин в этой сетке и их общее число зависят от многих факторов, и в частности от энергетического режима залежи, геологического строения, физико-химических свойств пластовой нефти (газа) и др.
Сетка скважин – характер взаимного расположения добывающих и нагнетательных скважин на эксплуатационном объекте с указанием расстояний между ними (плотность сетки). Скважины располагают по равномерной сетке и неравномерной сетке (преимущественно рядами).
Сетки по форме бывают квадратными, треугольными и многоугольными. При треугольной сетке на площади размещается скважин больше на 15,5 %, чем при квадратной в случае одинаковых расстояний между скважинами.
Под плотностью сетки скважин подразумевают отношение площади нефтеносности к числу добывающих скважин. Вместе с тем это понятие очень сложное. Плотность сетки определяется с учетом конкретных условий. С конца 50-х годов месторождения эксплуатируются с плотностью сетки (30÷60)·104 м2/скв. На Туймазинском месторождении плотность сетки 20·104 м2/скв, при расстоянии между скважинами в рядах 400 м, на Ромашкинском –60·104 м2/скв. – 1000 м · 600 м, на Самотлорском – 64·104 м2/скв.
5.2.Стадии разработки месторождений
Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.
По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 6.1). Графики построены в зависимости от безразмерного времени τ, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.
Рис. 6.1. Типовая динамика темпа добычи нефти Tдн, жидкости Tдж и обводненности продукции в n при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:
1 – освоение эксплуатационного объекта;
2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;
3 – значительное снижение добычи нефти;
4 – завершающая
Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта - характеризуется:
Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 - 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Tдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).
Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти - характеризуется:
Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:
Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 - 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Tдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности в n . Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 - 90 % извлекаемых запасов нефти.
Четвертая стадия – завершающая – характеризуется:
Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 - 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98 %.
5.3.Размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин на месторождении
Для поддержания пластового давления и увеличения коэффициента отдачи пласта, который на разных месторождениях колеблется в широких пределах, применяют закачку под давлением в продуктивные пласты воды или газа через нагнетательные скважины. Первый метод связан с закачкой под большим давлением (порядка 20 МПа) в нефтяные пласты воды, прошедшей специальную подготовку. Различают законтурное, внутриконтурное и площадное заводнение нефтяных пластов.
При законтурном заводнении воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, размещаемые за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности рядами параллельно контуру. Суммарный объем отбираемой жидкости равен количеству нагнетаемой в пласт воды (рис. 6.2).
Рис 6.2. Схема законтурного заводнения
На больших месторождениях применяют внутриконтурное заводнение – разрезание нагнетательными рядами на отдельные эксплуатационные блоки. На 1 т извлекаемой нефти необходимо нагнетать 1,6 -2 м3 воды.
Технологически заводнение осуществляется следующим образом. Очищенную от примесей воду с помощью насосов высокого давления, установленных на насосной станции, закачиваю в нагнетательные скважины, располагаемые на площади нефтеносности (внутриконтурное заводнение) или вне ее (законтурное заводнение). Воду нагнетают одновременно в несколько скважин (куст). Поэтому и насосные станции, применяемые с целью осуществления заводнения нефтяных пластов, называют кустовыми н а с о с н ы м и с т а н ц и я м и . К качеству воды, закачиваемой в пласт, предъявляют следующие требования. В среднем принято, что количество взвешенных частиц в ней не должно превышать 5 мг/л для низкопроницаемых и 20 мг/л для высокопроницаемых пластов. Давление на устье нагнетательных скважин в процессе заводнения пластов поддерживают обычно на уровне 5—10 МПа, а в ряде случаев —15—20 МПа. Так как проницаемости в призабойных зонах отдельных скважин неодинаковы при одном и том же давлении на устье, расход закачиваемой в различные скважины воды различный.
При разработке нефтяных месторождений с применением заводнения из добывающих скважин вначале получают практически чистую нефть, т. е. безводную продукцию, а затем, по мере роста объема закачанной в пласт воды, начинают вместе с нефтью добывать воду.
Эксплуатация любой скважины содержит два периода. Первый период – установка устьевого и скважинного оборудования, пуск и освоение скважины, а также обустройство месторождения: строительные работы, монтаж и пуск необходимого технологического оборудования, трубопроводов, резервуаров, насосов, компрессоров и др. для сбора нефти и газа от группы скважин и транспорта нефти и газа на централизованные пункты первичной обработки и подготовки нефти газа к их дальнейшему транспортированию до крупных объектов нефтегазопереработки. Этот период в зависимости от территориальных размеров и запасов месторождении может длиться 1,5-6 лет. Второй период – это собственно эксплуатация скважин и всего месторождения, которая длится (в зависимости от рационального отношения к ресурсам и от будущих капиталовложений по модернизации и по поддержанию эффективности эксплуатации месторождения) 20-40 лет и более. За длительный период эксплуатации скважины возникает необходимость изменять режимы (фонтанный, компресосрный, насосный) функционирования скважины и проводить операции по воздействию (стимулированию) на призабойную зону (ГРП, кислотная обработка забоя и др).
В начальный период эксплуатации нефтяного месторождения пластовое давление достаточно велико для того, чтобы выдавливать нефть из залежи по скважине на поверхность. Это самый предпочтительный режим добычи нефти фонтанным способом. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп , поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи. При этом необходимый, но не максимальный отбор (дебит, расход) добываемой нефти устанавливается с помощью регулируемого дросселя, в котором имеется устройство, изменяющее площадь живого сечения для прохода потока. Добыча газа осуществляется только фонтанным методом. Фонтанная добыча нефти обычно длиться недолго, время фонтанирования зависит от начального пластового давления, дебита скважины, их количества и взаимного расположения.
Когда пластовое давление нефти становится недостаточным для подъема нефти на поверхность, тогда переходят на добычу нефти за счет других методов. Применяется нагнетание УВ газа под давлением через специальные предварительно пробуренные скважины непосредственно в контур нефтяного пласта для повышения пластового давления и улучшения фильтрации газонефтяной смеси из залежи в забой скважины.
При газлифтном режиме эксплуатации скважин недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности, после чего происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом. При компрессорном (газлифтном) методе УВ газ с поверхности (его надо иметь поблизости и в необходимом кол-ве) под давлением вводится в слой нефти в нескольких местах по высоте скважины и образовавшаяся газонефтяная смесь поднимается за счет разности гидростатических давлений (плотностей) негазированной и газированной нефти.
Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.).
В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Hст . В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. Далее – на основе разности давлений….
Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Методы поддержания пластового давления осуществляют также нагнетанием пресной воды под давлением выше пластового давления нефти через специальные напорные скважины непосредственно в контур нефтяного пласта или за ним. Используются также методы вторичного воздействия на пласт: гидроразрыв нефтяного пласта водой, термическая обработка пласта, физико-химическая обработка забоя скважины растворами кислот, ПАВ и других реагентов. Распространенным методом добычи нефти является насосной откачки нефти из забоя с помощью глубинных насосов (дорогой, но часто безальтернативный метод).
С учетом всех мер по поддержанию пластового давления и разнообразного воздействия на продуктивный пласт, а также насосной откачки нефти извлечь из нефтяного пласта удается в лучшем случае 45-50% (до 60%) нефти. Остальное количество нефти с помощью современных методов и технических средств извлечь пока невозможно, но в этом направлении во все мире проводятся интенсивные научно-технические исследования. Эксплуатация газового месторождения продолжается 15-20 лет, за это время извлекается 80-90% газа.
Конструкция эксплуатационных скважин. Устьевое и скважинное оборудование для фонтанного способа добычи нефти и газа
Конструкция эксплуатационных скважин зависит от природных особенностей, количества эксплуатируемых продуктовых пластов (их может быть до 5), их режима функционирования (фонтанный, компрессорный, насосный), пластового давления, дебита (расхода) добываемых нефти, газа и пластовой воды, их химического состава, структуры геологических пород, через которые проходит скважина, от ее глубины и др.
Уже при бурении стенки скважины укрепляются обсадными колоннами в количестве от 3 до 5 в зависимости от структуры геологических пород и глубины скважины. Все обсадные колонны (начиная со второй) должны быть закреплены, т. е. подвешены с помощью наземного оборудования обвязки обсадных труб, называемого головкой скважины. Головка скважины представляет собой комплекс устройств в виде цилиндрического корпуса с двумя фланцами, которые называют колонными головками. Каждая обсадная колонна состоит из обсадных труб длиной 6-10 м, соединяемых между собой резьбой специального профиля. Верхняя труба обсадной колонны опирается с помощью клиньевых или муфтовых подвесок конической формы в конической расточке (седле) внутренней поверхности корпуса соответствующей колонной головки.
Внутри последней по счету обсадной эксплуатационной колонны опускается колонна насосно-компрессорных (подъемных) труб. По насосно-компрессорным трубам нефть, газ и вода поднимаются из забоя скважины до ее устья. Эти трубы также длиной 6—10 м и соединяются между собой резьбой специального профиля. Одна колонна может иметь трубы одного диаметра или состоять из двух-трех их участков разного диаметра, причем более глубокие имеют меньший диаметр. Наземное оборудование скважины образует ее устьевое оборудование. В кованном или сварном корпусе колонной головки имеются боковые фланцы или боковые отверстия с резьбой для присоединения манифольдов — боковых патрубков и запорной арматуры (краны, задвижки). Внутри колонной головки располагаются подвески, соединенные с верхом трубы (обсадной или подъемной) резьбой, а также герметизирующие устройства.
Фланцы соединяют шпильками и гайками, применяют металлические прокладки. Выше верхней колонной головки подъемных труб на фланце крепится фонтанная арматура скважины (фонтанная елка). Основная запорная арматура, как и запорная арматура на боковых отводах (манифольдах), обычно состоит из двух (иногда трех) последовательно соединенных задвижек, которые работают только в одном из двух режимов: закрыто — открыто. Таким образом, головка скважины предназначена для подвешивания обсадных колонн и колонн подъемных труб, разобщения межколонных пространств, проведения ряда технологических операций (нагнетание промывных растворов, ингибиторов коррозии и гидратообразования и др.), установки противовыбросного оборудования — превентора (в процессе бурения скважины) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации скважины). Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Задвижки имеют дистанционное автоматическое управление (пневмопривод) и дублирующее ручное управление. Технические характеристики скважинных головок и фонтанной арматуры должны обеспечивать их надежную и долговечную эксплуатацию при рабочих давлениях до 70 МПа и даже иногда до 100 МПа. Рабочие потоки могут быть агрессивны и содержать механические примеси абразивной породы, температура потоков достигает иногда 100° С (и даже 150—250° С для определенных технологических операций).
Совершенствование промыслового оборудования высокого давления (устьевого и скважинного) происходит в направлении уменьшения его размеров и массы. Например, головку скважины, обычно соединенную на фланцах из множества колонных головок, можно изготовить в виде одного моноблока, который содержит внутри все устройства для подвешивания и герметизации труб, а также имеет отверстия для присоединения всех боковых манифольдов. В современных скважинах используют трубы и инструмент (приспособления) небольшого диаметра. Широко применяют быстроразъемные хомутовые соединения с металлическими кольцевыми прокладками, уплотняемыми внутренним давлением, в узлах оборудования высокого давления на нефтяных и газовых промыслах в северных районах и под водой, т. е. в экстремальных условиях, где ограничено время сборки и разборки, и это дает значительный эффект по сравнению с фланцевыми соединениями.
В середине 60-х годов в США 90% скважин имели по одной подъемной колонне насосно-компрессорных труб. Остальные скважины были оборудованы двумя (90%) и тремя (10%) параллельными подъемными колоннами. Сейчас есть скважины, в которых используют до пяти подъемных колонн для одновременной добычи нефти из пяти продуктовых пластов. Подъемные колонны могут быть концентрично расположены одна в другой, или они могут быть параллельными.
Часто на внутреннюю поверхность труб наносят защитные покрытия (лаки, эмали, стекло, эпоксиды) для борьбы с коррозией, с отложениями солей и твердых парафинов. Чистота механической обработки внутренней поверхности (шероховатость) труб или слоев защитных покрытий не должна превышать двух-трех микронов (полирование), что особенно эффективно против отложений твердых парафинов. Применяют облегченные трубы из высокопрочных сплавов на основе алюминия и даже титана для глубоких скважин.
К конструкциям скважинного оборудования, располагаемого в нижней части скважины в призабойной зоне, предъявляются определенные требования. Небольшой диаметр подъемных труб ограничивает и наружный диаметр всего скважинного оборудования, крепящегося друг к другу резьбовыми соединениями, которые должны гарантировать герметичность и долговечность, а также при необходимости разборку (развинчивание) и подъем его из скважины.
В комплект скважинного оборудования входят приспособления и устройства, которые могут быть использованы в будущем, например, после режима фонтанирования скважины требуется переход к компрессорной (газлифтной) добыче нефти, а потом к насосной ее откачке. Комплекты скважинного оборудования различаются в зависимости от особенностей скважины, пластового давления нефти и газа и других факторов. Однако в любом случае комплект скважинного оборудования обычно включает в себя следующее оборудование (в направлении вниз к забою): клапан-отсекатель, циркуляционные клапаны, телескопическое соединение, разъединитель колонны, газлифтные клапаны, ингибиторные клапаны, скважинную камеру, пакер, фильтр. По высоте предусматриваются различные посадочные ниппели, замки и карманы, переводники, пробки, приспособления для захвата, поворота, опускания и подъема оборудования.
Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб фонтанирующих скважин при разгерметизации устья, увеличении дебита скважин выше заданного, возникновении пожара на устье. Клапаны циркуляционные применяют для сообщения и разобщения затрубного пространства с внутренней полостью подъемных труб при проведении различных технологических операций с целью освоения и эксплуатации скважин. Клапаны ингибиторные позволяют подавать из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторы разного назначения. Телескопическое соединение служит для компенсации температурных изменений длины колонны подъемных труб. Газлифтные клапаны предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства в колонну подъемных труб при добыче нефти компрессорным (газлифтным) способом. Скважинные камеры применяют для посадки газ-лифтных и ингибиторных клапанов при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способом.
Пакеры предназначены для разобщения продуктовых пластов (если их больше одного) и изоляции эксплуатационной обсадной колонны от воздействия добываемой нефти и газа в процессе эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, а также при проведении ремонтно-профилактических работ. Пакер — основной элемент скважинного оборудования, он опускается в скважину на колонне подъемных труб и служит обычно опорой нижнего конца подъемной колонны. Пакер должен выдерживать максимальный перепад (вниз и вверх) давлений, действующих на него в экстремальных условиях и называе- мых рабочим давлением. Якори пакера — это устройства, обеспечивающие заякоривание (фиксацию) самого пакера и посредством него всей колонны подъемных труб за внутреннюю поверхность обсадной колонны. С разъединителем колонны (длиной 1,5—3 м) пакер соединяется для возможного отсоединения подъемных труб, установленных над ним. Конструкции пакеров очень разнообразны, они могут иметь верхнее и нижнее заякоривающие устройства. Длина пакера может достигать 2—4 м и масса 100—140 кг. Требования к конструкциям пакеров чрезвычайно жесткие. Обычно пакер является постоянным скважинным оборудованием, оставляемым в призабойной зоне скважины в течение долгого срока ее эксплуатации. Однако для скважин средней глубины применяют иногда пакеры съемные, которые могут быть в принципе извлечены из скважины. Известные зарубежные фирмы — изготовители пакеров и другого устьевого и скважинного оборудования: Cameron, Baker, Brown, Guiberson, Halliburton, Otis, Cameo и др. Большинство изготовителей придерживается стандартов Американского нефтяного института (API), к тому же являющимся организацией, которая в настоящее время сертифицирует машиностроительное производство в целом и отдельные изделия для нефтяной и газовой промышленности практически во всем мире.
Оборудование для газлифтного и насосного способов добычи нефти
Газлифтный (компрессорный) способ добычи нефти позволяет эксплуатировать скважины с высокой обводненностью и значительно искривленным стволом. Наиболее рационален замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для осуществления газлифта («поднятия» нефти газом за счет снижения плотности газонефтяной смеси). Оборудование, установленное в начале эксплуатации скважины, позволяет обычно осуществить переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны труб. В низу скважины устанавливают, например, пять газлифтных клапанов на определенном расстоянии друг от друга. Под действием нагнетаемого газа сначала открываются все газлифтные клапаны. После пускового периода работа скважины происходит только через нижний газлифтный клапан, а остальные пусковые клапаны автоматически закрываются. Переходу на добычу нефти компрессорным способом предшествует обустройство промысла необходимым наземным технологическим оборудованием компрессорной и абсорбционной установки: газовыми компрессорами высокого давления, газожидкостными сепараторами, теплообменниками и холодильниками, абсорберами, десорберами, фильтрами-сепараторами, насосами, емкостями, резервуарами, трубопроводами и др.
Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — наиболее распространенный способ добычи нефти, охватывающий более 65% действующего фонда скважин (российские данные 1999 г.). Современными штанговыми насосными установками можно добывать нефть из одного или двух продуктовых пластов скважины глубиной до 3,5 км с дебитом нефти от нескольких кубометров до нескольких сотен кубометров в сутки.
Штанговая насосная установка состоит из наземного станка-качалки, устьевого сальника, колонны насосных штанг, колонны подъемных труб и скважинного насоса, который крепится к нижней подъемной трубе. Станок-качалка имеет раму, стойку, балансир с поворотной головкой, траверсу с шатунами, редуктор с кривошипами и противовесами, электродвигатель и сменные шкивы для изменения числа качаний. Масса станков-качалок может быть от 3,3 до 14,5 т при высоте от 2,8 до 6,2 м. Длина хода насоса от 0,6 до 6 м. Соединительным звеном между наземным приводом поступательно-возвратного действия и скважинным насосом служит колонна соединяемых на резьбе насосных штангСкважинный штанговый насос представляет собой вертикальную конструкцию одинарного действия объемного принципа с неподвижным цилиндром и с подвижным металлическим плунжером и шариковыми клапанами. Периодически совершаемые перемещения вверх и вниз и последовательные открытия и закрытия клапанных (нижнего и верхнего) узлов «седло— шарик» обеспечивают движение жидкости под создаваемым давлением снизу вверх до устья скважины.
Эксплуатация нефтяных скважин погружными бесштанговыми насосами широко распространена для откачки из нефтяных скважин (в том числе и наклонных) пластовой жидкости, содержащей нефть, воду, газ и механические примеси. Подача погружного центробежного электронасоса может быть 25—1250 м3/сут, напор 1000—2000 м столба жидкости, мощность двига- теля 20—360 кВт при скорости вращения ротора 3000 об/мин. Длина насосного агрегата с электродвигателем 15—35 м при длине только насоса 8—20 м, масса агрегата 0,6—1,9 т при массе только насоса 0,3—0,8 т. Установка состоит из погружного насосного агрегата, электрокабеля, наземного электрооборудования (трансформаторная комплектная подстанция). Насосный агрегат спускается в скважину на колонне подъемных труб. Ниже насоса могут устанавливаться фильтр и газосепаратор. Гидрозащита электродвигателя требует применения специальной барьерной жидкости плотностью до 2000 кг/м3, обладающей физико-химическими свойствами, которые исключают ее перемешивание с пластовой жидкостью скважины и маслом в полости электродвигателя.
Рис. 6. Схема газлифта: 1 — добывающая скважина (2 — ее устье, 3 — ствол, 4 — забой); 5 — нагнетательная скважина; 6 — башмак
Для эксплуатации малодебитных (4—16 м3/сут) нефтяных скважин применяют погружные диафрагменные электронасосы, спускаемые на подъемных трубах. Длина агрегата, например, 2,7 м, масса 1,4—2,7 т, мощность двигателя 2,5 кВт при скорости вращения ротора 1500 об/мин.
Погружной диафрагменный насос выполняется в виде вертикального моноблока, включающего асинхронный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и возвратной пружиной. Эти узлы расположены в общей камере, заполненной маслом и герметично изолированной от перекачиваемой среды резиновыми диафрагмой (в верхней части) и компенсатором (в нижней части). В контакт с перекачиваемой жидкостью вступают только всасывающий и нагнетательный клапаны, расположенные в головке над диафрагмой.
На малодебитных месторождениях при высокой вязкости нефти в пластовых условиях успешно применяют погружные винтовые электронасосы. Однако их можно также использовать для добычи нефти обычных вязкости и газосодержаний.
Номинальная подача насоса 16—200 м3/сут, его мощность 5—32 кВт при скорости вращения ротора 1500 об/мин. Длина погружного агрегата 8,5—13,7 м, масса 0,3—0,7 т. Винтовой насос относится к насосам объемного принципа ротационного действия. Рабочие органы насоса — геликоидальные роторы с правым и левым направлениями спирали при вращении образуют замкнутую свободную полость, в которую с помощью впускного клапана входит перекачиваемая жидкость. Свободная полость с жидкостью при дальнейшем вращении роторов сообщается с зоной выпускного клапана, через который жидкость выталкивается из насоса. Рабочие органы винтовых насосов изготавливаются с небольшими зазорами, которые и создают необходимую герметизацию. Имеется кинематическая связь для открытия и закрытия клапанов при определенном угле поворота ротора.
Блочные установки гидропоршневых насосов предназначены для добычи нефти из 2—8-кустовых наклонных скважин при плотности нефти до 870 кг/м3, содержащей до 99% воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, и температуре пласта до 120° С, содержание свободного газа на приеме насоса не допускается (данные 1990 г.). Подача одного гидропоршневого агрегата до 25 м3/сут, всего блока — до 150 м3/сут.
Установка состоит из скважинного и наземного оборудования. Рабочая жидкость (вода или нефть) от наземных силовых насосов высокого давления (трех- или пяти-плунжерных) поступает через оборудование устья скважины в кольцевое пространство между эксплутационной обсадной колонной и колонной подъемных труб, к нижней из которых подвешен глубинный гидроприводной агрегат (насос и гидропривод). Нижняя часть насоса опирается на пакер и проходит через него в забой с нефтью. Рабочая жидкость под давлением проходит через отверстия в корпусе гидропривода в одну из его рабочих полостей и создает усилие, увлекающее поршень гидропривода и соединенный с ним поршень насоса вверх или вниз. Т. е. поршень гидропривода и поршень насоса, находящиеся на одном штоке, осуществляют возвратно-поступательные движения, каждый в своем цилиндре. При движении штока вверх в цилиндре насоса осуществляется всасывание откачиваемой нефти из забоя. При достижении штоком верхнего своего положения происходит автоматическое переключение клапанов в цилиндрах гидропривода и насоса. После чего рабочая жидкость движет поршень гидропривода вниз, вместе с ним вниз движется поршень насоса в своем цилиндре и осуществляется выдавливание — нагнетание добываемой нефти в колонну подъемных труб выше уровня расположения гидропоршневого агрегата. Добываемая нефть поднимается под давлением, создаваемым в цилиндре насоса, до устья скважины.
Оборудование для подземного ремонта скважин
Устьевое и скважинное оборудование требует периодических остановок скважины для технического обслуживания или замены оборудования. Возникает необходимость ремонта обсадных труб и стенок скважины. Все эти работы (обслуживание, замена, ремонт) носят название подземного ремонта скважины.
Дл подземного ремонта применяют специальное наземное и скважинное оборудование. Нефтегазопромысловое оборудование для эксплуатации, освоения и ремонта скважин, интенсификации добычи, сбора и подгнотовки нефти, газа и воды, поддержания пластового давления, механизации трудоемких и тяжеых работ включает сотни машин, механизмов, аппаратов и приспособлений с разными техническими характреистиками.
Оборудование для ремонта эксплуатируемых скважин образует большую группу разнообразного скважинного оборудования и приспособлений и наземного оборудования. С его помощью проводят промывочно-продавочные работы, нагнетание различных жидких сред при гидравлическом разрыве пластов и гидроструйной перфорации, солянокислотной обработке призабойной зоны, депарафинизации скважин, термической обработке пласта и др. Его используют при спуске и подъеме на проволоке (канате или кабеле) приборов и приспособлений для гидродинамических исследований скважин и для скважинных работ по установке и пуску, съему и замене другим скважинным оборудованием. При необходимости проводят извлечение оставшихся в скважине колонн труб и скважинного оборудования и другие спуско-подъемные операции. Наземное оборудование обычно монтируется на самоходной транспортной базе автомобиля или трактора.
Особенности ремонта скважин под давлением. Скважина под давлением работает в режиме фонтанирования нефти и газа. По мере ее эксплуатации в связи с отбором из залежи нефти (газа) давление в забое уменьшается. В нефтяных скважинах это происходит и по причине ухудшения фильтрации нефти из залежи в призабойную зону из-за отложения в призабойной пористой породе различных твердых осадков, песка, солей, парафинов. Проницаемость пористой породы уменьшается, и приток нефти в забой сокращается. В таких случаях и начинают различные технологические операции вторичного воздействия на забой: кислотные промывки осадков в забое, пескоструйную перфорацию и гидравлический разрыв призабойного пласта. Основная цель таких операций — восстановить или увеличить проницаемость призабойной пористой породы, обеспечить приток нефти в забой и увеличить дебет фонтанирующей скважины. С другой стороны, периодически требуется очистка внутренних стенок колонны подъемных труб и скважинного оборудования также от слоя песка, солей и парафина. В настоящее время применяется также специальная техника для ремонта нефтяных и газовых скважин под давлением (Snubbing Unit) как в режиме закрытой скважины, так и в режиме ее эксплуатации. Эта техника в принципе была опробована в США еще в 1928 г., потом она была усовершенствована, в 70 — 80-х годах получила распространение в мире и к концу 80-х годов уже применялось более 120 таких установок.
Применяются также установки с ремонтной колонной из сваренных труб диаметром от 19 мм в виде гибкой колонны. Колонна гибких труб (КГТ), безмуфтовая длинномерная труба длиной до 5000 м и более, наматываемая на барабан, или колтюбинг (Coiled Tubing), а также колтюбинговое оборудование незаменимы для наклонных и горизонтальных скважин. Установки предназначены для работы на нефтяных и газовых фонтанирующих скважинах на суше и на море при рабочем давлении до 20—35 МПа и более. Применение таких установок позволяет продлить срок эксплуатации скважин в режиме фонтанирования и увеличить общее количество нефти и/или газа, добытое в данном режиме, при этом время ремонтных работ на скважине уменьшается обычно в 5—7 раз. Большой эффект гибкие трубы дают также при бурении скважин без их «глушения» буровым раствором, в том числе наклонных и горизонтальных скважин для доразработки старых месторождений, для восстановления малодебитных и бездействующих скважин. Уже в недалеком будущем колтюбинг может заменить многие традиционные буровые технологии.
Морская добыча нефти и газа
С точки зрения географии и экономики основным отличием современной разведки и добычи нефти и газа от предыдущих периодов, наряду с прогрессом внедряемых методов по повышению нефтегазоотдачи пластов на существующих месторождениях, является переход к освоению глубокозалегающих и низкокондиционных месторождений, находящихся в основном в труднодоступных и малоосвоенных районах мира. Это увеличивает затраты на разведку, бурение и добычу в 3—5 раз по сравнению с предыдущими периодами. К началу 70-х годов XX в. начинается также новый перспективный этап морской добычи нефти и газа. К этому времени были открыты крупные месторождения нефти в Северном море. Великобритания из импортера нефти превратилась в крупного ее экспортера, уже в 1983 г. она добыла 115 млн. т нефти, в настоящее время она входит в число крупнейших стран-производителей нефти. Североморская нефть (Brent по котировкам международных нефтяных бирж) — нефть легкая и малосернистая, поэтому на мировых рынках она продается по высоким ценам. Однако надо иметь в виду, что удельные затраты на разведку и добычу нефти в Северном море к концу 70-х годов были в 25—27 раз больше, чем на Ближнем и Среднем Востоке. По состоянию на август 2000 г. морская добыча в странах Западной Европы составила 324 млн. т нефти и газоконденсата, или около 25% от мирового показателя, при этом 88% этого объема приходилось на Норвегию и Великобританию.
В настоящее время ведутся интенсивные работы по разведке и освоению континентального шельфа во многих регионах мира. В работах участвуют крупнейшие нефтяные компании США, Японии, Великобритании, Норвегии, ФРГ, Голландии и других стран. Примером этому могут быть также международные проекты разведки и добычи нефти в Каспийском море и на сахалинском шельфе. Проблемы освоения нефтяных и газовых месторождений (например, гигантского Штокмановского с запасами 3 трлн. м3 газа при его удалении 500 км от берега в Баренцевом море) на шельфе замерзающих морей России и анализ возможных технических решений неизбежно приведут разработчиков к созданию подводной технологии бурения, добычи, эксплуатации и ремонта скважин с помощью подводного бурового комплекса (автоматическая буровая установка с дистанционным управлением или подводное буровое судно).
В июле 1999 г. добыта первая российская морская нефть в рамках международного проекта «Сахалин-2» (США, Япония, Великобритания, Нидерланды, Россия) на основе соглашения о разделе продукции (СРП). Планируются также разведка и добыча нефти и газа по проектам «Сахалин-3,4 и 5».
Проект «Сахалин-2» предусматривает два этапа, на первом этапе бурение и добыча нефти и газа на Пильтун-Астохском морском нефтегазовом месторождении (ПА) осуществляется с помощью трех морских платформ ПА-А, ПА-В и ПА-С. Первая морская платформа А представлена нефтедобывающим комплексом «Витязь». Комплекс состоит из четырех объектов: платформы «Моликпак» (Molikpaq) стоимостью около 750 млн. долларов США, двухкилометрового подводного нефтепровода, плавучего нефтехранилища для приема и отгрузки нефти, пришвартованного к одноякорно-му морскому причалу. Нефть, добываемая с платформы «Моликпак», подается по подводному нефтепроводу в емкости плавучего нефтехранилища — танкера «Оха» для последующей перегрузки нефти в экспортные танкеры-челноки. Вместимость танкера-хранилища около 158 тыс. т нефти, его длина 274 м, ширина 48 м, высота борта 23 м, высота осадки 16 м. Платформа «Моликпак» установлена на расстоянии 16 км от берега на глубине моря 30 м. Планируется ее годовая производительность по нефти 4,4 млн. т и по газу 0,7 млрд. м3. Схема с использованием танкера-хранилища является временной. Она применяется в навигационный период и до начала работы других платформ. В будущем начнут свою работу платформа В с годовой производительностью 4,4 млн. т нефти и 1,2 млрд. м3 газа и платформа С с годовой производительностью 2,2 млн. т нефти и 0,6 млрд. м3 газа. Платформа В соединяется с платформой А подводными трубопроводами длиной 24 км: диаметром 406 мм для нефти, диаметром 324 мм для газа и диаметром 406 мм для пластовой воды. Аналогично платформа С соединяется с платформой В подводными трубопроводами длиной 11 км: диаметром 219 мм для нефти, диаметром 324 мм для газа и диаметром 273 мм для пластовой воды. От платформы В до берега будут проложены нефтепровод и газопровод длиной 15 км. Далее по наземным трубопроводам длиной 172 км диаметром 559 мм (нефтепровод) и диаметром 610 мм (две нитки газопроводов) нефть и газ поступают на береговой технологический комплекс (БТК) для предварительной подготовки.
Второй этап проекта «Сахалин-2» — это освоение морского газоконденсатно-го Лунского месторождения (ЛУН) с помощью платформ ЛУН-А и ЛУН-В. Платформа А располагается в 13 км от берега, ее годовая производительность составит по газу 17,4 млрд. м3 и по конденсату 1,8 млн. т. Платформа В с годовой производительностью по газу 4,1 млрд. м3 и по конденсату 0,25 млн. т соединяется подводным газопроводом диаметром 508 мм с платформой А. На берегу прокладывается также газопровод диаметром 1067 мм до БТК. От БТК прокладываются на расстояние 594 км нефтепровод диаметром 559 мм и газопровод диаметром 1118 мм на юг острова Сахалин, где размещается береговой терминал для экспортной отгрузки нефти танкерами и завод сжижения природного газа для дальнейшего экспорта сжиженного природного газа (СПГ) в танкерах-метановозах.
Планируется ежегодный экспорт до 18 млрд. м3 газа в виде СПГ и до 12 млн. т нефти. В середине 2001 г. начато строительство завода сжижения природного газа стоимостью около 3 млрд. долларов США, который по прогнозу с конца 2006 г. станет крупнейшим в мире с годовой мощностью 9,6 млн. т СПГ против мощности 7,5 млн. т наиболее крупного завода в Австралии (Shell). Россия впервые станет девятой страной-экспортером СПГ после Индонезии, Алжира, Малайзии, Брунея, США, ОАЭ и др.
Самые глубокие скважины: 8499 м (1998 г.), Мексиканский залив, внешняя часть континентального шельфа; 9049 м (1982 г.), Техас; 9590 м (1974 г.), Оклахома, США.