Фонтану і газліфтних способи видобутку нафти

Після того, як свердловина пробурена і освоєна необхідно почати добувати з неї нафту. Хоча потрібно відзначити, що не з усіх навіть експлуатаційних свердловин видобувається нафту. Існують так звані нагнітальні свердловини. У них навпаки закачується тільки не нафта, а вода. Це необхідно для експлуатації родовища в цілому і про це ми поговоримо пізніше.

Напевно, у багатьох з Вас відклалися в пам'яті кадри зі старих радянських фільмах про першу добувача Сибірської нафти: бурова установка, зверху б'є фонтан нафти, кругом бігають радісні люди і умиваються перший нафтою. Потрібно сказати, що з того часу багато що змінилося. І якщо зараз біля бурової вежі з'явиться фонтан нафти, то біля неї буде бігати багато людей, але тільки вони не будуть радіти, а вони більше будуть стурбовані тим, як запобігти цьому екологічно шкідливий викид. У будь-якому випадку те, що було показано на екрані -- це нафтовий фонтан. Знайдена нафту, знаходиться під землею під таким тиском, що при прокладанні до неї шляху у вигляді свердловини, вона спрямовується на поверхню. Як правило, фонтанують свердловини тільки на початку свого життєвого циклу, тобто відразу після буріння. Через деякий час тиск у пласті знижується і фонтан вичерпується. Звичайно, якщо б на цьому припинялася експлуатація свердловини, то під землею залишалося б більше 80% нафти.

В процесі освоєння свердловини в неї опускається колона насосно-компресорних труб (НКТ). Якщо свердловина експлуатується фонтанні способом, то на поверхні встановлюють спеціальне обладнання - фонтан арматуру.

Не будемо розбиратися у всіх деталях цього обладнання. Відзначимо лише, що це обладнання необхідне для управління свердловиною. За допомогою фонтанній арматури можна регулювати видобуток нафти - зменшувати або зовсім зупинити.

Після того, коли тиск в свердловині зменшиться, і свердловина почне давати зовсім мало нафти, як порахують фахівці, її переведуть на інший спосіб експлуатації.

При видобутку газу фонтанний спосіб є основним.

газліфтних спосіб видобутку нафти.

Після припинення фонтанування через брак пластової енергії переходять на механізований спосіб експлуатації свердловин, при якому вводять додаткову енергію ззовні (з поверхні). Одним з таких способів, при якому вводять енергію у вигляді стиснутого газу, є газліфт.

Газліфт (ерліфт) - система, що складається з експлуатаційної (обсадної) колони труб і опущених в неї НКТ, в якій підйом рідини здійснюється за допомогою стисненого газу (повітря). Іноді цю систему називають газовий (повітряний) підйомник. Спосіб експлуатації свердловин при цьому називається газліфтних.

За схемою подачі від виду джерела робочого агента - газу (повітря) розрізняють компресорний і бескомпрессорний газлифт, а за схемою дії - безперервний і періодичний газ ліфт.

В затрубний простір нагнітають газ високого тиску, в результаті чого рівень рідини в ньому буде знижуватися, а в НКТ - підвищуватися. Коли рівень рідини знизиться до нижнього кінця НКТ, стиснений газ почне надходити в НКТ і перемішуватись з рідиною. В результаті щільність такої газорідинної суміші стає нижче щільності рідини, що надходить з пласта, а рівень в НКТ буде підвищуватися. Чим більше буде введено газу, тим менше буде густина суміші і тим на більшу висоту вона підніметься. При безперервної подачі газу в свердловину рідина (суміш) піднімається до гирла і виливається на поверхню, а з пласта постійно надходить в свердловину нова порція рідини.

Дебіт газліфтної свердловини залежить від кількості та тиску нагнітання газу, глибини НКТ занурення в рідину, їх діаметра, в'язкості рідини і т.п.

Конструкції газліфтних підйомників визначаються залежно від числа рядів насосно-компресорних труб, що спускаються в отвір, і напрямки руху стисненого газу. За кількістю спускаються рядів труб підйомники бувають одно-і дворядними, а у напрямку нагнітання газу - кільцевими і центральними (див. рис. 14.2 .).

При однорядному підйомнику в свердловину спускають один ряд НКТ. Стислий газ нагнітається в кільцеве простір між обсадної колоною і насосно-компресорними трубами, а газорідинна суміш піднімається по НКТ, або газ нагнітається по насосно-компресорних труб, а газорідинна суміш піднімається по кільцевому простору. У першому випадку маємо однорядний підйомник кільцевої системи (див. рис. 14.2, а), а в другому - однорядний підйомник центральної системи (див. рис. 14.2.б).

При дворядною підйомнику в свердловину спускають два ряди концентрично розташованих труб. Якщо стиснений газ прямує в кільцеве простір між двома колонами НКТ, а газорідинна суміш піднімається по внутрішніх підйомним трубах, то такий підйомник називається дворядним кільцевої системи (див. рис. 14.2.в,). Зовнішній ряд насосно-компресорних труб зазвичай спускають до фільтра свердловини.

При дворядною ступінчастому підйомнику кільцевої системи в свердловину спускають два ряду насосно-компресорних труб, один з яких (зовнішній ряд) ступінчастий; в верхній частині - труби більшого діаметру, а в нижній - меншого діаметру. Стиснутий газ нагнітають в кільцеве простір між внутрішнім і зовнішнім рядами НКТ, а газорідинна суміш піднімається по внутрішньому ряду.

Якщо стиснений газ подається по внутрішніх НКТ, а газорідинна суміш піднімається по кільцевому простору між двома рядами насосно-компресорних труб, то такий підйомник називається дворядним центральної системи (див. рис. 14.2.г).

Недоліком кільцевої системи є можливість абразивного зносу з'єднувальних труб колон при наявності в продукції свердловини механічних домішок (пісок). Крім того, можливі відкладення парафіну і солей в затрубний просторі, боротьба з яких у ньому є важким.

Перевага дворядного підйомника перед однорядні в тому, що його робота відбувається більш плавно і з більш інтенсивним виносом піску з свердловини. Недоліком дворядного підйомника є необхідність спуску двох рядів труб, що збільшує металоємність процесу видобутку. Тому в практиці нафтовидобувних підприємств більш широко поширений третій варіант кільцевої системи - полуторарядний підйомник (див. рис. 14.2.д,), який має переваги дворядного при меншою його вартості.

Використання газліфтному способу експлуатації свердловин в загальному вигляді визначається його перевагами.

1. Можливість відбору великих об'ємів рідини практично при всіх діаметрах експлуатаційних колон і форсованого відбору сільнообводненних свердловин.

2. Експлуатація свердловин з великим газовим фактором, ті. використання енергії пластового газу.

З. Малий вплив профілю стовбура свердловини на ефективність роботи газліфта, що особливо важливо для похило спрямованих свердловин, тобто для умов морських родовищ і районів освоєння Півночі та Сибіру.

4. Відсутність впливу високого тиску і температури продукції свердловин, а також наявності в ній мехпрімесей (піску) на роботу свердловин.

5. Гнучкість і порівняльна простота регулювання режиму роботи свердловин по дебіт.

6. Простота обслуговування і ремонту газліфтних свердловин і великий міжремонтний період їх роботи при використанні сучасного обладнання.

7. Можливість застосування одночасної роздільної експлуатації, ефективної боротьби з корозією, відкладеннями солей і парафіну, а також простота дослідження свердловин.

Зазначеним переваг можуть бути протиставлені недоліки

1. Великі початкові капітальні вкладення в будівництво компресорних станцій

2. Порівняно низький коефіцієнт корисної дії (ККД) газліфтної системи.

З. Можливість утворення стійких емульсій в процесі підйому продукції свердловин.

Виходячи з зазначеного вище, газліфтних (компресорний) спосіб експлуатації свердловин, в першу чергу, вигідно використовувати на великих родовищах за наявності свердловин з великими дебітом і високими забійними тисками після періоду фонтанування.

Далі він може бути застосований в похило спрямованих свердловинах та свердловинах з великим змістом мехпрімесей в продукції, тобто в умовах, коли за основу раціональної експлуатації приймається міжремонтний період (МРП) роботи свердловин.

При наявність поблизу газових родовищ (або свердловин) з достатніми запасами і необхідним тиском використовують бескомпрессорний газлифт для видобутку нафти.

Ця система може бути тимчасовою мірою - до закінчення будівництва компресорної станції. У даному випадку система газліфта залишається практично однаковою з компресорним газліфтом і відрізняється тільки іншим джерелом газу високого тиску.

газліфтних експлуатація може бути безперервною або періодичною. Періодичний газлифт застосовується на свердловинах з дебітом до 40-60 т/добу або з низькими пластовими тисками. Висота підйому рідини при газліфта залежить від можливого тиску уведення газу і глибини занурення колони НКТ під рівень рідини.

Техніко-економічний аналіз, проведений при виборі способу експлуатації, може визначити пріоритет використання газліфта в різних регіонах країни з урахуванням місцевих умов. Так, великий МРП роботи газліфтних свердловин, порівняльна простота ремонту і можливість автоматизації зумовили створення великих газліфтних комплексів на Самотлорське, Федоровський, Правдинська родовищах у Західному Сибіру. Це дало можливість знизити необхідні трудові ресурси регіону і створити необхідні інфраструктури (житло і т.д.) для раціонального їх використання.

Список літератури

Для підготовки даної роботи були використані матеріали з сайту http://ngfr.ru/