СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ, Фонтанная эксплуатация - Разработка нефтяного месторождения

Основным процессом в добыче нефти и газа является подъем газожидкостной смеси на дневную поверхность. При всех способах добычи нефти газожидкостная смесь движется по насосно-компрессорным трубам (НКТ) от забоя до устья скважины. При подъеме газожидкостной смеси из нее выделяется газ. Способы добычи нефти в зависимости от пластового давления, физических свойств нефти, коллекторских свойств продуктивного пласта и т. д. подразделяются на:

    1. Фонтанный, когда нефть поднимается на поверхность под давлением природной (пластовой) энергии. 2. Газлифтный, когда нефть поднимается за счет газа, нагнетаемого в скважину. 3. Насосный, или механизированный, когда нефть поднимается на поверхность с помощью насосов, таких как:
      - глубинные с приводом от станков-качалок (НГН); - электроцентробежные (ЭЦН); - винтовые; - гидропоршневые.
Фонтанная эксплуатация

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем газожидкостной смеси от забоя скважины на дневную поверхность происходит за счет природной (пластовой) энергии, называется фонтанным. Фонтанирование нефтяных скважин происходитза счет гидростатического напора или за счет энергии сжатого газа, а также за счет энергии сжатых горных пород. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет разности между пластовым и забойным давлением. В случае, когда давление столба жидкости (до устья заполненной скважины) меньше пластового давления, скважина будет фонтанировать.

В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины будет происходить за счет энергии гидростатического напора или за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти, или одновременно за счет той и другой энергии. Чаще всегоосновную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте, и в тех случаях, когда газ в пластовых условиях полностью растворен в нефти и по пласту движется однородная жидкость. При освоении таких скважин свободный газ начинает выделяться из нефти в насосно-компрессорных трубах на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. При этом фонтанирование будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся в верхней части скважины. На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, газ начинает выделяться из нефти в виде пузырьков. Поднимаясь вверх, газовые пузырьки испытывают все меньшее давление, вследствие чего объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси нефти и газа становится меньше. В итоге давление газожидкостного столба на забой скважины становится меньше пластового, и скважина начинает фонтанировать. Фонтанирование скважины под действием гидростатического напора бывает тогда, когда давление на устье больше давления насыщения.

В этом случае весь газ находится в нефти в растворенном состоянии, и забойное давление определяется как давление столба однородной жидкости, заполняющей скважину, по формуле:

Принято различать три режима движения газожидкостной смеси.

    1. Пузырьковый режим, когда жидкость с мелкими пузырьками газа высокого давления движется в нижней части подъемных (НКТ) труб. При этом пузырьки газа свободно перемещаются в жидкости. 2. Снарядный или пробковый режим, когда из жидкости выделяется значительное количество газа в виде крупных пузырьков, имеющих удлиненную форму. узырьки газа чередуются с жидкостными перемычками. Снарядный режим проявляется главным образом в средней части подъемных труб (НКТ). При дальнейшем движении газожидкостной смеси из жидкой фазы выделяется все больше пузырьков газа, происходит их слияние, за счет чего размеры пузырьков увеличиваются. При этом режиме происходит пульсация газожидкостной смеси и скважина работает неравномерно. 3. Дисперсно-кольцевой режим, когда газообразная фаза движется по центру подъемных труб, образуя ядро потока, а жидкая фаза движется по стенкам подъемных труб. В ядре газообразного потока содержатся капли жидкости. Дисперсно-кольцевой режим проявляется в основном в подъемных трубах ближе к устью скважины, где наблюдается значительное снижение давления и наибольшие скорости движения газожидкостной смеси. В работающей скважине устанавливается динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве. По давлению столба жидкости в этом пространстве определяется забойное давление.

Фонтанные скважины имеют наземное и подземное оборудование. К наземному оборудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы, т. е. подъемник. Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведения исследовательских работ, борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осуществления различных геолого-технических мероприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных пробок, глушения скважин перед подземным или капитальным ремонтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных геолого-технических мероприятиях, проведения ремонтно-эксплуатационных работ в скважинах и т. д.

Газлифтная эксплуатация. При определенных условиях, когда пластовой энергии недостаточно для подъема нефти с забоя на поверхность, скважины прекращают фонтанировать. Однако фонтанирование можно искусственно продлить за счет подачи в скважину по НКТ сжатого газа или воздуха. Для сжатия газа до необходимого давления применяются компрессоры. В этом случае эксплуатация скважин называется компрессорным газлифтом.

В настоящее время в качестве рабочего агента воздух использовать запрещено, т. к. при определенном соотношении углеводородных газов и воздуха образуется взрывчатая смесь (гремучий газ), которая взрывоопасна и пожароопасна. Если в качестве рабочего агента для газового подъемника применяется газ из газовых пластов высокого давления, то в этом случае эксплуатация скважин называется бескомпрессорным газлифтом. Подъемник, в котором рабочим агентом служит газ, называется газлифтом. Действие газового или воздушного подъемника при компрессорной эксплуатации одинаково с действием подъемника при фонтанном способе эксплуатации, происходящем за счет пластового давления и энергии расширяющегося газа, поступающего в скважину из пласта. Газовый подъемник состоит из двух трубопроводов. Один из них служит для подачи газа, а другой - для подъема жидкости с забоя на поверхность.

Нагнетая газ по воздушным трубам, он вытеснит вначале всю находящуюся в них жидкость, затем, продолжая поступать в подъемные трубы, будет перемешиваться с жидкостью. Плотность этой жидкости становится меньше первоначальной плотности жидкости, за счет чего уровень жидкости в подъемных трубах начнет повышаться; чем больше вводить газа в подъемные трубы, тем меньше становится плотность жидкости в скважине и тем на большую высоту она поднимается. Подъем жидкости, кроме отмеченного, зависит также от погружения труб в жидкость.

В случае погружения воздушных труб на небольшую глубину под жидкость газ не поднимает жидкость на поверхность. Он поднимает жидкость на небольшую высоту. Газ будет прорываться через жидкость и стекать по стенам труб вниз.

Для подъема жидкости можно использовать газ из газовых скважин или из газопровода высокого давления. Если газ берется из газопровода, то он вначале подается в газораспределительную будку, из нее - по промысловым газопроводам. Этот метод называется бескомпрессорным газлифтом. Кроме этого, может быть использован внутрискважинный газлифт.

Преимущества газлифтного способа:

    - все оборудование располагается на поверхности, что упрощает его ремонт и обслуживание; - простота конструкций оборудования; - возможность отбора больших объемов жидкости (до 1800 т/сут) независимо от глубины скважины и диаметра эксплуатационной колонны; - простота регулирования дебита нефти скважины (увеличение или уменьшение подачи газа в скважину); - возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин; - простота исследования скважин.

Однако, наряду с преимуществами, газлифтный способ имеет и серьезные недостатки:

    - большой расход НКТ, особенно в обводненных скважинах и в пескопроявляющих скважинах; - низкий к. п. д. подъемника и всей системы компрессор-скважина (при низких динамических уровнях к. п. д. подъемника часто не превышает 5%); - большая стоимость затрат на строительство компрессорных станций, газораспределительных будок и сети газопроводов в начале обустройства месторождений; - большой расход электроэнергии на добычу 1 т нефти при эксплуатации малодебитных скважин с низкими динамическими уровнями.

Но большие капитальные вложения на строительство быстро окупаются, себестоимость добычи нефти из газлифтных скважин быстро снижается и в итоге становится значительно ниже, чем при добыче нефти механизированными способами.

Похожие статьи




СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ, Фонтанная эксплуатация - Разработка нефтяного месторождения

Предыдущая | Следующая