Технология добычи нефти

Введение

Человечество нуждается в энергетических ресурсах. И с каждым годом потребности в них становятся всё. Одно из главных мест промышленной продукции занимает нефть и продукты её переработки. В мире более 70 % добываемых полезных ископаемых относится к энергоресурсам. Со второй половины XX столетия нефть стала играть важнейшую роль в развитии экономики нашей страны. Как известно. природные ископаемые имеются в ограниченном количестве в недрах нашей планеты. В наше время большая половина так называемых «легких» нефтей почти вся исчерпана, поэтому важнейшей задачей инженеров стоит изучения свойств залежей, географии размещения и выбора способов и методов добычи нефтей, которые локализуются глубоко под землей.
По мнению ученых исчерпание мировых запасов припадает на конец XXI века. В сложившейся экономической и политической ситуацией нефть стала основным видом энергетического сырья. Россия имеет значительные запасы и добывает ее не только для собственных нужд, а также является главной страной экспортером для многих стран. Она поставляется в ближние и дальнее зарубежье через магистральные нефтепроводы. Благодаря этому страна получает огромное финансирование, которое расходуется для поддержание экономики и стабильности развития. [1]
Это неоценимое природное ископаемое дала возможность человечеству достигнуть следующей ступеньки в технологическом прогрессе. Когда мы ездим, летаем, плаваем - используем двигатели внутреннего сгорания, работа которых без нефти просто невозможна. Она помогла улучшить нам качество жизни. Именно нефть сопутствовала в изготовлении многих химикатов, благодаря которым стало возможным интенсивно продвижению многих других отраслей в технике и технологиях. За владение многими мировыми запасами нефти провоцируются войны.
Исходя из того, главным инструментов в развитии экономике страны играет энергозависимость от нефти. В успешном развитии нефтяной отрасли заинтересованы практически другие области, развитие которых невозможно без добычи этого полезного ископаемого.


1. Физические основы добычи нефти

Нефть в природе скапливается у виде залежи. Несколько залежей формируются в месторождение. Все промышленные запасы нефти как правило скапливаются в осадочных породах песках, песчаниках, известняках, доломитах, основным свойством которых является наличие пор. Порода, которая вмещает в себе нефть называют коллектором. Нефтяные месторождение в зависимости от своих объемов классифицируются, согл. схеме 1.

Cхема 1 - Классификация нефтяных месторождений

Также нефть может находится и в более плотных породах. таких как глины, плотные карбонаты. Для экономически эффективной добычи необходима их достаточная трещиноватость.
Важной свойством коллектора при добычи нефти является его проницаемость. Как правило, нефтяные залежи скапливаются в пластах, которые имеют антиклинальную форму. В верхней части над нефтью всегда имеется газовая шапка, а под ней - вода. Черта, по которой нефть вверху соприкасается в газовой шапкой, а внизу с водой называется соответственно газонефтяным и водонефтяным контактом.
16471905318125
Схема 2 – Принципиальная схема пластовой зележи: 1 - подошва нефтяной долежи (поверхность волонефтяного контакта (ВНК), Контуры нефтеносности: 2 – внешний, 3 – внутренний, 4 - поверхность газонефтяного контакта (ГНК), Контуры газоносности: 5 - внешний (контур газовой шапки), 6 – внутренний, 7, 8, 9 -соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи, 10 - высота газовой шапки; 11 - - общля высота газонефтяной залежи, части залежи: 12 – газовая, 13- газонефтяная, 14 – нефтяная, 15 – водонефтяная.
Линия по которой пласт с залежью граничит с какой-либо поверхностью называют внешним контуром нефтеносности, внизу он граничит с подошвой пласта – внутренним контуром нефтеносности. Залежь нефти иногда являет эмульсию с газом и пластовой водой. Газ который находится в пласте с нефтью называют попутным. Встречаются месторождения, где газ в свободной форме отсутствует, а только в растворенном виде. На схеме 2 изображена пластовая залежь [2].
Совокупность всех пустот горной породы называют пористостью. Она бывает:
- общая или абсолютная (полная);
- открытая (взаимосвязанная).
Под общей (абсолютной) пористостью имеется в виду все пустоты пород, которые состоят из пор, каверн, трещин, которые могут быть в связанном и свободном виде. Открытая пористость, это только пустоты, которые связаны между собой. Самая большая пористость у глин, песков. Как правила, чем глубже залегает порода, тем меньше её пористость.
Способность горных пород пропускать через себя флюиды называют проницаемостью. Проницаемость является одной из основных характеристик нефтесодержащего коллектора. Различают такие виды проницаемости:
- абсолютная;
- фазовая (эффективная);
- относительная проницаемость.
Под абсолютной (физическая) проницаемостью имеют в виду проницаемость при полном заполнении пор одной фазой - газом или жидкостью без физико-химического взаимодействия между ними и пористой средой. Фазовая проницаемость -= проницаемость пористой породы флюидом, состоящий из жидкости и газа. Относительной проницаемостю называют отношение между фазовой и абсолютной проницаемостью.
Отношение всех пор, которые наполнены нефтью в залежи к общему объему пор называют нефтенасыщенностью.
Нефть содержится из таких химических элементов как углерод (81-88%), водород (10-15%), в небольшом количестве кислород (до 1,5%), сера (до 7%,), азот (до 2%), также могут содержатся в количестве до 1% кремний, ванадий, никель, кальций, калий, фосфор, натрий, йод, хлор, магний, железо, мышьяк [3].
Нефть классифицируют по разным признакам:
1. По содержанию серы:
- малосернистые (до 0,5 %);
- сернистые (0,5-2 %);
- высокосернистые (более 2 % ).
2.По содержанию фракций, которые выкипают при температуре до 350°С:
- Т1 – тип нефти, в которой указанных фракций не меньше 45 %;
- Т2 – 30-44,9 % ;
- Т3 – меньше 30 %.
3. По потенциальному содержанию масел:
- не меньше 25 % ;
- меньше 25 %.
Важную роль при добыче нефти играет ее плотность, которая измеряется в кг/м3. В практике пользуются такой величиной как относительная плотность: отношение между плотностью нефти, взятой при температуре 20° Си дистиллированной воды, температурой 4° С. Плотность измеряют ареометрами. На скорость движения нефти по пласту и в дальнейшем по трубопроводам влияет вязкость – свойство оказывать сопротивление перемещению одних частиц относительно других. Она бывает динамическая, кинематическая и условная. Измеряют кинематическую вязкость в пуазах: один пуаз равен вязкости в жидкости, при которой на 1 см 2 поверхности слоя действует сила, равная одной дине, при условии если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с.Кинематической вязкостью называют отношение динамической к плотности измеряемой жидкости, измеряется в стоксах, см2/с. Для определения вязкости используют вискозиметры. Чем выше температура, при которой выкипает из нефти определенная фракция, тем её вязкость больше.
Под условной вязкостью принято считать отношение времени, при котором жидкость вытекает из вискозиметра ко времени вытекания этого объема дистиллированной воды при 20° С. Также важным свойством всех нефтей и нефтепродуктов является их способность к испарению – процесса перехода жидкости в парообразное состояние на открытом воздухе. В первую очередь из нефти испаряются наиболее легкие фракции, которые имеют наибольшую ценность. Для этого нефть после добычи направляется в закрытые резервуары, в которой удается в определенной степени сохранить ее легкие фракции в жидком состоянии. В пласте нефть находится в состоянии эмульсии с газом, степень насыщения называют давление насыщения нефти газом.
С увеличением плотности нефти снижается ее теплоемкость и уменьшается при повышении температуры. Твердые нефтепродукты имеют наибольшую теплопроводность, пары и газы наименьшую, теплота горения нефти зависит от ее фракционного состава

. Электропроводность нефти очень низкая, поэтому ее продукты очень часто используют в качестве изолирующего материала.
В пласте в котором содержится нефть действуют физические силы, которые могут способствовать либо же наоборот затруднять процесс ее добычи.
К таким силам относят[4]:
- напор контурных вод;
- напор газовой шапки;
- энергия сжатого газа, который находится в нефти;
- упругие силы нефти;
- сила тяжести жидкости.
Вследствие действия этих сил краевая вода стремится проникнуть в зону с более низким давлением, то есть к забою скважины. Этим она проталкивает нефть и заполняет поры пласта, которые освободились. На поверхность газонафтового контакта сверху давит газовая шапка. Газ расширяется и этим также продавливает нефть к забою скважины. В случае, когда газ растворился в нефти, он будет, выделятся из нее в момент снижения давления при движении к забою. Эти силы нефти, газа и воды существуют во всех известных залежах. По мере добычи нефти происходит снижение пластового давления, деформируется порода, снижается количество объема порового пространства. Уменьшение порового пространства приводит к дополнительной энергии, которая сопутствует извлечению нефти из недр. Тяжесть нефти также сопутствует перемещению ее с верхней части плата вниз к забою. Силы, которые противодействуют добычи нефти, являются силы трения, двухфазного движения, прилипания, капиллярных сил, гидравлического сопротивления. Они тормозят нефть при ее движении, тем самым снижают скорость добычи. Силы трения зависят от проницаемости породы и и ее вязкости. На границе нефти и воды действуют капиллярные силы, для преодоления которых необходимо создать перепад давления в пласте. Также существует явление прилипания нефти к породе, когда она остается на поверхности породы при свободном ее движении под действиям силы тяжести.

2. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Фонтанным способом эксплуатации называется метод при котором нефть поднимается на поверхность под действием пластовой энергии. Для этого способа необходимо, чтобы перепад давления между забоем и пластом будет достаточным, чтобы преодолеть столб жидкости и потерю давления на трение. Фонтанирование происходит за счет энергии газа, который выделяется из нефти при расширении, а также при помощи гидростатического напора. Чем больше количество газа содержится в нефти, тем выше будет подниматься столб с флюидом. Когда нефть достигает устья, скважина начинает фонтанировать. Путь нефти от забоя до устья проходит по насосно-компрессорных трубам, которые опускают в скважину непосредственно перед ее освоением. На устье скважины устанавливают фонтанную арматуру, которая необходима для подвешивания насосно-компрессорных труб, а также для герметизации затрубного пространства, между обсадной колонной и трубами и регулировки и контроля работы скважины. Типовые схемы фонтанных арматур изображены на рис. 1 [3]. Далее фонтанная арматура соединяется с с групповыми установками выкидных линий. На рис. 2 изображена упрощенная конструкция фонтанной скважины Выбор типа фонтанной арматуры зависит от давления, дебита, содержания абразивных частиц, парафина в добываемом продукте.


Рисунок 1 - Типовые схемы фонтанных арматур: 1 - манометр; 2 - вентиль; 3 - буферный фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; 10 - крестовина елки.

Выбор режима эксплуатации зависит от геологических характеристик пласта. В случае, когда высокое пластовое давление начинают эксплуатацию без дополнительного противодавления на забой, в противном случае снижают давление на забое, этим уменьшают плотность жидкости, либо же снижают ее уровень. После пуска выбирают наиболее рациональный режим эксплуатации. Конечно же, все пытаются получить максимальный дебит с невысоким содержанием песка и воды. Режим добычи регулируется с помощи штуцеров, иногда газосепараторами высокого давления, при поддержке постоянного в нем давления. Для наблюдения за работой скважины при фонтанном способе замеряют затрубное и буферное давление, а также давление на групповых замерных установках. Также определяют дебит нефти, процент содержащей в ней воды и содержание песка. [6]
При выходе из исправности оборудования проводят текущий и капитальный ремонт скважины. С отложениями парафинов, которые присутствуют в нефти борются с помощи скребков. Все работы необходимо проводить без глушения скважины. Наиболее распространенные неполадками и осложнениями в работе являются запарафинивание труб, обводнение, засорение штуцера или выкидной линии, которые определяют исходя из показания манометров, изменения дебита или количества воды и песка в эксплуатируемом продукте. При отложении парафинов в насосно-компрссорных трубах повышается затрубное давление, при этом буферное наоборот возрастает. Если образовалась песчаная пробка, то необходимо увеличить диаметр штуцера или же накачать нефть в затрубное пространство.


Рисунок 2 – Упрощенная конструкция фонтанной скважины: 1 - лубрикатор, 2 – лубрикаторная задвижка, 3 – буферная задвижка, 4- фонтанная арматура, 5 – добываемая продукция, 6 – эксплуатационная колона, 7 – колона насосно-компрессорных труб (НКТ), 8- затрубная задвижка, 9 – поверхность земли, 10- - противовыбросовое оборудование, 11 – пакер, 12 – воронка, 13 – кровля пласта, 14- перфорационные отверстия, 15 – продуктивный пласт, 16 – подошва пласта.

Это даст возможность увеличить скорость движения нефти по нососно-компессорным трубам и вынесет песок на поверхность из и труб. При образовании песчаной пробки на забое трубное давление будет падать. Для ее ликвидации также увеличивают диаметр штуцера или подкачивают нефть в затрубное пространство. Когда в нефти резко увеличивается процент содержащей нефти необходимо уменьшить дебит скважины путем увеличения проходного диаметра штуцера.
Фонтанные скважины бывают с устойчивим и постоянным дебитом, при условии добычи более 30-50 т/сутки, когда эксплуатация проходит с постоянно пульсирующей подачей продукции те, которые работают периодически: фаза накопления и фаза подачи продукции. После устья нефть по выкидным линиям направляется к соответствующим емкостям-сепараторам и трапам, где от нефти отделяется газ. Когда на начальных этапах добычи давление в скважине слишком высокое ее направляют по трапам в несколько ступеней для постепенного снижения давления.
Если в трапе поддерживать постоянное давление, то можно создать противодавление на устье скважины без применения штуцера. Иногда отделенный от нефти газ направляется по шлейфу на ближайшие скважины для поддержания пластового давления и увеличения нефтедобычи.
В зависимости от условий разработки и характеристики продуктивного пласта, а также других факторов геологического, технического и экономического характера, фонтанный способ добычи нефти может проводится на протяжении всего периода эксплуатации месторождения или только его части, а в дальнейшем, в связи со снижением давления, заменить на механизированный способ добычи [5].


3. Компрессорная эксплуатация скважин

При длительной эксплуатации фонтанным способом происходит снижения пластового давления и подъем нефти на поверхность усложняется. В связи с этим применяют газлифтный способ эксплуатации, который по своей сути является продолжением фонтанного способа. За счет подаваемого пластового газа давление в скважине возрастает и происходит подъем нефти на поверхность к устью. Газ в скважину подается с помощью газового компрессора (схема 3), в котором газ или воздух сжимается. При подаче газа в скважину способ называется газлифтным, а в случае воздуха – эрлифтным.
Компрессорный способ эксплуатации имеет ряд преимуществ:
- отбор больших объемов поступаемой нефти, практически при любых диаметрах эксплуатационных колонн, а также и форсированный отбор сильнообводненных скважин;
- эксплуатация скважин с большим газовым фактором