591aron62xeiw4jp Описание

Министерство образования и науки Республики Татарстан
Альметьевский государственный нефтяной институт
Я.В.Вакула
Нефтегазовые технологии
Учебное пособие
по дисциплине «Нефтегазовые технологии»
для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»,
очной и заочной форм обучения
Под общей редакцией Чл. кор. АН РТ
д.т.н. профессора В.П.Тронова.
Альметьевск 2006
1
УДК 622.276
В 14
Я.В.Вакула
В 14
Нефтегазовые технологии: Учебное пособие по дисциплине
«Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности», очной и заочной форм обучения. – Альметьевск:
Альметьевский государственный нефтяной институт, 2006. – 168 с.
Пособие знакомит студентов экономической специальности с основными
технологиями в нефтяной промышленности.
В пособии изложены общие сведения об использовании нефти и газа, их
свойствах и составе, краткие сведения о нефтепромысловой геологии и технологиях поисков углеводородов.. Изложены технологии строительства скважин, основы разработки и добычи углеводородов, их транспортирования, хранения и
переработки.
Рецензенты:
Заведующий кафедрой «Разработка
и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений» д.т.н. профессор
Гл.научный сотрудник ТатНИПИнефть
Чл. кор. АН РТ д.т.н. профессор
Зав. кафедрой «Экономика и управление ПНГП»
к.э.н профессор
А.А.Липаев
В.П.Тронов
Л.Н.Краснова
© Альметьевский государственный
нефтяной институт, 2006
2
ОГЛАВЛЕНИЕ
1. Нефть и газ ……………………………………………………………4
2. Технологии поисков и разведки скоплений углеводородов……28
3. Технологии строительства нефтяных и газовых скважин………47
4. Технологии заканчивания нефтяных и газовых скважин……….65
5 Технологии разработки залежей углеводородов………………….83
6. Технологии эксплуатации нефтяных и газовых скважин……..100
7. Технологии сбора и подготовки продукции на промыслах …...130
8. Транспорт, хранение и переработка углеводородов..................147
СОКРАЩЕНИЯ………………………………………………………………… 166
ЛИТЕРАТУРА…………………………………………………………………..168
3
1. НЕФТЬ И ГАЗ
Использование и добыча в древности. Значение в развитии цивилизации. Показатели добычи и потребления. Состав, основные физические и химические свойства. Ресурсы и запасы. Основные нефтедобывающие районы.
Гипотезы образования. Направление развития и новые виды энергии..
В разных странах нефть называют по-разному. Большинство наименований в переводе на русский язык означает «земляное», «каменное» или
«горное» масло, а также названия, употребляемые народами Малой Азии «нафата», что значит «просачиваться».
Нефть известна с доисторических времен. Использовали нефть в качестве топлива, освещения, смазочного материала, применяли в лечебных целях,
строительстве, военном деле. Для отопления и освещения использовали также
горючие газы.
Рецепты лекарств, в состав которых входит нефть, содержатся в трудах по
античной медицине. Продукт окисления нефти – асфальт (крепкий, прочный,
надежный) - употребляемый для строительства дорог и в качестве вяжущего
материала при кладке кирпича, находят в развалинах самых древних городов.
В военном деле известен «греческий огонь», состав которого нефть с добавлением серы и селитры. Горячую нефть выливали на головы завоевателей защитники осажденных городов. Как военное средство в древней Руси использовали «живой огонь» - горящие стрелы с паклей и травой смоченной в «земляной смоле». В 16 веке в «Торговой книге» для русских купцов нефть упоминается в качестве товара, имеющего большой спрос в Западной Европе.
Нефть добывали в местах ее выхода на поверхность, где она просачивается по трещинам в горных породах из недр Земли. Жидкая нефть у своих
выходов пропитывает верхние слои породы, может образовывать на поверхности земли нефтяные озера с окисленным верхним слоем, представляющим собой асфальт. Выделения нефти происходят нередко со дна рек, озер, морей, образуя на поверхности воды нефтяную пленку.
Широко в природе распространены выходы газа, которые в большинстве
случаев трудно заметить, так как горючий природный газ бесцветен, почти не
обладает запахом и не оставляет никаких следов на поверхности земли. Газ,
воспламенившийся от искры или молнии, именовали «вечными огнями», которые горели многие годы и известны за тысячи лет до нашей эры.
Выходы нефти и газа встречаются на всех континентах. Много
нефтяных источников известно и в регионе между Волгой и Уралом, где зачатки нефтяных промыслов уходят в глубокую древность.
Вплоть до второй половины 19 века объем добычи нефти был незначительным, сведения об объемах разноречивы, а ее состав и многие ценнейшие
свойства на протяжении веков оставались загадкой.
В России в начале 19 века добывали в год нефти в пределах 2 – 5 тыс. т, в
середине века порядка 100 тыс.т.
Спрос на нефть резко вырос с появлением керосиновой лампы
4
(1853 г), освещение которой обходилось в 20 раз дешевле свечного. Для добычи нефти сооружают колодцы, бурят вручную специальные скважины.
Современный облик и размах мировая нефтяная промышленность получила на пороге 20 века, когда нефть и газ стали сырьем для химической промышленности, а в производстве и на транспорте получили широкое применение
разнообразные двигатели внутреннего сгорания, работающие на углеводородном топливе, требующие разных сортов горючего и разнообразия нефтяных
масел. Люди научились получать из нефти и газа синтетический каучук и волокна, пластмассы, полиэтилен, смазочные материалы, извлекать высокосортные топлива.
Первые автомобили появились в 90-х годах 19 века, а в 1910 их количество в мире превысило 10 миллионов.
Для удовлетворения небывалого спроса на нефть начались поиски
нефтяных залежей в недрах земли, скважины научились бурить при помощи
специальных технических средств, а их стенки крепить стальными трубами.
Дату зарождения нефтяной промышленности принято отсчитывать от бурения
первых удачных скважин на нефть механическим способом. Первая в мире
нефтяная скважина пробурена в России в 1848 году. Но началом зарождения
российской нефтяной промышленности принято считать 1864 год - время заложения скважины на Кубани, из которой 16 февраля 1866 года с глубины 55
м. ударил нефтяной фонтан с дебитом 12 тыс. пудов в сутки (около 200 т/сут.)
Начало американской нефтяной промышленности относят к 1859 году,
когда в скважине пробуренной в Пенсильвании на глубину 21.2 м. была обнаружена нефть.
Соответственно развивалась техника и нефтегазовые технологии, увеличивалось количество скважин и их глубина, темпы и объемы добычи нефти.
Если на промыслах Баку (основной нефтедобывающий район России) в
1872 г. эксплуатировалось 2 нефтяные скважины, то через два года – 296.
Средняя глубина скважин в 1873 г составляла 22 м, в 1883 - 59 м, в 1893 -114
м. К началу 20-го века в этом районе бурили скважины глубиной до 500 м.
Динамика роста нефтедобычи в России в этот период следующая: (млн. т)
год
1879
1882
1890
1892
1900
1901
1910
1913
добыча 0.4 02 0.827
3. 80
4. 67
10. 4
11. 6
10. 0
10. 4
В период становления нефтяной промышленности Россия - признанный мировой лидер по добыче нефти, объемам производства топлива, развитию инфраструктуры и темпам внедрения технических инноваций.
Первым городом в Европе, освещаемым чистым нефтяным газом, в 1874 году
стала Казань. Первое в мире металлическое нефтяное судно построено в России.
Россия стала законодателем внедрения технологий, связанных с использованием углеводородного сырья.
В 1901 году более 57 % нефти мира добыто в Российской империи.
Мировые войны подтвердили огромную роль моторов в военном деле.
В современном мире ни одна отрасль хозяйственной деятельности человека не может функционировать без продуктов переработки нефти и газа.
Нефть стала сырьем стратегическим, всегда и везде служила и служит
5
силой в осуществлении политических целей как внутри того или иного государства обладающего нефтью, так и в отношениях между государствами
Первая мировая война и революция разорили нефтяную промышленность России, и только в 1928 г. добыча нефти в стране достигла уровня 1901
года. Основными регионами нефтедобычи были районы Баку и Грозного. В
1941 году из 33 млн. т нефти 23.5 млн. т добыто на промыслах Баку, 5 млн. т
на Северном Кавказе.
В конце 20-х годов получена первая нефть на востоке страны - в Пермской области (Чусовские городки). В 30-х годах открыто ряд месторождений в
Башкирии, Пермской и Самарской областях, в 1932 г начата промышленная
добыча нефти в Республике Коми и на о. Сахалин. В 40-х годах открыты первые нефтяные месторождения в Татарстане, в т.ч. крупнейшее в мире Ромашкинское.
Вплоть до 1955 г первое место по добыче нефти в стране постоянно удерживал Азербайджан. С 1955 г основной базой нефтедобычи стал регион между Волгой и Уралом. В течение 16 лет с 1957 по 1975 г первое место по добыче
принадлежало Татарстану.
С 1974 г и поныне основной производитель нефти - Западная Сибирь.
Максимальная добыча нефти в Советском Союзе - 624 млн. т - достигнута
в 1987 и 1988 году. (Объемы добычи нефти и газа в нашей стране и в мире
приведены в Приложении к главе 1, таблица 1.1).
Газовая промышленность, как самостоятельная отрасль оформилась в 40-х
годах 20 века. Ныне Россия мировой лидер в области добычи природного газа с годовым объемом более 600 млрд. м3, экспортирующая продукцию в 20
стран Европы. ( Объемы добычи газа даны в таблице 1.2).
Нефтяная и газовая промышленность - одна из наиболее быстро развивающихся отраслей. Основная часть продукции используется в энергетических
целях, поэтому ее относят к группе отраслей энергетики. Часть нефти, нефтепродуктов и газа направляется на переработку в химической промышленности.
Нефть имеет определенные естественные преимущества перед твердым топливом: большая энергетическая эффективность на единицу объема и веса;
свойство текучести облегчает механизацию и автоматизацию добычи, транспортировки и переработки.
Однако, главная причина бурного развития состоит в высокой
прибыльности нефтегазовой отрасли.
Рост мирового спроса на нефтепродукты со стороны хозяйственных отраслей и вооруженных сил, относительно низкие издержки на добычу и перевозку (по
сравнению с углем), сосредоточение запасов в странах с дешевой рабочей силой
превратило нефтяную отрасль в одну из самых привлекательных сфер приложения
капитала. В начале 20-го века в топливном балансе мира на долю нефти приходилось 3%. В 80 -е годы нефть и газ обеспечивали энергетический баланс на 75-80%.
Нефть - маслянистая горючая жидкость с характерным специфическим
запахом. Чаще всего зелено-бурого и черного цвета. Темный цвет нефти прида6
ют смолистые и асфальтеновые вещества.
Большинство нефтей легче воды, обладают свойствами разливаться на
ее поверхности, образуя пленку, под которой резко снижается жизнедеятельность водных организмов. Присутствие в воде 1 миллиграмма бензина делает
непригодной для питья 1000 литров воды.
Нефть по химическому составу вещество сложное. Содержит 85% углерода, 12 - 14% водорода и в небольших количествах кислород, серу, азот и другие элементы. Углерод и водород присутствуют в нефти в виде соединений,
называемых углеводородами.
В природе существует четыре группы или ряда углеводородов. Особенности каждой группы обуславливаются строением их молекул.
Углеводороды первого ряда (CnH2n+2) называют насыщенными, а также метановыми, алкановыми и парафиновыми.
Второй ряд углеводородов (CnH2n) назван непредельными, а также алкенами, ненасыщенными, олифенами.
Третий ряд (CnH2n) отличается от второго строением молекул. Их называют
нафтенами и циклонами.
Четвертый ряд углеводородов называют ароматическими. В отличие от нафтеновых, при одинаковом числе атомов углерода содержат на шесть атомов водорода меньше (CnH2n-6).
Если в первом и втором рядах атомы углеводорода соединяются последовательно один за другим (цепочками), то молекулы углеводородов третьего и четвертого ряда напоминают кольца. Нефть составляет смесь углеводородов всех
групп.
Углеводороды второго ряда в нефти встречаются редко в очень малых
количествах, поэтому олифеновой нефти не бывает.
По преобладанию углеводородов определенного ряда нефти называют
метановыми (парафиновыми),
нафтеновыми (асфальтовыми),
ароматическими (бензольными).
Чем больше атомов водорода входит в состав углеводородов, тем
нефть легче, более светлая, менее вязкая и содержит больше бензиновых фракций. Такой нефтью является нефть метановая, которая в природе наиболее распространена.
Ароматические нефти самые тяжелые, содержат меньше всего бензина
(иногда бензиновые фракции отсутствуют), наиболее вязкие и имеют темную
окраску. Нафтеновые нефти по своим свойствам близки к ароматическим.
Сера в соединении нефти является вредной примесью, вызывает коррозию
металлов и опасна при ее добыче. Содержание сероводорода в воздухе в количестве 100 мг/м3 для человека смертельно.
Углеводороды нефти почти не электропроводны. Нефть хорошо растворяет йод, серу, смолы, воздух, углекислый газ, легкие углеводороды. В воде
нефть не растворяется, но дает с ней стойкие эмульсии.
Эмульсия - это смесь двух взаимно нерастворимых жидкостей, одна из которых диспергирована в другой в виде мелких капелек (глобул). Диспергирован7
ную жидкость называют внутренней или дисперсной фазой, а жидкость, в которой
она находится - дисперсионной или внешней средой. Нефтяные эмульсии бывают двух типов - вода в нефти (обратные) или нефть в воде (прямые). Необходимым условием образования нефтяной эмульсии является наличие в нефти природных эмульгаторов, к которым относятся асфальтены, смолы, нефтерастворимые органические кислоты и мельчайшие механические примеси (ил, глина).
Эмульгаторы на поверхности раздробленных мелких капелек воды образуют пленку (оболочку), препятствующую их слиянию.
Нефть при охлаждении застывает. Температура застывания зависит от
содержания в нефти парафина. При сгорании нефти получается зола, состоящая из окислов кальция, магния, железа, алюминия, кремния, натрия и ванадия. Смесь паров углеводородов и воздуха взрывоопасна. В зависимости
от состава и свойств, нефти разделяют на классы, типы, группы, виды (по содержанию серы, парафина, смолы в мазуте). Это облегчает их сортировку при
сборе, транспортировании и переработке.
Качество нефти характеризует содержание в ней бензиновых, керосиновых и соляровых фракций. Фракционный состав нефтей определяют путем лабораторной разгонки, которая основана на различных точках кипения каждого
углеводорода. В зависимости от содержания фракций, выкипающих до 350 °С,
нефти делятся на три типа: Т1 - выход фракций не менее 45%, Т2 -от 30 до 45 %,
Т3-менее 30%
Одним из показателей товарного качества нефти - ее плотность. В
России плотность нефти определяют при температуре 20 °С и атмосферном
давлении (стандартные условия), а количество измеряют в тоннах.
В мировой практике принято измерять добываемую и продаваемую нефть
в баррелях, а плотность определяется в градусах Американского нефтяного
института (API), расчет которых ведется при температуре 60 градусов Фаренгейта.
Нефтяной баррель равен 158,987 литра (159л), температура 60 °F соответствует температуре 15,56 °С (15.6 °С).
Тип нефти (согласно стандарту 2002 г) определяется по ее плотности.
Плотность кг/м3 - 750.0 – 830 - особо легкая - 0 –
- 830.1 – 850 легкая - 1 –
- 850.1 – 870 средняя - 2 –
- 870.1 – 895 тяжелая – 3 –
- 895.1 – 1000 - битуминозная- 4
Наиболее ценные нефти с плотностью до 880 кг/м3.
В практике чаще пользуются понятием «относительная плотность»
-отношение массы нефти к массе того же объема дистиллированной воды
при температуре 4 0С (при этой температуре плотность воды наибольшая).
Важнейшее свойство нефти — вязкость ( свойство жидкости оказывать
сопротивление перемещению ее частиц при движении).
Чтобы переместить один слой жидкости относительно другого, необходимо при8
ложить силу
Р= 

F где:μ - коэффициент вязкости, Δv - приращение скорости двиs
жения одного слоя относительно второго, Δs - расстояние между слоями, F - поверхность соприкосновения двух слоев. Из этой формулы получаем коэффициент вязкости

Р S

F 
Подставляя в формулу вместо величин их единицы измерения ( единица силы 1Н, площади 1м2 , расстояния 1м, скорости 1м/с ), получим размерность коэффициента вязкости 1 Н с/и2 (дин с/м2) или Па· с
Единица измерения вязкости в системе СИ - Па • с (паскаль - секунда)
В промысловой практике пользуются меньшими единицами вязкости:
пуаз
1П =
0.1 Па•с
сантипуаз
1сП =0.001 Па•с
Динамическая вязкость воды при +20 °С равна 1 сП, нефти от 1 до 100 и
даже 200 сП.
Для технических целей часто пользуются понятием кинематической
вязкости , за которую принимают отношение динамической вязкости нефти к ее
плотности.
Единицей кинематической вязкости в системе ( СИ ) служит 1 м2/с, на
практике пользуются единицей стокс . (1Ст=10 - 4 м 2 /с. Иногда для оценки качества нефти пользуются у с л о в н о й
вязкостью °ВУt, которая
показывает, насколько вязкость нефти больше вязкости воды. Индекс t указывает температуру, при которой производили измерения. Измеряют
условную вязкость путем сравнения времени истечения 200 см3 нефти и воды через
трубку определенных размеров ( обычно диаметром 5 и длиной 100 мм). По данным этих
измерений можно вычислить кинематическую вязкость ( по формулам ).
Соприкасаясь с воздухом, нефть испаряется при любой температуре и в
первую очередь теряет наиболее ценные легкие бензиновые фракции.
Нефтяные месторождения всегда содержат углеводородные газы в
растворенном или свободном состоянии. Количество газа, растворенного в одной тонне нефти, называют ее газовым фактором, величина которого зависит
от состава нефти, температуры и пластового давления.
Углеводороды метанового ряда по физическому состоянию могут быть
газами, жидкостями и твердыми веществами. Метан («болотный газ» СН4),
этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) - при нормальных условиях вещества газообразные .(нормальные условия- атмосферное давление и температура 0°С ) Пентан
(С5Н12), гексан (C6H14) гептан (C7H16) - неустойчивы и при изменении давления и
температуры легко переходят из газообразного состояния в жидкое и наоборот. Углеводороды состава от C8H18 до С17Н36 - жидкие вещества, а содержащие
более 17 атомов углерода - твердые (парафин, церезин)
Продукт, выделенный из природного газа и представляющий смесь
жидких углеводородов (содержащих более 4-х атомов углерода в молекуле)
называют г а з о в ы м к о н д е н с а т о м.
9
Горючие газы нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений
по химической природе сходны с нефтью.
В п р и р о д н ы х газах чисто газовых месторождений преобладает
метан, содержание которого в смеси углеводородов доходит до 95 -98%.
Газ, извлекаемый вместе с нефтью, называют н е ф т я н ы м.
Нефтяной газ по сравнению с природным содержит меньшее количество метана (30 – 70 %) и имеет большее количество тяжелых углеводородов. В состав газов входят также азот, углекислый газ, сероводород, редкие
газы (гелий, аргон), пары ртути.
Нефтяные и природные газы делят на «сухие» и «жирные», в которых
содержание тяжелых углеводородов позволяет получать из них сжиженные газы или газовый бензин. Сухими считают газы, содержащими менее 60 г бензина
в 1 м3 газа, а с большим содержанием относят к жирным. Как правило, жирные
газы сопутствуют легкой нефти.
Основные физические характеристики газа.
П л о т н о с т ь - масса газа, заключенная в 1 м3 при температуре 0°С
и атмосферном давлении. На практике используют «относительную
плотность», которая является отношением массы определенного объема газа к
массе того же объема воздуха при одинаковом давлении и температуре. Колеблется в широких пределах ( метан - 0.554, бутан - 2).
Теплота
с г о р а н и я - количество тепла, выделяющегося при полном сгорании 1 м3 этого газа. Выражается в кДж / м 3 или
ккал / м3. Чем тяжелее компонент, тем выше его теплота сгорания.
( Например, метан - 37.2 , бутан - 123.4 МДж / м3.)
Газ в смеси с кислородом и воздухом отличается повышенной
взрывоопасностью и при определенных пределах концентрации взрываются.
Р а с т в о р и м о с т ь газа в воде незначительна. Нефтяной газ
растворяется в нефти с повышением давления.
Давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки
растворенного в ней газа, н а з ы в а ю т д а в л е н и е м н а с ы щ е н и я .
Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их
объемов и температуры.
При определенном давлении и температуре газы переходят в жидкость.
Температуру, выше которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы
велико не было давление, называют к р и т и ч е с к о й.
Критическое
д а в л е н и е - это давление, при котором газ,
имеющий критическую температуру, переходит в жидкость.
Критическое давление, критическая температура и относительная плотность газовой смеси равна сумме показателей каждого компонента , входящих
в состав газа и его доли в смеси. Состояние горючих газов при одинаковых
условиях отличается от состояния газов идеальных. Для характеристики степени отклонения пользуются коэффициентом сжимаемости - отношением объема реального газа к объему идеального при одних и тех же условиях.
Природные газы при определенной температуре и давлении образуют
с водой твердые соединения - гидраты, по внешнему виду напоминающие снег,
10
и для которых характерно размещение молекул углеводородов в молекулах воды.
Организация нефтяных и газовых промыслов возможна только на территории, в недрах которой имеются в наличии и разведаны промышленные скопления углеводородов.
Нефтедобывающее производство может функционировать и приносить
прибыль только при обязательном его обеспечении запасами углеводородов
(нефти, газа, газового конденсата), создании и постоянным вводом новых нефтедобывающих мощностей, поддержанием их в работоспособном состоянии, совершенствовании нефтегазовых технологий, для чего необходимо регулярное
вложение крупных капиталов
К запасам отнесено количество углеводородов, которое содержится в
разведанных и доказанных месторождениях
Количество углеводородов, которое возможно содержится в недрах недостаточно изученных территорий, относят к ресурсам.
Начальные геологические потенциальные ресурсы углеводородов (УВ)
включают в себя ресурсы и запасы всех категорий, в т.ч. и то количество, которое
уже извлечено.
Ресурсы подразделяют на прогнозные (D1 и D2) и перспективные С3.
К прогнозным ресурсам относится то количество углеводородов, которое может находиться на данной территории в земной коре по геологическим
показателям.
К перспективным относят ресурсы, возможно находящихся в пределах не
вскрытых скважинами пластов (напр., более глубоких) разведанных месторождений, если продуктивность этих пластов установлена на других площадях.
Количество углеводородов, которое можно извлечь на поверхность при
современных условиях технологии добычи называют извлекаемыми ресурсами или запасами нефти и газа.
Запасы углеводородов в зависимости от степени изученности делят на
категории.
Резервы запасов нефти разделяют на доказанные, вероятные и возможные.
Доказанные запасы - часть нефтяных резервов, которая наверняка будет извлечена из освоенных месторождений при имеющихся экономических и технических условиях.
Вероятные запасы - часть нефтяных резервов, о которых геологическая и инженерная информация недостаточна для разработки в существующих экономических и технических условиях, но может быть реализованной
(выгодной) при увеличении информации об этих месторождениях и развитии технологии разработки.
Возможные запасы - это часть резервов информация о которых достаточна лишь для приблизительной оценки затрат на разработку и ориентировочного указания методов извлечения с невысокой степенью вероятности.
Вероятные и возможные запасы отличаются от доказанных тем, что их
или нецелесообразно разрабатывать при нынешнем уровне цен и приме11
няемых технологиях, или о них недостаточна информация.
Состояние запасов на разрабатываемых месторождениях оценивают как
запасы разбуренные, разрабатываемые, неразрабатываемые, не разбуренные.
Основной нефтеносный и нефтедобывающий район России – Западная
Сибирь. Включает территорию Тюменской и Томской областей, ХантыМансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, прилегающий шельф
Карского моря. ( Шельф – прибрежная пологая наклонная равнина с углом
падения в среднем 2 – 3 градуса. Глубина до 200 м). Добыча нефти ведется с
1964 года. Максимальная добыча 408.6 млн.т достигнута в 1988г. Разведанные запасы сконцентрированы в крупных и крупнейших месторождениях.
Уникальные месторождения с разведанными начальными извлекаемыми запасами превышающими 500 млн. т – Самотлорское, Красноленинское, Мамонтовское, Федоровское. Характерна высокая продуктивность месторождений, преобладание нефтей без содержания и с малым содержанием серы.
Согласно геологическому прогнозу имеются значительные неразведанные
ресурсы.
После Западной Сибири крупнейшим нефтедобывающим районом России является Урало-Поволжье, объединяющий ряд республик и областей
Приуралья, Среднего и Нижнего Поволжья. Центрами района являются Татарстан и Башкортостан. Первое месторождение в Башкирии (Ишимбаевское) открыто в 1932 г.
Поиски и разведка нефти в Татарстане с применением глубокого бурения начаты в 1939 году. Датой рождения нефтяной промышленности Татарстана считается август 1943 года, когда в Шугурово из скважины глубиной 648м
(верейский горизонт) была получена первая промышленная нефть (20т). В 1946
году открыто Бавлинское нефтяное месторождение в девонских отложениях,
1948 году - Ромашкинское, в 1955 г – месторождения Прикамья. В 1970 г объем добычи нефти достиг 100 млн. т , что составляло почти 30% годовой добычи всей страны. Стомиллионный рубеж поддерживался в течение 7 лет.
14 мая 1971 г. из нефтяных месторождений Татарстана с начала промышленной разработки извлечен первый миллиард тонн нефти. Второй миллиард добыт 2 октября 1981 года, а всего из недр извлечено 2.8 миллиарда тонн нефти.
Ведется разработка нефтяных месторождений в Пермской, Оренбургской, Самарской, Саратовской, Волгоградской, Ульяновской областях, республиках Удмуртия и Калмыкия. Неразведанные ресурсы нефти в регионе
оцениваются более 1 млрд. т.
Старейшим и наиболее разведанным нефтяным районом России является Северный Кавказ. Разработка нефтяных месторождений ведется в Краснодарском и в Ставропольском крае, в республике Чечня и смежных с ней территориях Ингушетии, Кабардино-Балкарии, Северной Осетии, в республике
Дагестан. Определенный резерв выявления новых месторождений имеется на
прилегающих шельфах Каспийского моря.
Рядом крупных нефтяных месторождений располагает республика Коми, в том числе единственном в России (Ярегское), где применяется шахтный
способ разработки тяжелой нефти.
12
Крупный резервный район нефтедобычи сформирован на северовостоке Ненецкого автономного округа. Сырьевая база Европейского Севера
тесно связана с проблемами разведки и освоения нефти прибрежной части
Баренцева Моря, где открыты ряд крупных и средних месторождений.
Как перспективный рассматривается район, включающий республики
Марий-Эл, Мордовия, Чувашия, Кировская и Нижегородская область ввиду
непосредственной близости к нефтяной провинции между Волгой и Уралом.
Открыты небольшие месторождения нефти на территории Калининградской области и прилегающего шельфа Балтийского моря.
Нефтяные ресурсы Дальнего Востока изучены и освоены слабо и неравномерно. Большинство открытых нефтяных месторождений находится на
о.Сахалин и прилегающем к нему шельфе Охотского моря. О.Сахалин является одним из старейших нефтедобывающих районов России и единственным
на Дальнем Востоке. Открыто несколько месторождений, в том числе крупных, в Республике Саха (Якутия). В целом, весь северо-восток России изучен
слабо, но по геологическим оценкам перспективы на поиски нефти благоприятные.
Восточная Сибирь – крупный нефтяной регион России, полностью лишенный нефтяной инфраструктуры и реально действующих нефтедобывающих предприятий. Освоение открытых нефтяных месторождений на территории Красноярского края, Иркутской области, Таймырского и Эвенкийского
автономных округов сдерживаются из-за природно-климатических условий,
отсутствия необходимых коммуникаций и инфраструктуры. Геологическая
изученность территории низкая.
Крупные нефтедобывающие предприятия России по состоянию на конец 2005 г приведены в таблице 1.3.
Основным газодобывающим районом России остается Ямало-Ненецкий
автономный округ в Западной Сибири. Приоритетным стратегическим регионом, обеспечивающим необходимые объемы добычи газа на долгосрочную
перспективу, становится п-ов Ямал и акватории северных морей России.
Крупные газодобывающие комплексы размещены в Оренбургской области.
Добывают газ также в Саратовской и Астраханской области, республике Дагестан, Краснодарском и Ставропольском крае и др.
В перспективе - развитие добычи газа в Республике Саха (Якутия), в районе о. Сахалин. Для развития газовой промышленности необходимо решить проблему извлечения и использования газовых составляющих (гелий, сера), переориентировать использование газа с топливных на сырьевые цели. Необходимы также
новые газопроводы в направлении Европы и Азиатско – Тихоокеанского региона.
В целом по России из-за сокращения объемов геологоразведочных работ в последние годы прирост запасов не компенсирует текущую добычу
нефти, что негативно влияет на обеспеченность ее запасами.
Запасы углеводородов на земном шаре распределены весьма неравномерно. В странах Ближнего и Среднего Востока сосредоточено более 65 % мировых запасов нефти, в Африке - около11, в Северной Америке -9% , в Западной
Европе менее 4%.
13
В 70-х годах ученые установили, что мировая добыча нефти на всем
протяжении ее развития с 1890 по 1970 г удваивалась каждые 10 лет за исключением кризисных 30-х годов. ( См. Приложение к главе 1, таблица 1). Исходя
из этой закономерности, в 1980 году добыча нефти должна была составить 4
млрд. т, в 1990 – 8 млрд. т и в 2000 году - 16 млрд. т. Фактически это оказалось
не реальным. Для такого объема добычи надо располагать извлекаемыми запасами не менее 500 млрд. т, тогда как большинство исследователей их оценивает
в 250 - 360 млрд. По подсчетам Института нефти и газа (АО «ВНИИ Зарубежгеология») мировые запасы нефти - 486 млрд. тонн, из них 121 млрд. т
уже достали из недр, 161 находятся в открытых месторождениях (текущие
разведанные запасы), 205 еще предстоит найти (перспективные и прогнозные
запасы). Некоторые исследователи считают, что за все время существования
нефтегазодобывающей промышленности (примерно 125лет) мировая добыча
достигла к началу 2006 года 115 млрд. т нефти и более 80 трлн. м 3 газа
Доказанные запасы по состоянию на 01.01.2006 г. составляют нефти 191,5 млрд.т. и газа - 173,1 трлн. м3. Обеспеченность запасами текущей
добычи при современных темпах и технологиях составляет примерно 40 50 лет. ( см.табл. 1.4)
Перспективные и прогнозные запасы нефти в России оцениваются в
62.7 млрд. т. Но единой оценки запасов в России нет, цифры объема извлекаемых запасов называют от 7 до 47 млрд. т, что составляет от 5 до 25 % мировых.
Из всех запасов горючих ископаемых на долю угля приходится 80%, на
долю нефти - 11% и газа 8%
Исходя из доказанных запасов мировые объемы добычи в год составляют - нефти в пределах 3.5 млрд.т, газа 2.6 трлн. метров кубических.
В начале 20 века нефть добывали в 19 странах мира. Теперь нефть добывают во всех частях света, за исключением Антарктиды.
(Показатели добычи нефти и газа 15 нефтедобывающих стран представлены в таблице 1.5 и 1.6).
За пределами России самые богатые месторождения нефти в
странах Ближнего и Среднего Востока ( Саудовская Аравия, Иран, Кувейт,
Объединенные Арабские Эмираты, Катар, Ирак).
Значительные запасы нефти имеются в
Азербайджане, Казахстане,
Туркмении, США, Канаде, Мексике, Венесуэле, а также Южной Америке и
Африке. Возможности открытия новых месторождений в этих и других
районах далеко еще не исчерпаны.
Один из старейших и известнейших регионов нефтедобычи в мире
является Азербайджан, 70% территории которого считаются перспекти вными на нефть и газ. С давних пор добывают нефть в Казахстане, а первые упоминания о нефти Туркменистана относятся к 13 веку. Нефть в
этих странах добывается на суше и в акватории Каспийского моря.
.
В Западной Европе крупные месторождения нефти найдены на
шельфе Северного моря, потенциал которого далеко не исчерпан. Разр а14
батываются Великобританией и Норвегией.
Старейшей и богатейшей нефтяной страной являются США. Крупнейшие нефтяные месторождения открыты на Аляске, в штатах Техас,
Луизиана, Калифорния. Свыше половины нефтяных ресурсов обнаружено
на шельфе Мексиканского залива, у берегов Тихого и Ледовитого океана.
Мировым производителем нефти является Канада.
Основной нефтедобывающей страной Южной Америки является Венесуэла. Значительными природными ресурсами углеводородов распол агает Бразилия и Аргентина.
В Юго-Восточной Азии основная часть разведанных запасов нефти
приходится на Индонезию, Малайзию, Бруней, Вьетнам.
Крупным производителем нефти с развивающейся нефтяной отраслью становится Китай.
Самые богатые нефтью страны Персидского Залива, где сосредоточено более 60% мировых запасов.
Крупнейшими высокопродуктивными месторождениями располагает
Саудовская Аравия, многие годы занимающая первое место в мире по
объему добычи.
Второе место в мире по запасам нефти занимает Ирак, где открыты
ряд крупнейших месторождений.
Огромными разведанными запасами нефти располагает Иран, Кувейт, Катар, Объединенные Арабские Эмираты.
На Африканском континенте нефтедобывающими странами стали
Ливия, Алжир, Ангола, Габон, Египет, Нигерия.
В зависимости от запасов месторождения нефти и газа различают
мелкие, средние, крупные, крупнейшие, уникальные.(см.т.1.7).
Месторождения с начальными доказанными запасами нефти, превышающими миллиард тонн и газа, превышающими триллион м 3 показаны в таблице 1.8
В мировой нефтегазовой отрасли увеличивается доля добычи нефти
на морских (шельфовых) месторождениях. Работы ведутся уже на глубинах 800
и более метров при удалении от берега на 200 - 500 км. Наиболее крупные
месторождения нефти разведаны в Персидском, Оманском и Мексиканском
заливе, в Северном море, у берегов Аляски и Калифорнии, у западного
побережья Африки, у островов Юго-Восточной Азии и др.
У некоторых стран мира на морских и шельфовых месторождениях сосредоточена полностью или основная часть добычи - Великобритания и Норвегия почти 100% в Северном море, США более половины, Бруней и Катар около 2/3, Ангола и Австралия более 4/5, Бахрейн 9/10.
Многие страны, на территории которых в недрах скопления углеводородов отсутствуют или недостаточно, углеводородное сырье импортируют.
Импорт в Японию превышает 250 млн. т в год, покрывая весь объем потребности страны. США владеют собственной крупномасштабной нефтегазовой промышленностью, тем не менее, для покрытия топливных нужд ввозят
свыше 300 млн. т нефти в год и расходуют около 40 % мировой добычи.
15
Высокоразвитые страны мира (Западная Европа, Северная Америка, Япония) потребляют в год до 1.5 млрд. т нефти и покрывают в основном за счет
импорта.
Экспорт нефти в другие страны составляет более 60,7%. Основными
экспортерами нефти являются страны ОПЕК - 40%, Россия, Норвегия, Мексика. В 2005 г экспорт нефти России – 265,5 млн.т (56.2%).
ОПЕК - организация государств экспортеров нефти (Саудовская Аравия,
Венесуэла, Объединенные Арабские Эмираты, Иран, Ирак, Ливия, Нигерия, Алжир, Кувейт, Катар, Индонезия).
Спрос на нефть в 2005 г оценивался 84,5 млн. баррелей в день, поставки
84.4 млн. баррелей. По прогнозу ОПЕК в 2006 г потребление нефти составит 84.8
баррелей в день
Один из наиболее сложных вопросов науки - из чего где и как образовалась нефть. Было создано более тридцати гипотез, с помощью которых пытались объяснить происхождение нефти. В настоящее время признаются
две гипотезы: теория органического (биогенного) и теория неорганического (абиогенного) происхождения нефти.
Неорганическая теория впервые выдвинута в 1877г Д. И. Менделеевым.
Он предполагал, что в недрах Земли при воздействии перегретого водяного пара
на карбиды тяжелых металлов в условиях высоких температур и давлений могут
образоваться углеводороды, которые являются составной частью нефти и газа.
Эту теорию назвали «карбидной теорией». Возможность образования таким путем углеводородов подтверждена экспериментально. Но одно из главных
возражений заключается в том, что в глубочайших недрах Земли нет условий для движения воды, необходимой для соединения с углеродом.
В науке известна «космическая гипотеза», высказанная русским геологом Н. А. Соколовым, которая базируется на теории происхождения Земли.
Учитывая факты нахождения битумов в метеоритах и наличие углеводородов в
хвостах некоторых комет, сделано заключение, что углеводороды находились в
газовой оболочке Земли в фазе ее звездного состояния. По мере остывания
Земли, углеводороды поглощались расплавленной магмой. Впоследствии, когда образовалась земная кора, углеводороды в газообразном состоянии
проникали в верхние части земной коры по ее трещинам, конденсировались и
образовывали нефтяные залежи. Теорию возникновения промышленных месторождений нефти за счет выделения углеводородов из медленно остывающей магмы развил в наши дни В. Д. Кудрявцев. В настоящее время выявлены многочисленные залежи нефти связанные с изверженными породами,
расположенными ниже осадочных пород.
Идею об органическом происхождении нефти высказал М. В. Ломоносов.
Он объяснял происхождение нефти разложением в недрах земли без доступа
кислорода органических остатков животных и растительных организмов. И. М.
Губкин нашел веские доказательства в пользу этой теории и сформулировал их
в своей работе «Учение о нефти». По этой теории, известной под названием
с а п р о п е л е в о й , материнским веществом нефти является сапропель («гнилой ил»).
16
Все без исключения живые организмы рано или поздно гибнут и их
останки накапливаются мощным слоем на дне застойных водоемов (озера,
лагуны, заливы) и прибрежных участках открытых морей. Со временем в результате изменения режима бассейна на них начинают откладываться осадки
другого состава, например, пески, и сапропелевый слой оказывается погребенным. Происходит разложение вещества без доступа кислорода и обогащение
разлагающихся органических веществ углеродом. Разложению способствуют
бактерии, которые не только разлагают органическое вещество, но и, размножаясь, своей массой увеличивают его объем. Под давлением вышележащих слоев сапропелевый слой уплотняется, из него выжимаются жидкие и полужидкие нефть, вода и газы, которые по трещинам проникают в вышележащие
слои пород. Возможность образования нефти в результате разложения без доступа воздуха животных остатков и жиров доказана экспериментально.
Нефть могла оставаться после своего образования в пределах тех же пород
(материнских), но в большинстве случаев нефть перемещалась (мигрировала)
из одних слоев в другие.
Вопросы происхождения нефти и образования нефтяных месторождений представляют огромное значение в направлении поисков и разведки углеводородного сырья.
Теория органического происхождения нефти ограничивает образование углеводородов лишь осадочными породами и стала тормозом разведки на нефть и газ в более древних слоях земной коры на больших глуб инах в кристаллическом фундаменте.
Профессор Б.М.Юсупов выдвинул смешанную биогенно - минеральную
гипотезу, согласно которой нефть и газ образовались в тех бассейнах, при формировании которых имелись благоприятные условия как для развития органического мира, так и для поступления глубинного метана и углерода.
Нефть, как вид химического и стратегического сырья незаменима,
не возобновляемая, ее запасы в недрах не бесконечны.
Развитие топливо–энергетических ресурсов для удовлетворения растущих потребностей возможно в следующих направлениях:
- поиск и разработка новых методов и добычи (получения) углеводородного сырья и его переработки;
- развитие альтернативных возобновляемых источников энергии.
К первому направлению можно отнести
а) совершенствование и разработка новых технологий, обеспечивающих
более полное извлечение нефти, в т.ч. высокой вязкости, из разработанных,
разрабатываемых и вновь вводимых в разработку залежей углеводородов методами воздействия на пласты эксплуатируемые и вскрываемые. Это направление
является наиболее технически подготовленным.
б) подтверждение идеи о подпитке нефтяных месторождений углеводородами из глубинных недр земли.
в) поиски новых нефтяных месторождений в акваториях морей и на
больших глубинах суши абиогенного (неорганического) происхождения.
Строительство скважин и эксплуатация месторождений углеводородов в
17
акваториях морей и океанов является процессом сложным и дорогостоящим.
Строительство скважин на большие глубины требует новых технологий и материалов способных работать в среде сверхвысоких давлений и температур с большими нагрузками.
Большая часть поверхности Земли (71% площади земного шара) приходится на океаны и моря, которые разведаны слабо. В перспективе - удаленность
от берега и увеличение водной толщи. Но уже сейчас четверть мировой добычи
нефти приходится на морские месторождения. Предполагают, что морские месторождения содержат более 60 процентов мировых запасов нефти и газа.
г) использование в качестве источников нефтяного сырья нефтяных битумов. Природные битумы - сильно окисленные сверх высоковязкие нефти жидкой, полужидкой и твердой консистенции с высоким содержанием серы –
мальты, асфальты, асфальтиты. Практически не содержат легкие фракции.
От традиционной нефти отличаются повышенным содержанием асфальтеносмолистых компонентов (25-75%), высокой плотностью (965-1220 кг/см3),
аномальной вязкостью (более104 мПа с). Предполагается, что эти нефти,
являясь жидкими и подвижными, просочились из нижних пластов и пропитали верхние пористые породы, которые в некоторых местах выходят на поверхность. Так как залежи оказались не герметичными, легкие фракции
(бензиновые, керосиновые) постепенно улетучивались, а к залежам свободно проникал кислород из воздуха и воды, который вступил в реакцию с углеводородами. В результате окисленная нефть стала не текучая. Природные
битумы содержат высокие концентрации разнообразных не углеродных
компонентов (ванадий, никель).
Битуминозные толщи распространены во
многих районах земли. В России наиболее разведаны месторождения битумов в Татарстане и прилегающих районах Самарской и Ульяновской областей,
залегающих на глубинах до 400 метров. Мировые запасы битумов оцениваются
в 330 - 350 млрд. т. Битумы можно добывать рудничными методами (карьерный и шахтный) и внутрипластовым способом через пробуренные скважины с
применением тепловых методов (внутрипластовое горение, вытеснение паром). Карьерные методы добычи битумов и технология их переработки на
практике применяются в США и Канаде. Опытно-промышленные работы по
разработке битуминозных пород с применением тепловых методов проведены в ОАО «Татнефть», на основании чего можно считать принципиально
установленной возможность и рентабельность разработки этими методами.
д) Синтетическая нефть может быть получена из горючих сланцев, каменного угля.
е) Перспективны технологии извлечения метана из угледобывающих
шахт, бытовых отходов крупных городов.
ж) Есть перспективы использования источников растительного
происхождения. Например, в Бразилии используется так называемое «дизельное дерево» - копайферу, сок которого, насыщенный углеводородами, применяют в качестве добавки к автомобильному горючему. Основаны первые
промышленные плантации аналогичных растений в Австралии. Подобное
«нефтяное дерево» под названием ханга нашли в джунглях Филиппин, его
18
плоды дают горючее масло, которое может стать альтернативным источником материалов, получаемых из нефти. Производят дизельное топливо из растения рапс, культивируемое во многих странах Европы. В России первый завод по
выпуску топлива из рапса намечено построить в г. Орел.
з)Теоретически доказана возможность получения нефти из воздуха путем
синтеза углерода с водородом, разработан способ получения углеводородов из
мусора («Оксидент петролеум»), бензин из сухих стеблей кукурузы (французский инженер А. Ротлисберже).
Второе направление обеспечения энергетическими ресурсами – разработка технологий эффективного использования возобновляемых видов энергии.
Основными источниками энергии будущего называют энергию солнца,
тепло земных недр (геотермальная энергия), атомную энергию, приливную
энергию (обусловленную гравитационными силами, действующими в системе Земля - Луна - Солнце).
Энергия солнца вырабатывается в результате термоядерной реакции - за
счет превращения ядер водорода в ядра гелия. Запасы солнечной энергии не
ограничены. Подсчитано, если бы Солнце светило непрерывно 19 млрд. лет, то
за это время оно потеряло бы в массе всего 0,07%. Но использование ее в широких масштабах связано с трудностями технического характера. Энергия солнца относится к рассеянным видам (160 Вт на 1 м2), для использования ее необходимо собирать с большой поверхности в светлое время суток. Перспективы в
создании космических солнечных электростанции (КЭС), поднятых над поверхностью Земли (более 35 тыс. км.). Передавать полученную энергию на
Землю предполагается лазерным или сверхвысокочастотным излучением.
Возможно использование солнечной энергии для замены двигателей
внутреннего сгорания. В этом случае солнечная энергия передается непосредственно специальному двигателю при помощи фотоэлектрических элементов.
Во многих странах появились экспериментальные дома, оснащенные сложными солнечными отражателями и батареями.
Энергия рек широко используется строительством гидроэлектростанций
(ГЭС). Потенциальные запасы гидроэнергии в реках нашей планеты 73 триллиона киловатт-часов, что соответствует 10 млрд. тонн условного топлива в
год. Однако ГЭС приводят к затоплению обширных территорий, изменению
условий существования ихтиофауны, изменению климата.
Энергия морских приливов и отливов может быть реализована
строительством приливных электростанций (ПЭС). Луна и Солнце воздействуют на движение масс воды в мировом океане, образуя два раза в сутки приливы и отливы. Обычно поднятие воды над уровнем в открытом океане составляет не более одного метра. Но в некоторых местах этот перепад значительно больше (Белое море - 9 м , побережье Охотского моря - 13, побережье Канады – 18м и т.д.). Конструктивно - перекрывают залив или устье
впадающей в море реки, создавая при амплитуде прилива более 4 м напор,
достаточный для вращения гидротурбины.
Перспективно использование энергии моря, связанное с разностью
температур водных слоев. В результате нагрева Солнцем верхних слоев воды
19
создается перепад температур, равный (15 – 20)°С, который можно использовать для получения энергии.
Геотермальными источниками энергии является тепло внутри земли. В
среднем через каждые 100м.от поверхности Земли температура поднимается на
3°С, на 50 км. составляет (700 – 800)°С и с глубиной увеличивается. Мощности теплового потока направлены от центра Земли к ее поверхности и в 30 раз
превышают мощности электростанций всех стран мира. Существует два источника геотермальной энергии.
Г и д р о т е р м а л ь н ы е источники тепла представляют собой запасы горячей воды и пара с температурой 100 - 300 °С, которые в некоторых
местах Земли (Камчатка, Курилы, Япония, Исландия, Н.Зеландия и др.) выходят на поверхность в виде гейзеров. В других районах для получения горячей
воды необходимо бурить скважины глубиной 2000 и более метров.
П е т р о т е р м а л ь н ы е источники представляют тепло сухих горных
пород. Для получения тепла нужно строить две скважины на глубину достижения пород требуемой температуры, забои скважин соединить. Затем в одну
скважину нагнетается холодная вода, а из другой поднимается вода, нагретая
земным теплом.
Неистощимым источником энергии считается энергия атомного ядра,
(один грамм ядерного топлива эквивалентен 2,7 т условного топлива ) и человечеству хватит на многие сотни лет, так как урана в природе много, особенно в
океанической воде. Считаются неограниченными и запасы тория.
Первая в мире атомная электростанция построена в 1954г в городе Обнинск мощностью 5000 кВт. Установленная мощность АЭС в мире в 1985г 245 млн. кВт.
Атомная энергия 21 века основана на делении тяжелых ядер урана 235.
Но ядерная энергетика связана с радиоактивным загрязнением и небезопасна для окружающей среды, а топливо будущего должно быть экологически
чистым. Поэтому в перспективе использование термоядерной энергии. В
термоядерных реакторах будет идти не деление, а синтез, слияние легких
ядер дейтерия и трития (изотопов водорода). Запасы дейтерия в морской
воде практически не ограничены. Овладев дейтериевым процессом можно
будет переходить к топливу гелий-3, при использовании которого температура реакции в десятки раз выше, чем при дейтериево-тритиевом процессе.
Гелий-3, которым богата Луна, считается топливом экологически чистым. Образуется только на Солнце в результате термоядерных реакций и
разлетается в пространство в виде космических лучей – солнечного ветра.
На Землю не попадает – мешает атмосфера и магнитное поле. На Луну, где
нет атмосферы, солнечный ветер проникает свободно и оседает на повер хности грунта. Одна тонна гелий-3 эквивалентна 20 млн. тонн нефти. Для
работы одного промышленного реактора достаточно 50 кг топлива в год.
Гелий-3 можно производить только при сверхнизких (криогенных) температурах и транспортировать в жидком виде. Ученые подсчитали, что для
покрытия потребности Энергетики России потребность 20 т в год , а мировой – 200т. (газета «Труд» 7.02.06). По мнению акад. Р.З.Сагдеева для по20
становки на службу человеку термоядерных реакций потребуется лет 100
(интервью газете «Труд» 31.01.06).
С древнейших времен человек использовал энергию ветра (ветряные
мельницы, парусный флот). Современные технические возможности позволяют ее использовать для выработки электроэнергии, но их освоение связано с
определенными трудностями (могут работать лишь в ограниченном интервале
скоростей воздушного потока, количество вырабатываемой энергии зависит
от скорости ветра). В перспективе - применение высотных ветряных электростанций с подъемом на высоту 8 - 1 2 км, где действуют постоянные воздушные
потоки со скоростью 100 м/с.
Появились сведения, что открыт новый вид излучения - магнитный монополярный и нерадиоактивный, получаемый при воздействии электромагнитных импульсов на земную кору. Явление, судя по всему, имеет непосредственное отношение к гравитационным силам и землетрясениям. При
его моделировании происходит появление шаровых молний, преобразование
одних элементов в другие (в т.ч. преобразование радиоактивных отходов).
Нефть и газ не только топливо, но и сырье для химической промышленности из которого производят множество материалов. Особенно в промышленности и в быту получили распространение полимеры.
Без нефти и газа не обходится ни одна сфера жизни.
Чтобы получить многочисленные продукты из углеводородного сырья,
его надо найти, извлечь из недр земли на дневную поверхность и переработать в конечный продукт. Весь этот цикл обеспечивается посредством
соответствующих нефтегазовых технологий. Это технологии поисков и разведки скопления углеводородов; технологии строительства скважин для их поисков и разработки; технологии извлечения, сбора и подготовки продукции на
промыслах; технологии транспортирования, хранения и переработки нефти и
газа.
21
ПРИЛОЖЕНИЕ к главе 1:
Таблица 1.1
Объем добычи нефти миллионов т.
годы
добыча
1920
1928
1930
1932
1936
3.8
11.6
18.5
22.3
27.3
1992
1993
1994
1995
399.0
354.0
317.0
307.0
годы
С
1940
1945
1950
1955
1960
Р
О
1996
1997
1998
1999
1900
1910
1920
1940
1950
21
44
95
294
533
1960
1970
1979
1980
1981
М
Таблица 1.2
годы
1955
1960
1992
1995
2002
добыча
С
С
31.1
19.0
37.9
70.8
147.9
С
С
И
306.0
305.5
303.4
305.0
И
1050
2244
3135
3082
2819
добыча
годы
добыча
242.9
352.8
545.8
603.0
613.0
1985
1987
1988
1990
1991
595.0
624.0
624.0
607.0
595.0
323.2
348.1
379.6
421.4
2004
2005
2006*
2010*
458.8
470.2
1984
1990
1995
2000
2001
2698
3164
3100
3346.6
3301.8
2002
2003
2004
2005
2006*
3259.8
3400.7
3524.4
3563,8
Р
Объем добычи природного газа
млрд. м3
добыча
годы
добыча
С
С
С
Р
1970
10.4
175.0
1980
45.3
435.2
Р О
С
С
И
Я
2003
641.0
620.3
2004
595.0
632.8
2005
595.4
640.6
М
1950
1960
1970
1981
годы
Р
1965
1970
1977
1980
1984
Я
2000
2001
2002
2003
192.0
475.0
1108.0
1637.2
И
Р
2000.0
2527.6
2623.4
2640.7
2001
2002
2003
2004
* прогноз
22
годы
добыча
1990
1991
815.0
643.0
2006*
2010*
2020*
655
700
2005
2006*
2010*
2020*
2740
Таблица 1.3.
Нефтяная промышленность России в 2005 г (НГВ 4 - 06)
компании (предприятия)
ЛУКойл
ЮКОС
ТНК-ВР*
Сургутнефтегаз
Сибнефть
Татнефть
Славнефть
Роснефть
Башнефть
РуссНефть
Газпром
НОВАТЭК
Прочие производители (ННК)
Операторы СРП
Всего по России
добыча нефти
доля %
фонд скважин
(всего)
18.8
26619
5.1
8205
16.0
26199
13.6
16693
7.0
4602
5.4
21460
5.2
4020
15.8
17210
2.5
18310
3.0
4466
2.7
98
0.5
47
3.8
4665
0.6
18
100
122657
тыс. т
88293.0
23861.3
75306.6
63858.7
33002.2
25332.0
24162.5
74417.7
11934.4
13872.7
12788.4
2395.5
17970.7
2790.5
469986.2
добыча газа
млн. м3
5680.6
1950.7
8724.3
14360.9
1985.2
736.7
994.1
13044.7
363.0
1055.2
547248.9
27545.2
16436.1
507.8
640633.4
*СИДАНКО +
Тюменская нефтяная компания
Таблица 1.4
Мир и 10+10 крупнейших стран по запасам нефти и газа на (НГВ – 4-06)
Доказанные запасы нефти, млрд т
Саудовская Аравия
Россия
Канада
Иран
Ирак
Кувейт
ОАЭ
Венесуэла
Ливия
Нигерия
Итого 10 стран
Мир
Доля 10 стран в мировых запасах
01.01.06
36,3
23,8
24,3
18,0
15,6
13,8
13,3
12,8
6,3
5,7
169,6
191,5
86,6 %
Доказанные запасы природного газа, трлн м³
01.01.05
35,3
25,0
24,3
17,1
15,6
13,5
13,3
10,5
5,3
4,8
164,7
190,6
86,4%
23
Россия
Иран
Катар
Саудовская Аравия
ОАЭ
США
Нигерия
Алжир
Венесуэла
Ирак
Итого 10 стран
Мир
Доля 10 стран в
мировых запасах
01.01.06
47,7
27,5
25,8
6,8
5,8
5,5
5,2
4,6
4,3
3,2
136,5
173,1
78,9
01.01.05
47,8
26,6
25,8
6,6
5,9
5,4
5,0
4,6
4,3
3,1
135,1
171,8
78,6%
Таблица 1.4 а
Мировые запасы нефти и газа [НГВ 02. 04] таб. стр. 39, 40.
[НГВЗ 05] таб. стр. 29,30.
Годы
Доказанные запасы
Млрд. т.
Обеспечение
запасами, лет
1960
1970
1980
1990
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Таблица 1.5
34,3
61,7
89,6
137,0
140,7
142,1
143,0
189,2
190.6
191.5
Цена
на нефть,
дол.$бар.
США
32,7
27,5
29,1
43,3
39,7
39,9
40,1
1,5
2,2
36,7
23,0
29,0
24,8
25,2
35.0
36.0
36 - 62.
53,7
(НТВ 3 05; 4..06 )
15 крупнейших производителей нефти, млн. тонн
Саудовская Аравия
Россия
США
Иран
Китай
Мексика
Норвегия
ОАЭ
Канада
Нигерия
Великобритания
Венесуэла
Кувейт
Ирак
Ливия
Бразилия
Доля 15 стран в мировой добыче
2000 г.
2001 г.
2002 г.
2003 г
2004 г.
2005г.
412,5
323,2
289,0
182,8
160,7
149,5
159,4
110,7
101,0
100,8
124,8
150,3
103,2
127,4
70,0
56,0
382,0
348,1
288,0
183,5
163,6
155,2
161,1
10,69
101,9
103,4
115,7
133,3
85,1
116,9
67,8
64,7
340,0
379,6
285,2
170,3
169,1
157,7
156,3
93,0
109,8
96,6
114,5
113,4
79,4
100,0
65,3
74,2
421,0
421,4
282,0
187,8
170,0
167,3
152,2
113,5
115,0
106,5
104,4
99,6
92,8
65,9
70,9
76,2
441,3
460,0
268,1
193,6
173,4
169,3
146,0
121,7
121,1
113,3
90,8
127,6
103,7
93,5
76,4
74,0
454.4
470
254.2
192.6
180.4
164.8
134.5
122.5
114.2
120.4
82.6
105.5
106.2
91.3
81.4
80.7
75,7%
76,0%
74,8%
77,3%
78,7%
77.3 %
24
Таблица 1.6.
15 крупнейших производителей газа , трл. м3
Россия
США
Канада
Великобритания
Алжир
Нидерланды
Норвегия
Узбекистан
Туркменистан
Индонезия
Мексика
Иран
Малайзия
Саудовская Аравия
ОАЭ
Доля 15 стран в мировой добыче
2002 г.
595,4
578,0
203,9
103,1
80,4
71,1
65,4
57,7
53,0
70,6
45,7
64,5
50,3
56,4
46,0
84,5%
2003 г.
620,3
583,0
199,8
102,7
82,8
68,4
73,4
57,0
59,1
72,6
46,2
79,0
53,4
61,0
44,0
84%
2004 г.
632,8
542.9
182.8
95.9
82.0
68.8
78.5
59,5
56,6
73.3
47,3
85.5
43,2
64.0
45.8
80.2%
2005
640.6
536.8
168.5
90.7
90.0
66.0
82.6
59.0
63.0
62.9
49.7
90.4
43.4
65.4
46.0
78.6%
Таблица 7
*Классификация месторождений по величине запасов нефти и газа
группа месторождений
нефть, млн.т
извлекаемые запасы
газ, млрд.м3 геологические запасы
уникальные
более 300
более 500
крупнейшие
100 - 300
100 - 500
крупные
30 - 100
30 - 100
средние
10 - 30
10 - 30
мелкие
менее 10
менее 10
*Основы и стадии геологоразведочных работ на нефть и газ. Учебное пособие. Под редакцией Бакирова Э.Л., Ларина В.И. – М. Недра, 1991.
25
Таблица 8
Уникальные месторождения мира
(запасы, превышающие млрд.т нефти и 1 млрд. т газа.
нефть
Страна
запасы,*
месторождение
Ирак
Иран
Кувейт
Саудовская
Аравия
газ
млрд.т
Румейла 1953
1.85
Киркук 1957
2.12
Гечсаран 1928
1.56
Марун
1964
1.47
Бурган
1938
2.24
Б.Бурган 1978
9.13
Гавар
10.14
1948
Сафания 1957
2.91
США
Прадха-Бей 1968
1.40
Венесуэла
Боливар 1917
4.30
Лагуньяс 1926
1.50
Алжир
Хасси-Месауд 1958
1.42
Ливия
Серир 1961
1.10
Нидерланды
Россия
Ромашкино Самотлор
*запасы начальные доказанные
26
запасы*
месторождение
млрд. м3
Пазанун
1400
Панхенда
2000
Хасси-Р Мейль
1500 – 2300
Слохтерен
1800
Медвежье
Оренбургское
Уренгойское
Ямбургское
1548
1800
2200
3640
Контрольные вопросы
1. С каких пор нефть известна, для чего использовали, где и как добывали в
древности, происхождение названия.
2. Что явилось первым толчком роста спроса на нефть. От чего принято отсчитывать дату зарождения нефтяной промышленности.
3. Когда и почему нефтяная промышленность получила современный размах и
чем нефть является в современном мире.
4. Развитие нефтяной отрасли России.
5. Что собой представляет нефть, какими свойствами обладает.
6. Химический состав нефти, название по составу.
7. Классификация нефти и ее цель.
8. Основные физические свойства нефти.
9. Горючие природные и нефтяные газы, их состав, состояние и основные
свойства.
10. При каких условиях может функционировать нефтяное производство.
11. Основные нефтедобывающие районы России и крупнейшие компании.
12. Распределение запасов нефти на Земле. Самые богатые нефтяные провинции за пределами России.
13. Гипотезы образования углеводородов.
14. Направления развития топливо – энергетических ресурсов.
27
2. ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ
СКОПЛЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ
Горные породы - вместилища нефти и газа. Нефтяные залежи и месторождения. Методы поисков углеводородов.
Нефть и газ залегают в недрах Земли на разных глубинах (от нескольких
сотен метров до нескольких километров). Их поиски не возможны без знания
геологии – науки, изучающей возникновение, состав и строение Земли, историю зарождения и развития жизни на ней.
По современным представлениям в центре Земли находится расплавленное железо - никелевое ядро, радиус которого около 3500 км. Его температура
предположительно 2 - 4 тыс. 0С, плотность вещества 6 - 11 тыс. кг/м3, а давление в центре 426 тыс. МПа. Ядро окружено мантией толщиной около 3000 км,
сложенной веществом, которое характеризуется пластическим, аморфным состоянием. Выше мантии лежит твердая оболочка – земная кора, сложенная горными породами, важнейшими составными частями которых являются минералы. Минералами называют природные вещества приблизительно однородные
по химическому составу и физическим свойствам, являющимися продуктами
физико-химических процессов, совершаемых в земной коре. Земная кора толщиной предположительно 30 - 70 км неоднородна, в ней выделяются (сверху вниз) осадочный, гранитный и базальтовый слои. В некоторых местах базальтовые слои подстилают ложе океанов, а граниты выходят на дневную поверхность (рис.2.1).
(По предположению современной геологической науки земная кора состоит из 7 больших плит и 12 малых толщиной 100 км. Плиты, как льдины,
дрейфуют вдоль великих разломов, сталкиваются, смещаются, сокрушают друг
друга. Радиус Земли 6571 км и увеличивается на 1 мм в год.)
По происхождению горные породы подразделяют на изверженные (магматические), осадочные и метаморфические (видоизмененные).
И з в е р ж е н н ы м и называют горные породы, образовавшиеся в результате застывания расплавленной магмы, вылившейся на поверхность земли
или в ее недрах. Большинство изверженных пород имеет кристаллическое строение, представляют плотные очень крепкие однородные массивы (базальты,
граниты), составляют 95% от общей массы горных пород и являются породами
коренными. Животных и растительных остатков не содержат. Под действием
сил внешних (солнце, ветер, вода), и внутренних (тектонических), породы разрушаются. Разрушенные измельченные породы по мере изменения условий
окружающей среды постепенно переходят в твердое состояние, образуя новую
горную породу. В отличие от коренных их называют о с а д о ч н ы м и горными породами. По способу образования осадочные породы делятся на обломочные состоящие из обломочного материала (пески, песчаники, алевролиты,
глины и др.); химического происхождения, образовавшиеся вследствие выпадения солей из водных растворов и реакций в земной коре (известняки, доло28
миты , гипс, каменная соль, руда железа и др.); органического происхождения,
состоящие из отмерших животных и растительных организмов (известковые
образования из скелетов морских организмов и кораллов, мел, трепел), а также
смешанного происхождения.
Рис.2.1
Схема внутреннего строения (по современным гипотезам)
1 – гранито-гнейсы;
2 – базальты;
3 – мантия;
4 – наружная часть ядра;
5 – внутренняя часть ядра;
6 – земная кора.
Большинство нефтяных и газовых месторождений найдены в осадочной
(самой верхней) толще земной коры, ниже ее на Земном шаре выявлено более
300 месторождений, запасы которых сосредоточены в кристаллическом фундаменте. Мощность кристаллического фундамента точно не установлена, но по
видимому в пределах от 3 до 8 км.
Метаморфические горные породы образовались из осадочных и изверженных при их погружении в толщу земной коры, которые под влиянием высоких температур и давлений приобрели новые свойства.
Характерным признаком осадочных пород является их слоистость. Каждый слой (пласт) отличаются друг от друга составом, структурой, окраской и
разделен поверхностью напластования, ограничивающий пласт снизу (подошва) и сверху (кровля). Кровля нижележащего пласта является подошвой лежащего сверху.
Первичная форма залегания пластов почти горизонтальная. Но земная кора всегда находится в движении, в результате пласт принимает любое наклонное положение. Земная кора в одних местах погружается, в других вздымается.
Эти движения могут быть колебательными, складчатыми и разрывными. При
колебательных и складчатых движениях происходят пластические нарушения.
Колебательные движения приводят к образованию очень пологих прогибов и
вздутий, складчатые - к образованию складок. Складку изгибом вниз называют
с и н к л и н а л ь, изгибом вверх - а н т и к л и н а л ь. Антиклиналь и синклиналь образуют полную складку. (рис.2.2)
29
Рис.2.2
Полная складка
Если при колебательных и складчатых движениях земной коры пласты не
выдерживают напряжения и разрываются, то образуются трещины, по которым
пласты смещаются относительно друг друга. К разрывным нарушениям относят
сброс, взброс, сдвиг, надвиг, горст, грабен.
Основные геологические структуры – платформа и геосинклиналь.
Платформа - это тектоническая единица земной коры, подвергавшаяся
колебательным движениям с небольшой амплитудой без резкого изменения
своей первоначальной структуры.
Геосинклиналь - наиболее подвижный участок земной коры, сложенный
мощными толщами осадочных горных пород с интенсивно прогибающимся
дном и с интенсивным поднятием, превращающимся в горы.
Для образования скоплений углеводородов необходимо сочетание ряда
условий: породы коллекторы, природные резервуары, ловушки, миграция.
Горные породы, обладающие пустотами и способностью вмещать, а затем
при определенных условиях отдавать (т.е. пропускать через систему каналов,
связывающих эти пустоты), жидкости и газы, называют породамиколлекторами. К таким породам относятся пески, песчаники, известняки, конгломераты, суммарный объем пор в которых составляет 18 - 30 и более процентов от общего объема породы, ( один кубический метр породы содержит 136 190 л нефти).
Породы-коллекторы обладают такими физическими свойствами как пористость, проницаемость, удельная поверхность, гранулометрический (механический) состав, механические свойства.
Пористость характеризует наличие пор и каналов между зернами, а также трещин и каверн. Коэффициент пористости определяют как отношение
объема пустот к объему всей породы и выражают в долях единицы или в процентах. Жидкости и газы занимают те пустоты, которые соединены каналами и
характеризуются коэффициентом пористости эффективной.
Проницаемостью горных пород называют их свойства пропускать сквозь
себя жидкости и газы. Абсолютно непроницаемых пород нет – при соответствующем давлении можно продавить жидкость и газ через любую породу.
Проницаемость породы тем меньше, чем меньше размер пор и каналов их соединяющих. Породы нефтяных и газовых месторождений имеют в основном
30
капиллярные каналы, диаметром от 0.5 до 0.0002 мм. В каналах меньшего диаметра (субкапиллярные) поверхностные силы настолько велики, что движение
жидкости в них практически не происходит. Единица проницаемости в системе СИ – 1м2 – проницаемость такой пористой среды, в которой через площадь 1м2 и длиной 1м при перепаде давления 1Па фильтруется 1м 3 жидкости
вязкостью 1Па·с. В промысловой практике пользуются единицей проницаемости дарси (Д), которая в 1012 меньше проницаемости в 1м2.
Величина 0.001Д = 1 миллидарси (мД). Проницаемость нефтяных и газовых пластов в пределах 100 – 2000 мД или (0,2 – 2) мкм2.
Удельная поверхность породы (удельная площадь поверхности) - суммарная поверхность зерен, составляющих породу, в единице ее объема. Ее значение в нефтесодержащих породах колеблется в пределах от 40000 до 230000
1/м. Породы, имеющие большую удельную поверхность непроницаемые (глины, глинистые сланцы и т.п.).
Г р а н у л о м е т р и ч е с к и й (механический) с о с т а в породы выражают как процентное содержание отдельных фракций (по размеру зерен) в
образце породы. От гранулометрического состава породы зависят такие свойства пород, как пористость, проницаемость, удельная поверхность, капилярные
свойства и т.д, а также количество нефти, которое остается в пласте после
окончания эксплуатации в виде пленок, покрывающих поверхность зерен.
Коллекторские свойства карбонатных пород характерны трещиноватостью. Степень трещиноватости горной породы характеризуется объемной ( Т )
и поверхностной ( Р ) плотностью трещин и их густотой ( Г ).
М е х а н и ч е с к и е с в о й с т в а - наибольшее значение в нефтяных
технологиях имеют упругость, прочность на сжатие и растяжение.
Для скопления углеводородов в породах коллекторах обязательно их перекрытие пластами непроницаемых пород, которые называют покрышками
(глина, каменная соль, гипс, мергели, глинистые известняки).
Коллектор, кровлю (верх) и подошву (низ) которого составляют пласты покрышки, называют природным резервуаром (рис.2.3). В земной коре существуют резервуары различных типов. Наиболее типичные элементарные складки
(антиклинали, синклинали, купола и моноклинали). Их называют пластовыми.
Мощная толща трещиноватых известняков, ограниченных в кровле и подошве
глинистыми пластами, образуют резервуар массивный. Если проницаемые породы заключены в непроницаемые, то резервуар ограничен литологически.
Подавляющее большинство природных резервуаров насыщено водой. Образовавшиеся углеводороды, попав в заполненный водой природный резервуар,
вследствие разности плотностей воды и углеводородов, начинают перемещаться (мигрировать) по резервуару до какого либо препятствия, являющегося для
них ловушкой, и в ней скапливаться или просачиваться при наличии трещин в
земной коре на поверхность. Нефть, как вещество более легкое, перемещается
по пористому пласту в верхнюю, а вода опускается в нижнюю часть складки.
31
Рис.2.3. Принципиальные
схемы природных резервуаров нефти и газа:
1 – пластовый,
2 – массивный,
3 – пластово-массивный,
4 – литологически ограниченный.
Ловушка – часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесие между газом, нефтью и водой, а их перемещение остановлено.
В природе существуют самые разнообразные виды ловушек.
Рис. 2.4. Принципиальные схемы ловушек нефти и газа
1 – структурные: а – сводовыя,
б – тектонически-экранированныя;
2 – литологические: в – с выклиниванием
коллектора, г – с замещением коллектора
непроницаемыми слоями;
3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная,
5 – литолого-стратиграфическая.
1 – пески, 2 – глина, аргиллит,
3 – известняк, 4 – доломит, 5 – каменная
соль, 6 – направление движения нефти и
газа, 7 – трещины,
8 – стратиграфическое несогласие,
9 – нефтяная залежь.
Ловушкой нефти может быть часть природного резервуара, находящегося
в повышенном структурном положении по отношению к окружающим участкам и их называют структурными. Они связаны в основном с антиклиналями и
куполами и наиболее распространены. В отличие от структурных, литологические ловушки обусловлены изменением состава данного горизонта, когда пористые породы окружены непроницаемыми (алевролиты, глины). При тектонических нарушениях в виде разрывов и смещений слоев, пористые породы
граничат с непроницаемыми и образуют ловушки экранированные. Существуют также и стратиграфические ловушки, связанные с переходом пористых
слоев к более плотным породам другого возраста.В этих случаях нефть двигается по пластам вверх до тех пор, пока ее дальнейшее движение становится невозможным. В природе существуют и другие типы ловушек (рис.2.4).
Естественное скопление нефти или газа в природных резервуарах образуют нефтяные, газовые или газоконденсатные залежи, в которых газ нефть и
вода распределяются по вертикали в соответствии с их плотностями. Если дав32
ление в залежи равно давлению насыщения при данной температуре, то газ,
как более легкий располагается над нефтью, образуя газовую шапку. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворяется в нефти
(рис.2.5).
При образовании в пористых породах гидратов, их залежи называют газогидратными.
Кроме нефтяных и газовых залежей в верхней части осадочной толщи содержатся массовые скопления битумов.
Рис.2.5. Схема нефтегазового месторождения:
А – газовый пласт;
Б и В – нефтяные пласты
Нефтяные залежи могут находиться в местах образования нефти или мигрировать в пористой среде.
Тип залежи зависит от строения ловушки, свойств коллектора, покрышек,
наличия или отсутствия тектонических нарушений.
Толщина нефтяных и газовых пластов может колебаться от нескольких
сантиметров до нескольких десятков метров, а их ширина и длина от нескольких десятков метров до многих километров. Наиболее распространены залежи
антиклинального типа (рис 2.6.).
Границу, разделяющую нефть и воду в пласте называют водонефтяным
контактом (ВНК), а границу между газом и нефтью – газонефтяным контактом
(ГНК). Граница между газом и водой в газовых скважинах – газоводяной контакт (ГВК).
Линия пересечения поверхности ВНК с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта – внутренним.
Расстояние от верхней точки залежи до контакта с водой – высота залежи.
Совокупность залежей, находящихся в недрах земной коры на единой
площади, называют м е с т о р о ж д е н и е м .
Жидкости (вода, нефть) и газы находятся в пласте под определенным
давлением, которое называют п л а с т о в ы м. Давление в пласте до начала его
разработки называют начальным пластовым давлением рпл.нач. Его величина
связана с глубиной залегания пласта и приближенно равна давлению столба
пресной воды (плотностью 1000 кг/м3 ) высотой равной глубине залегания пласта (гидростатическое давление).
рпл. нач. = g
33
где
 - глубина залегания пласта, м ;  - плотность воды, кг/м3
g- ускорение свободного падения ( 9.81 м/с2).
Но в природе встречаются залежи нефти (жидкости и газа) с аномально
низкими (ниже гидростатического) и аномально высокими пластовыми давлениями. Отношение пластового давления к давлению столба пресной воды высотой равной глубине пласта, называют коэффициентом аномальности. Низкие
пластовые давления встречаются чаще в равнинных областях земной поверхности, а высокие в горных.
Рис.2.6. Сводовая газо-нефтяная залежь:
1 – внутренний контур газоносности;
2 – внешний контур газоносности;
3 – внутренний контур нефтеносности;
4 – внешний контур нефтеносности.
Точную величину пластового давления определяют глубинными манометрами. При наличии на устье избыточного давления
рпл =   g + руст
где руст - давление на устье скважины, Па.
Если известна плотность жидкости заполняющей скважину, при частичном ее заполнении, пластовое давление
рпл = Н1  g (Н1 - высота столба жидкости в скважине, м ).
По мере углубления температура в земной коре возрастает. Величину погружения в недра Земли, соответствующую повышению температуры на 1 0С,
называют геотермической ступенью G, которая для верхних слоев Земли в
среднем равна 33 м, но в различных точках земного шара она может быть
больше или меньше. Для расчета чаще используют величину геотермического
градиента, характеризующую повышение температуры горных пород при погружении в них на каждые 100 м от зоны постоянной температуры и в среднем
равен 3 0С.
Нейтральный слой земли (зона постоянной температуры) - ближайший к
дневной поверхности слой, температура в котором не изменяется при суточных
и сезонных колебаниях температуры атмосферного воздуха.
В недрах земли нефть и газ находятся при повышенном давлении и тем34
пературе. Нефть содержит значительное количество растворенного газа. Растворенный газ снижает плотность и вязкость нефти, увеличивает ее объем.
Отношение объема нефти с растворенным в ней газом в пластовых условиях V ПЛ к ее объему после дегазации в нормальных условиях V,
называют объемным коэффициентом  
Vпл
. В большинстве случаев он раV
вен от 1.1 до 2.
Под влиянием пластовой температуры и растворенного газа вязкость
нефти в пласте может быть в 4 - 10 раз ниже, чем на поверхности. Это создает
благоприятные условия для ее движения в проницаемой среде
Обычными спутниками нефти и газа являются пластовые воды, которые
находятся непосредственно в пониженной части пласта (краевые и подошвенные) или залегающие в самом пласте в виде водоносного пропластка
(промежуточные). Кроме того, выделяют верхние и нижние водоносные пласты, расположенные соответственно выше или ниже продуктивного пласта.
В нефтяной (газовой) части залежи со времени ее образования также
находится вода, которая удерживается в ней за счет поверхностного натяжения, занимает наиболее мелкие поры и по пласту не движется. Называют
такую воду остаточной или связанной, и в залежах ее содержится обычно 1 0 2 0 %, но иногда достигает 40 и более процентов. Знать количество связанной воды важно при подсчете запасов нефти и газа, для чего вводятся коэффициенты водонасыщенности Кв, нефтенасыщенности Кн и газонасыщенности
Кг
Кв = Ve/ Vпор; Кн = Vн/ Vпор; Кг = Vг/ Vпор,
где Ve, Vн, Vг - объемы пор насыщенные соответственно водой,
нефтью и газом.
Vпор - объемы всех пор.
Пластовые воды обычно высокой минерализации, нередко с концентрацией минеральных солей до 300 кг/м 3 с повышенным содержанием йода и
брома. Минеральные вещества, входящие в их состав, представлены солями
натрия, калия, кальция, магния и др.
Плотность пластовых вод, как правило, больше плотности пресной
воды. Вязкость воды обычно меньше вязкости нефти и снижается при повышении температуры.
Самым надежным признаком присутствия нефтяных залежей в глубинных слоях земли являются выходы нефти и газа на дневную поверхность. Чтобы установить закономерность скопления нефти, нужно изучить и восстановить
всю историю земной коры – перемещения по ее поверхности морей, смены
климатов, развитие растительного и животного мира. Это возможно при изучении окаменелых остатков животных и растений, которые называют «руководящими окаменелостями» (фауной). По ним определяют и сопоставляют возраст тех или иных отложений.
Считают, что Земля, как планета оформилась не менее 6 млрд. лет тому
назад, а земная кора около 3 млрд.
Всю огромную толщу пород земной коры геология делит на группы, системы, отделы, ярусы, подъярусы, горизонты и свиты.
35
Промежутки времени, в которых происходило отложение пород каждого
из этих делений толщи земной коры, соответственно разделены на эры, периоды, эпохи, века и времена. Всем им присвоено определенные названия, в основном по местности, где впервые были найдены и изучены отложения этих
систем (пермская, юрская), названию племен населяющих эти местности (кембрийская, силурийская), по преобладающему в горной породе полезному ископаемому(меловая, каменноугольная). Каждая эра характеризует собой определенный этап в развитии жизни на земле.
Наиболее древние эры – архейская и палеозойская, продолжительностью
1.0-2.5 млрд. лет. В архейскую эру появились простейшие организмы, остатки
которых в осадочных породах не сохранились. В отложениях протерозойской
эры встречаются останки самых древних беспозвоночных животных. Выше залегают породы палеозойской эры (продолжительность 466 – 545 млн. лет), в
которой существовали разнообразные формы живых и растительных организмов. Она делится снизу вверх на кембрийский, силурийский, девонский, каменноугольный и пермский периоды. Каменноугольный период ознаменовался
развитием влаголюбивых растений, в пермский – появились рептилии, хвойные
растения, образовались Уральские горы. Мезозойская эра продолжительностью
166 – 195 млн. лет состоит из триасового, юрского ( в котором появились млекопитающие) и мелового периода. Кайнозойская эра продолжительностью 55 –
65 млн. лет продолжается по сей день. Состоит из третичного (палеогеновый,
неогеновый) и четвертичного периодов. В третичный период происходит бурное развитие млекопитающих, образование гор (Пиренеи, Альпы, Карпаты, Гималаи, горы Крыма и Кавказа) и современных морей. Начало четвертичного периода – ледниковая эпоха и появление человека.(Геохронологическая таблица
представлена в Приложении 2).
Изучение любого района начинается с геологической съемки.
Геологическая съемка заключается в изучении строения слоев земли по
естественным обнажениям горных пород (берег реки, овраг, ущелье, вершина
горы) и нанесении на топографическую основу. Изучают остатки организмов,
порядок и характер залегания слоев. По материалам геологической съемки
определяют возраст пород, условия их образования (морские, континентальные
и пр), устанавливают геологическую историю района, процесс развития жизни,
структурные особенности залегания слоев пород (прогибы, складки, купола). В
местах, где нет выходов горных пород на дневную поверхность, копают шурфы
(колодцы), шахты, бурят неглубокие скважины из которых поднимают горные
породы на поверхность. По результатам геологической съемки составляют
структурные и геологические карты, которые показывают, где и какие породы
выходят на поверхность и как они залегают на глубине, выявляются геологические структуры, подлежащие дальнейшему изучению (рис.2.7). Геологическая
съемка дает возможность судить лишь о самых верхних комплексах горных пород. Тип структуры может прослеживаться и по глубокозалегающим отложениям, но не во всех случаях глубинная структура имеет четкое выражение на
дневной поверхности. Для установления форм глубоко залегающих пород бу36
рят структурные (структурно-поисковые) скважины и используют геофизические методы поиска.
Бурение структурных скважин глубиной 300 – 500 м проводится на
опорные горизонты по которым устанавливают антиклинальные структуры
нижележащих пластов.
Рис. 2.7. Структурная карта
Г е о ф и з и ч е с к и е методы включают гравитационную разведку (измерение силы тяжести), магнитную разведку (измерение магнитного поля),
сейсмическую разведку (измерение скорости распространения взрывных волн)
и другие. Геофизическими методами с различной степенью приближения изучают земную толщу на глубинах несколько десятков километров.
Магнитную съемку можно производить с самолета, исследуя большие
труднодоступные и недоступные пространства, занятые морями, болотами, лесами, пустынями,
Наша планета – это огромный магнит, вокруг которого расположено магнитное поле, на характеристику которого влияют породы, слагающие земную
кору. Магматические породы более магнитоактивные, чем осадочные и над ме37
стом их залегания возникает магнитная аномалия. Магниторазведка применяется для определения положения пород кристаллического фундамента, так как
они наиболее магнитовосприимчивы, а его рельеф во многом определяет особенности геологического строения залегающих выше осадочных пород.
Магниторазведка ведется обычно в комплексе с гравитационной разведкой, основанной на изучении силы тяжести в земле, которая непостоянна. У
полюсов она больше, чем у экватора, на участках развития плотных тяжелых
пород она будет больше нормальной. Измеряя силу тяжести определяем мощность и глубину залегания фундамента на платформе, а также осадочной толщи и ее мощности. Измеряется гравиметром.
Суть электроразведки заключается в изучении естественного или искусственно создаваемого электрического поля. Электропроводимость пород характеризуется удельным электрическим сопротивлением. Сопротивление осадочных пород сильно колеблется : при насыщении их водой оно уменьшается,
при наличии нефти резко возрастает. Зная величину сопротивления горных пород, можно определить и условия их залегания, определить локальные поднятия. Измерение силы тока и разности потенциалов производят при помощи чувствительных гальванометров и потенциометров (рис.2.8).
Рис.2.8. Искусственно созданное электрическое поле при электроразведке
Наиболее эффективными для поисков структур являются сейсмические
методы разведки, основанные на изучении распространения в земных слоях
упругих колебаний. Если произвести в каком либо пункте взрыв заряда, заложенного на некоторой глубине, в земной коре будут распространяться упругие
волны. Моменты прихода этих колебаний в различных пунктах регистрируются
приборами.
Известно, что взрывные волны, переходящие в звуковые, в воздухе распространяются со скоростью около 332 м/с. скорость их распространения в
горных породах различна и зависит от плотности пород. Например, в глинах
достигает 2 км/с, в известняках от 3 до 5.5, в кристаллических породах 4.5 - 7.0
км/с.
От места взрыва волны распространяются в разные стороны. Часть из них
движется в глубину до встречи границы, разделяющую породы с разными
плотностями. Здесь волны преломляются и частично отражаются, которые, достигнув дневной поверхности, регистрируются специальными приборами –
сейсмоприемниками (рис.2.10).
38
Рис.2.9 Принципиальная схема сейсморазведки
1. Сейсмоприемники; 2. Точка взрыва. Пунктирные линии – «трассы» сейсмических волн
В сейсмической разведке используются два метода – отражения и преломления волн.
Сейсмометрия дает возможность зондировать всю толщину осадочных
пород до кристаллического фундамента, определять его глубину и рельеф, а в
осадочной толще выявить различные тектонические нарушения, структурные
образования, благоприятные для скопления нефти и газа. Особенно эффективен
при исследовании неизученных площадей в комплексе с аэромагнитной съемкой, гравиметрией и электроразведкой.
Одним из главных показателей газонефтеносности района является наличие на поверхности земли горючего газа. Если на глубине есть углеводородная
залежь, то от нее, проникая через все слои земной коры, поднимается поток углеводородных газов, которые в силу большей плотности, чем воздух, скапливаются в подпочвенных слоях. Повышенное содержание газа от 0.001 до 0.01
грамма в литре воздуха, можно уловить в пробах, взятых на глубине 2 - 3 метра
специальными приборами (газовая съемка по «запаху»). Лазерные газоанализаторы позволяют определять наличие нефтяных и газовых залежей по содержанию метана непосредственно на поверхности земли. Квантовые генераторы лазеры способны определить одну молекулу метана среди 30 миллионов других. Приборы эти можно устанавливать на самолетах и вертолетах и поиск залежей вести с воздуха.
Люминесцентно - битуминологическая съемка исследует ареал рассеяния
битумов. Над залежами нефти и газа содержание битумов в породе повышается. Пробы пород, отобранные на небольших глубинах, изучаются в ультрафиолетовом диапазоне света. По люминесцентной характеристике определяют тип
битума и его возможную связь с залежью.
В недрах земли существуют анаэробные бактерии, которые питаются уг39
леводородами нефти и газа. На этих свойствах основан бактериологический
способ разведки, который похож на метод газовой съемки. И там, где обнаруживают их аномально большое количество, вероятно наличие в недрах залежи
нефти.
Радиоактивный метод основан на физическом явлении самопроизвольного распада ядер урана и трансурановых элементов. Установлено, что над
нефтяными пластами гамма-излучения значительно слабее чем над водоносными. Суть радиометрической разведки заключается в измерении радиометрами
гамма излучений и места с минимальной их интенсивностью можно считать
нефтеносными.
Методы газовой, люминесцентно- битуминологической, бактериологической и радиоактивной разведки фиксируют не структурные ловушки, а сами залежи. Поэтому их можно назвать прямым способом поисков нефти.
В настоящее время широко внедряется и совершенствуется дистанционная разведка с использованием съемки исследуемой территории из космоса, с
помощью искусственных спутников земли.
После проведения комплекса геологических работ и выявления структуры в своде поднятия закладывается глубокая нефтепоисковая скважина, задачей
которой является установление наличия нефти по глубокозалегающим слоям
пород (рис.2.10).
Бурение скважин является основным средством познания строения недр.
Нефть и газ, залегающие в недрах земли на больших глубинах, могут
быть разведаны и подняты поверхность только из построенных скважин.
Скважины сооружают на суше, на море и на прибрежных морских
шельфах. Скважины глубиной свыше 6 тысяч метров относятся к категории
сверхглубоких, имеют очень большую стоимость и для их бурения необходимы специальное оборудование, материалы и технологии. Бурение таких скважин может решить очень важные задачи, приравненные к геологическим открытиям, имеющим характер принципиальной новизны.
В Татарстане глубинные исследования ориентируются на породы кристаллического фундамента. Две скважины пробуренные на глубину соответственно 5099 и 5881 метров позволили получить уникальные научные данные о строении древнейших пород земной коры, которые изменили установившиеся в геологии представления об однородности кристаллического массива по вещественному составу, отсутствии пористых и проницаемых пород. В
толще кристаллического фундамента выявлены тектонические образования,
перетертые породы, многочисленные разломы, и т.п. Разрушенность, интенсивная трещиноватость пород и частота проницаемых зон возрастают с глубиной.
С целью изучения состава самых глубинных толщ земной коры и закономерностей формирования находится в бурении Кольская скважина - проектная
глубина 15000 метров, фактическая – 12262.
40
Рис.2 10. Схема структурного и поискового бурения
.
Исходя из потребностей поиска, разведки и разработки залежей углеводородов, в нефтяной промышленности по назначению скважины подразделяют на
следующие категории:
Опорные скважины, предназначены для изучения закономерностей залегания горных пород в глубинных недрах земли и выявления геологических
образований, благоприятных для накопления углеводородов. Их бурят обычно
до технически возможной глубины используемого оборудования и достигнутого технологического уровня бурения скважин.
Параметрические скважины более детально исследуют те зоны, где
предполагается наличие благоприятных условий для образования нефтяных и
газовых месторождений.
Поисковые скважины на основе данных комплекса поисков геофизическими и другими методами ( в том числе бурения структурных опорных и параметрических скважин), подтверждают наличие скоплений углеводородов или
их отсутствие и предназначены для открытия новых залежей нефти и газа.
Разведочные скважины начинают бурить после установления поисковыми скважинами наличия пластов, содержащих углеводороды для оценки промышленного значения месторождения, подготовки запасов нефти и газа,
накопления данных для составления проектов разработки залежей.
Поисковые и разведочные скважины могут быть переведены в фонд добывающих скважин, или ликвидированы, как выполнившие свое назначение.
Эксплуатационные скважины разделяют на д о б ы в а ю щ и е, предназначенные для извлечения продукции из разведанных залежей (газ, нефть, газовый конденсат) и н а г н е т а т е л ь н ы е, через которые в пласты из поверхности земли нагнетают жидкость или газ с целью воздействия на эксплуатируемые объекты.
К категории эксплуатационных относят также скважины оценочные,
наблюдательные, пьезометрические, специальные, которые используют для
контроля изменений параметров залежи в процессе эксплуатации, отработки
новых технологий (опорно-технологические) и пр .
41
По расположению оси скважины бывают вертикальные, наклоннонаправленные и горизонтальные.
По размещению устья скважин на поверхности земли - одиночные и расположены кустами.
Классифицируют скважины также по глубине, количеству обсадных колонн, методам вскрытия продуктивных пластов и другим признакам.
В поисковых и разведочных скважинах выполняется комплекс промыслово-геофизических исследований разреза скважин методами электрометрии,
радиометрии, акустики, ядерно-магнитного резонанса, термометрии, кавернометрии и др. В результате этих исследований устанавливается глубина залегания пластов, их толщина, коллекторские свойства пород, насыщенность
нефтью, водой и газом и их свойства. Проводят также опробование разведочных скважин на приток нефти и газа.
Определенный комплекс геофизических исследований проводится в
скважинах любого назначения.
При поисковых работах важно изучать состав и минерализацию подземных вод. Если при опробовании пласта получена вода с очень низкой минерализацией с большим количеством сульфатов, то наличие нефти в залежи маловероятно. Высокая минерализация подземных вод и незначительное количество
сульфатов, преобладание в растворенных в ней газах метана и его производных (этан, пропан, бутан) свидетельствует о благоприятной обстановке для образования и накопления углеводородов.
Геотермические исследования проводятся с целью изучения теплового
поля, что позволяет выявить структурный план, режим и динамику подземных
вод. На их основе можно выявить поднятия и прогибы, определить пути миграции углеводородов с подземными водами.
Полную информацию о параметрах перспективных (потенциально продуктивных) объектов можно получить в процессе бурения с помощью испытателей пластов. Испытатели спускают в скважину на колонне бурильных труб
(трубные), на кабеле в открытый ствол или внутрь бурильной колонны. Принцип работы испытателей различных конструкций основан на вызове притока
жидкости и газа из пласта под действием значительного резкого (залпового)
перепада давлений в системе пласт – бурильная колонна. Наиболее широкое
применение получили трубные испытатели. При использовании трубного испытателя с помощью пакера изолируют интервал, подлежащий испытанию от
остальной части ствола. Затем снижают давление для получения необходимой
депрессии в пространстве ниже пакера.
Величину депрессии регулируют за счет высоты столба жидкости в колонне бурильных труб или ее плотности. Глубинные манометры, установленные в испытателе пластов, регистрируют все происходящие в скважине изменения давления. Отбираются пробы пластовых флюидов поступающих в бурильную колонну пробоотборниками или непосредственно из колонны. В результате расшифровки полученных диаграмм определяют величины пластового
давления, проницаемости, продуктивности пласта и другие параметры. Установленный в комплекте испытателя термометр регистрирует температуру.
42
Рис.2.11 Схема испытания пластов
1 – колонна бурильных труб; 2 – испытатель пластов; 3 – пакер; 4 – хвостовик-фильтр; 5 – приспособление для опоры на стенки скважины.
На всех стадиях геолого-разведочного процесса в настоящее время широко используется математические методы, ЭВМ и программирования. Эффективность поисков и разведки углеводородов во многом определяется степенью
их применения. В комплекс математического и компьютерного обеспечения
поисково-разведочных работ входят построение карт, моделирование, обработка экспериментальных исследований, банки геолого-геофизических данных,
подсчет ресурсов и запасов и др. Эти методы не подменяют работу геолога в ее
традиционном понимании, а дополняют.
Одним из важных методов исследований при проведении поисков и разведки углеводородов является геолого-математическое моделирование, что
позволяет выполнить разведку объекта несколько раз, выбрать оптимальный
вариант разведки и применить его на практике.
Критерием оценки геологической эффективности поисков и разведки углеводородов является открытие максимальных запасов при наименьших затратах. Основные показатели эффективности - прирост извлекаемых запасов
нефти на 1метр проходки и одну скважину и коэффициент удачи (отношение
числа продуктивных скважин к числу пробуренных).
Поиск и разведка найденного в недрах месторождения углеводородов
заканчивается подсчетом их запасов, т.е. оценивается количество нефти и газа,
возможности и сроки их извлечения. Но изучение геологического строения
пластов продолжается и в процессе разработки месторождения. От величины
запасов зависит выбор рациональной системы разработки, планирование обустройства, коммуникаций, инфраструктуры и переработки добываемого сырья.
В отечественной практике наиболее популярен объемный способ подсчета разведанных запасов нефти. Для определения геологических запасов этим
способом необходимо знать количество нефтеносных пластов, их общую тол43
щину и площадь распространения, объем пустот в породах пласта и степень их
насыщенности, плотность нефти и ряд других параметров, характеризующих
данное месторождение.
Количество горизонтов устанавливают по данным геофизических исследований в разрезе пробуренной скважины, изучению керна и шлама. Пористость и степень насыщения определяют в лабораторных условиях по анализу
керна, свойства жидкостей - по отобранным из скважины пробам.
Произведение площади нефтеносности F и толщины коллектора h определяет объем пород залежи, умножение объема пород на средний коэффициент
пористости m образует объем пустот, а умножение на коэффициент нефтегазонасыщенности kн дает информацию об объеме углеводородов в пустотах пород
залежи в пластовых условиях. Ввод в формулу подсчета плотности нефти p и ее
объемного коэффициента n позволяет от объема перейти к массе нефти на поверхности Qгл.
Qгл = F h m kн p n
(2.1)
При подсчете запасов свободного газа вводятся поправки на температуру,
давление и отклонение свойств реального газа от идеального.
Рассчитанные таким образом запасы нефти и газа называют балансовыми (геологическими), а их умножением на коэффициент извлечения нефти
или коэффициент газоотдачи к рассчитывают извлекаемые запасы нефти или
газа Qизв.
Qизв= Qглк
(2.2)
Всю нефть из пласта извлечь не удается. Значительная часть (на практике
при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она прилипает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т.п.
44
ПРИЛОЖЕНИЕ к главе 2.
Табл. 1
Геохронологическая шкала
Эра (группа)
Период (система)
Эпоха (отдел)
Индекс
отдела
Цвет
1
2
антропоген
3
голоцен
плейстоцен
4
Q1
Q2
5
желтоватосерый
неогеновый
плиоцен
миоцен
олигоцен
эоцен
палеоцен
поздняя
(верхний)
ранняя
(нижний)
N2
N1
P3
P2
P1
К2
желтый
25
оранжевый
41
зеленый
70
поздняя
(верхний)
средняя
(средний)
ранняя
(нижний)
J3
синий яркий
55-58
фиолетовый
40-45
оранжевокоричневый
45
серый
65-70
Кайнозойская 67
млн лет KZ
палеогеновый
меловый
юрский
Мезозойская 165
млн лет
MZ
триасовый
пермский
Палеозойская
330 млн лет
PZ
каменноугольный
поздняя
(верхний)
средняя
(средний)
ранняя
(нижний)
поздняя
(верхний)
ранняя
(нижний)
поздняя
(верхний)
средняя
(средний)
ранняя
(нижний)
45
Длительность, млн
лет
6
0,7
К1
J2
J1
T3
T2
T1
P2
P1
С3
С2
С1
девонский
силурийский
ордовикский
кембрийский
Протерозойская
PR
поздняя
(верхний)
средняя
(средний)
ранняя
(нижний)
D3
поздняя
(верхний)
ранняя
(нижний)
S2
поздняя
(верхний)
средняя
(средний)
ранняя
(нижний)
O3
поздняя
(верхний)
средняя
(средний)
ранняя
(нижний)
є3
венд
рифей
V
R
Архейская
AR
46
коричневый
55-60
серо-зеленый
35
оливковый
60-70
сине-зеленый
70-80
розовый
2100
сиреневорозовый
1800
D2
D1
S1
O2
O1
є2
є1
Контрольные вопросы
1. Современные представления о строении Земли.
2.Горные породы. Происхождение и свойства.
3. Осадочные породы, происхождение, характерные особенности.
4. Породы коллекторы, основные свойства и единицы измерения.
5. Природные резервуары и ловушки. Закономерности скопления
углеводородов.
6. Залежи углеводородов и их параметры.
7. Давление и температура в недрах Земли.
8. Нефть, газ и вода в пластовых условиях.
9. Процесс поисков и разведки нефти и газа.
10. Геофизические методы поисков углеводородов.
11. Сейсморазведка.
12. Прямые методы поисков углеводородов.
13. Исследования в процессе бурения скважин.
14. Применение математических методов, ЭВМ и программирования в
процессе геолого-поисковых работ.
15. Критерии оценки поисковых и разведочных работ,
оценка количества разведанных углеводородов.
47
3.ТЕХНОЛОГИИ СТРОИТЕЛЬСТВА СВКВАЖИН
в нефтяной и газовой промышленности
Понятие о скважинах и их классификация, современные способы бурения,
технология углубления, инструмент для разрушения пород, бурильная колонна,
промывка, осложнения, конструкция скважин и крепление.
Скважина представляет собой направленную горную выработку цилиндрической формы, сооружаемую с поверхности земли специальными механическими средствами. Характеризуется большой глубиной и малым диаметром
(рис. 3.1).
Рис. 3.1. Схема скважины
Начало скважины называют устье 1, ее дно в массиве горных пород – забой 3, цилиндрическая поверхность, называемая стенкой, образует ствол 2.
Процесс создания ствола скважины в горных породах земной коры называют
процессом бурения.
В законченном виде стенки скважины закреплены стальными трубами 5
и цементом 6, а продуктивный пласт имеет гидравлическое сообщение 7 со
скважиной. Устье оборудуют специальной арматурой, установленной на фланце 4. на которую подвешивают скважинное оборудование.
Расстояние от устья до забоя по вертикали – глубина скважины, а по оси
ствола – ее длина (рис.3.2).
Скважину углубляют путем разрушения горных пород и извлечением
обломков разрушенной породы на поверхность.
При бурении скважин на нефть и газ во всем мире промышленное применение получил механический метод разрушения породы с частичной реализацией гидравлического.
Породы разрушают специальным разрушающим инструментом по всей
площади забоя, или по его периферийной части, оставляя в центре скважины
колонку пород (керн), которую поднимают на поверхность для изучения пород
пройденного интервала (рис. 3.2) .
Инструмент для разрушения породы по всей площади принято называть
долото, для отбора керна – бурильная головка и коронка.
48
Рис. 3.2. Схемы скважин:
а,б – вертикальные; в –
наклонные; а, в – бурение без
отбора керна; б – бурение с
отбором керна; 1 – устье; 2 –
стенка (ствол); 3 – ось; 4 – забой; 5 – керн.
Существует два основных способов бурения скважин.
У д а р н ы й , при котором скважину «выдалбливают» в массиве горных
пород специальным долотом.
Бурение этим способом заключается в том, что буровой снаряд, состоящий из долота и ударной штанги, спускают в скважину на стальном канате
при помощи специальной установки, обеспечивающей возвратнопоступательное движение снаряда. Снаряд падает на забой и при ударе долотом
разрушает породу.
Разрушенную породу (шлам) по мере накопления удаляют после подъема
бурового снаряда специальной желонкой, спускаемой многократно в скважину
на канате. После очистки углубление возобновляют. Во избежание обрушения
стенок скважины в нее спускают колонну стальных труб, которую удлиняют
по мере углубления и продвигают к забою при помощи специального забивающего снаряда.
В нефтяной промышленности в настоящее время применяется только в
р а щ а т е л ь н ы й способ бурения. Этим способом скважину «высверливают»
в массиве горных пород непрерывно вращающимся долотом, закрепленном на
бурильной колонне. Разрушение породы происходит в результате одновременного воздействия на долото нагрузки и крутящего момента. Обломки разрушенной породы уносит с забоя и поднимает на поверхность непрерывно подаваемый к долоту по бурильным трубам поток жидкости или газа.
Для бурения используют буровые установки, в состав которых входит
оборудование подъемное, гидравлическое и вспомогательное.
Грузоподъемный комплекс предназначен для поддержания на весу бурильной колонны, ее подъема и спуска. Представляет вышку башенного или Аобразного типа (рис. 3.3), оснащенную талевой системой и подъемной лебедкой.
Гидравлическая часть представлена поршневыми насосами, обеспечивающими гидравлический режим бурения скважины.
По исполнению установки изготавливают мобильные ( оборудование
размещено на платформе автомобиля), блочно-модульные, стационарные.
Класс установки характеризуется грузоподъемностью, условной глубиной бурения, расстоянием от поверхности земли до пола вышки.
49
Изготавливают буровые установки грузоподъемностью от 500 до 6000
кН (50 – 600 т) для бурения скважин глубиной от 800 до 8000 м.
Рис 3.3.
Вышки металлические ВМ 41 (а) и ВАС 42 (б) 1 – нога, 2 – пояс, 3 – диагональ
Рис. 3.4.
Общий вид бурового судна:
1 – судно;
2 – грузовой кран;
3 – вертолетная площадка;
4 – буровая вышка
Для бурения скважин на море (под дно водного бассейна) сооружают специальные основания, на которых размещают буровую установку. Для бурения
поисковых скважин применяют специальные буровые суда (рис.3.4).
Механизмы вращения долота могут располагаться на поверхности (ротор, силовой вертлюг) или на забое скважины (забойные двигатели).
Если механизм вращения расположен на поверхности, то долото вращается вместе с колонной бурильных труб, на котором оно спущено в скважину.
Такой способ бурения называют роторным.
При бурении забойными двигателями долото соединяется с его вращающимся валом, а корпус двигателя - с колонной бурильных труб. Углубляется
долото в породу при не вращающейся бурильной колонне.
50
Рис. 3.5 а)
Ступень турбины
Профили статора и ротора турбины
Забойные двигатели используют гидравлические (турбобур и винтовой
двигатель) и электрические (электробур).
Источником энергии гидравлических забойных двигателей, вращающим
вал двигателя является поток бурового раствора, который одновременно выносит с забоя выбуренную породу. К электробурам подают электроэнергию по
специальному кабелю, размещенному внутри колонны бурильных труб.
Турбобур – многоступенчатая гидравлическая турбина (число ступеней
до 300). Каждая ступень турбобура состоит из статора, жестко соединенного с
корпусом турбобура и ротора, укрепленного на валу.
Статор представляет собой кольцо, внутренняя поверхность которого
снабжена изогнутыми лопатками. Профиль лопаток ротора аналогичен профилю лопаток статора, но выпуклостью в другую сторону. Ротор свободно вращается относительно статора. Поток жидкости, попадая на лопатки статора, изменяет направление и истекает на лопатки ротора, заставляя ротор, а следовательно и вал турбобура, вращаться. Поток из ротора снова натекает на лопатки
статора следующей ступени и так через все ступени. Благодаря большому количеству ступеней, суммарная мощность на валу турбобура достаточна для
вращения долота с определенной нагрузкой. Параметры турбобура (частота
вращения вала, перепад давления, вращательный момент, мощность) определяются количеством прокачиваемой через турбобур жидкости. Турбобур – машина высокоскоростная, с частотой вращения превышающей 450 об/мин.
Основными элементами винтового двигателя является статор и ротор.
Статор выполнен в виде стального цилиндрического корпуса, внутренняя поверхность которого имеет вулканизированную резиновую обкладку в виде многозаходного винта. Ротор представляет стальной винт, у которого количество
винтовых линий на одну больше, чем у статора. Ось ротора расположена в статоре с эксцентриситетом. Вследствие разницы числа заходов в винтовых линиях статора и ротора и эксцентриситету осей, их контактирующие поверхности
образуют ряд закрытых полостей – шлюзов- которые перекрывают свободное
51
течение жидкости через двигатель. Возникающий при этом перепад давления
создает вращающий момент вала двигателя. Изменением числа заходов на рабочей паре и длины шага винтовой линии можно получить двигатель с частотой
вращения вала в пределах 80 – 250 об/мин.
Рис. 3.5. в)
Ротор: 1 – станина; 2 – стол с укрепленным зубчатым венцом; 3 – зажимы; 4 – вкладыш; 5 – кожух; 6 – вал
Рис. 3.5. б)
Винтовой двигатель: а) общий вид; б) полости, образуемые между ротором (винтом) и
статором; 1 – переводник; 2 – корпус двигательной секции; 3 – статор; 4 – ротор; 5 – карданный
вал; 6 – корпус шпинделя; 7 – торцовый сальник; 8 – многорядный радиально-упорный подшипник; 9 – радиально резинометаллическая опора; 10 – вал шпинделя.
При бурении любым из указанных способов используют одни и те же
технологические схемы (рис 3.6). Колонна бурильных труб 1 , оканчивающаяся
долотом 2 , подвешена на талевой системе, которая включает неподвижный
(кронблок) и подвижный (талевый) блок. Кронблок 3 установлен на верху вышки 4 . Талевый блок 5 двигается внутри вышки и соединен с кронблоком стальным (талевым) канатом 6. Один конец талевого каната неподвижный («мертвый») крепится к основанию вышки, а второй подвижный (ходовой) – к подъемному валу буровой лебедки 7. Использование талевой системы позволяет
52
уменьшить нагрузку на талевый канат и силу натяжения каната, набегающего
на барабан лебедки, распределить массу поднимаемого груза (колонны труб) на
каждую рабочую струну (ветвь) каната, количество которых соответствует количеству задействованных роликов кронблока. (При оснастке талевой системы 5  6, задействовано 5 роликов талевого блока и 6 роликов кронблока нагрузка на канат снижается в 10 раз и при весе колонны труб передаваемой
на талевую систему в 2000 кН, составит всего 200 кН).
Рис.3.6 Схема вращательного бурения
53
К талевому блоку присоединен крюк 8 , на котором подвешен вертлюг 9.
Вертлюг позволяет вращать присоединенную к нему колонну бурильных труб
без передачи крутящего момента на талевую систему. Самая верхняя в составе
бурильной колонны труба 10 имеет квадратное (шестигранное) сечение и
называют ее в е д у щ е й или рабочей . Верхний конец рабочей трубы соединен
со стволом вертлюга, а нижний свинчивают с трубой бурильной колонны. Ведущая труба проходит через отверстие ротора 11, поперечное сечение которого
соответствует поперечному сечению ведущей трубы. Ротор, установленный в
центре нижнего основания вышки, служит для передачи крутящего момента бурильной колонне и в качестве опорной поверхности при спуске в скважину и
подъеме из нее колонны труб.
Для привода ротора, лебедки и других механизмов, предназначена силовая
установка, состоящая из двигателя 12 с приводом (редуктор - коробка передач трансмиссии, цепные передачи). Вид привода может быть дизельный, электрический или дизель-электрический.
Для подачи в скважину бурового раствора установлены буровые насосы
13, и циркуляционная система, состоящая из желобов 14 и очистных устройств
15. Буровой раствор течет от устья скважины в приемную емкость 16 самотеком
по желобам, имеющим соответствующий уклон.
Характерной особенность вращательного бурения является промывка
скважины буровым раствором в течение всего времени пребывания долота на
забое. Процесс углубления (бурения) скважины заключается в следующем.
Буровые насосы из приемных емкостей нагнетают буровой раствор в
нагнетательную линию17, который через стояк 18 , гибкий буровой рукав 19 и
вертлюг 9 попадает во внутреннюю полость рабочей трубы 10 и далее двигается
внутри колонны бурильных труб 1 к долоту 2. Дойдя до долота буровой раствор
проходит через имеющиеся в нем отверстия на забой, подхватывает обломки
разрушенной породы и поднимается по кольцевому пространству между стенкой
скважины и бурильной колонной на поверхность. Здесь в желобной системе и в
очистительных механизмах буровой раствор очищается от выбуренной породы и
вновь нагнетается в скважину. Для разрушения породы необходимо обеспечить
определенную нагрузку на долото, которая создается частью массы бурильной
колонны. Когда рабочая труба погрузится в скважину (породу) на всю длину,
колонну труб необходимо удлинить, т.е. нарастить. Для этого колонну труб
поднимают на длину рабочей трубы и подвешивают ее специальными устройствами (элеватор, клинья) на столе ротора. Затем рабочую трубу вместе с вертлюгом отвинчивают и устанавливают в специально подготовленный шурф,
представляющий наклонную скважину в углу буровой вышки, которая бурится
заранее при подготовительных работах. На место рабочей трубы навинчивают
бурильную и удлиненную на одну трубу бурильную колонну снимают с элеватора (клина) и спускают в скважину. Затем навинчивают опять рабочую трубу и
продолжают процесс углубления. Наращивание бурильной колонны, также как и
ее подъем и спуск, производится без нагнетания бурового раствора, т.е. при
остановленных насосах.
Для замены изношенного долота из скважины колонну труб поднимают
54
полностью, а затем спускают с новым долотом. При подъеме бурильную колонну развинчивают на секции, длина которых определяется высотой вышки ( 25 м
при высоте вышки 41м). Отвинченные секции, называемые свечами, устанавливают внутри вышки на подсвечнике. Спускают колонну в обратном порядке.
Таким образом, процесс бурения состоит из повторяющихся операций,
включающих спуск на бурильной колонне труб в скважину нового долота, разрушения долотом горных пород, наращивание колонны труб по мере углубления
скважины, подъем колонны труб для замены изношенного долота.
Комплекс работ, начиная с подготовки площадки под буровую и кончая
ее демонтажем после бурения, называют циклом строительства скважин, который группируется на этапы :
1.подготовительные работы к монтажу бурового оборудования,
2. монтаж бурового оборудования,
3. подготовительные работы к бурению скважин,
4. бурение, крепление обсадными колоннами и разобщение пластов,
5. вторичное вскрытие продуктивного пласта, испытание, вызов притока
и сдача скважины в эксплуатацию,
6. демонтаж бурового оборудования и перевозка его на новую точку.
Горные породы, слагающие разрез скважины, различны по составу, обладают различными свойствами и их разрушают резанием, скалыванием, истиранием, дроблением. Характер разрушения зависит от твердости и пластичности пород. Породы мягкие и пластичные наиболее эффективно разрушаются
резанием, а твердые и хрупкие – дроблением. Поэтому для разрушения пород с
определенными механическими и абразивными свойствами (12 категорий пород по буримости) применяются соответствующего типа инструменты.
Долота, бурильные головки и коронки по характеру разрушения пород
делят на : режуще-скалывающего (РС), истирающе-режущего (ИР), дробящескалывающего и дробящего действия.
По конструктивному исполнению изготовляют долота лопастные, шарошечные, алмазные и твердосплавные.
Рабочие элементы долота, непосредственно контактирующие с породой,
называют вооружением.
Независимо от назначения и типа долота его конструкция представляет
корпус с резьбой для соединения с бурильной колонной, вооружение для разрушения породы, систему промывки и систему смазки.
Долота РС и ИР характерны выполнением вооружения в виде лопастей
или секторов, приваренных к корпусу и длительным (непрерывным) его контактом с горной породой. Предназначены для бурения пород мягких и средней
твердости по схеме резание, истирание, скалывание.
К долотам ИР-действия относятся долота алмазные и твердосплавные
долота, оснащенные элементами вооружения из сверхтвердых материалов
(ИСМ),
Долота дробяще-скалывающего и дробящего действия характерны размещением вооружения в виде зубков на вращающихся шарошках и кратковременным периодическим динамическим воздействием каждого зубка на горную
55
породу по схеме вдавливания со сдвигом. Предназначены для бурения пород
всех категорий, в т. ч. крепких и очень крепких.
Самыми распространенными являются трех шарошечные долота в секционном исполнении. Каждая секция включает лапу, на цапфе которой с помощью подшипников установлена шарошка. Секции соединены сваркой. На
верхнем конце секций нарезается присоединительная резьба. Имеет систему
промывки и смазки опор. При вращении долота по часовой стрелке, шарошки
перекатываются по забою, совершая сложное вращательное движение. В результате рабочие элементы шарошек наносят удары по породе, дробя и скалывая ее. Механические и абразивные свойства пород определяют форму шарошки, тип вооружения, схему расположения шарошек в долоте.
В зависимости от пород, для бурения которых предназначено долото, шарошки имеют вооружение – зубчатое, выполненное заодно с шарошкой фрезерованием, либо в виде зубков из твердых сплавов, запрессованных в тело шарошки. Шарошки с фрезерованными зубцами используют в долотах предназначенных для разрушения неабразивных пород, с зубками из твердых сплавов для бурения пород с очень высокой твердостью. Параметры зубцов (длина, высота, шаг зуба, форма рабочей поверхности, углы при вершине клина) зависят
от размера и типа долота.
Режим работы долот при вращательном бурении принято характеризовать
осевой нагрузкой на долото (кН), частотой вращения долота (об/мин), количеством жидкости или воздуха подаваемых в скважину для выноса разрушенной
породы (л/с). По частоте вращения различают три режима работы : а) низкооборотный пд < 90 об/мин (роторное бурение), б) средняя частота вращения в
двух диапазонах 90 пд 250 об/мин и 250 пд 450 об/мин (бурение винтовым двигателем), в) высокооборотный пд 450 об/мин (турбинное бурение).
Опора долот представляет комбинацию подшипников шариковых, роликовых и
скольжения. В каждой схеме опор обязателен шариковый подшипник, называемый замковый, который удерживает шарошку на цапфе от сползания.
Опоры долот выполняют открытыми и герметизированными с автономной системой смазки. В зависимости от режима оборотов долота при бурении
различают опоры для высоких и низких частот вращения.
Система промывки реализуется по двум схемам - обычная (центральная)
и гидромониторная (боковая). Гидромониторная промывка достигается включением в конструкцию долота гидромониторного узла (ГМУ), состоящего из
насадки с уплотнением и элементом крепления. Скорость истечения жидкости
из насадки достигает 80 - 120 м/с
Инструменты для отбора керна, независимо от их конструкции состоят из
бурильной головки, корпуса колонкового долота, внутренней керноприемной
трубы и специального держателя для сохранения и выноса керна. Основные показатели - диаметр керна и его сохранность (процент выноса). Долота для отбора керна изготавливают в основном для низкооборотного бурения.
К разрушающим инструментам специального назначения относятся долота для разбуривания цементных мостов, а также элементы компоновки низа
бурильной колонны (КНБК) - калибрующие, стабилизирующие, центрирующие
56
устройства и расширители.
долото ИСМ а) 1.головка,
2.переводник,3..сектор
4.зубки твердосплавные,
5.промывочные отверстия и канавки
алмазное долото. б) 1 стальной корпус, 2. замковая
резьба, 3. алмазонесущая головка (матрица),4. алмазы, 5. каналы промывочные, 6. промывочное отверстие.
в
Трехшарошечное долот0:
гидромониторное с открытой опорой;
А-А – промывочное отверстие с соплом (насадкой)
1.резьба присоединительная, 2. промывочные
отверстия, 3.кованная секция, 4. шарошка, 5.
цапфа, 6.подшипник, 7. вооружение.
Рис.3.7 долота. а. ИСМ, б.алмазное, в. трехшарошечное.
Для связи долота, находящегося в скважине с установленным на поверхности оборудованием предназначена бурильная колонна. Она является каналом для подачи жидкости к долоту, за счет части ее веса создают нагрузку на
57
долото, ликвидируют возникающие в процессе бурения осложнения и аварии.
Бурильная колонна состоит из рабочей трубы, бурильных труб и утяжеленных
бурильных труб (УБТ). Бурильные трубы стальные, с толщиной стенки 7 – 11
мм. диаметром от 60 до 168 мм, длиной 6, 8 и 12 м. Для прочности концы труб
высажены внутрь или наружу на которые навернуты или приварены замковые
соединения. Замок состоит из муфтовой и ниппельной части на которых нарезана специальная замковая резьба – крупная, со значительной конусностью,
предназначенная для многократного свинчивания и развинчивания. Кроме
стальных используют бурильные трубы из алюминиевых сплавов (ЛБТ) с внутренними концевыми утолщениями и стальными замками. Утяжеленные бурильные трубы устанавливают в нижней части бурильной колонны для увеличения ее жесткости. Для спуска и подъема труб используют набор инструментов соответствующих размеров и грузоподъемности - штропы, клинья, машинные ключи, механические ключи для свинчивания и развинчивания труб стационарного и подвесного типа, работающих в автоматическом режиме с дистанционным управлением.
Бурильные трубы с приварными соединительными концами.
Бурильный замок:
а) замковый ниппель; б) замковая муфта
Рис. 3.8.
Бурильные трубы с высаженными концами:
а) высадка внутрь; б) высадка наружу
58
Схема подвешивания бурильной трубы
при спуско-подъемных операциях: 1 –
бурильная труба; 2 – элеватор; 3 – штроп
Непрерывная циркуляция жидкости, которую называют буровым раствором, выполняющим ряд важнейших технологических функций :
- очистка забоя и вынос выбуренной породы из скважины,
-создание давления на пласты и стенки скважины,
-охлаждение долота в процессе бурения,
-удержание твердых частиц во взвешенном состоянии,
-размыв породы при гидромониторном режиме,
- поток бурового раствора - энергоноситель для привода ГЗД.
Буровые растворы применяют водные, углеводородные и газообразные .
Водные растворы разделяют на растворы глинистые, полимерные малоглинистые и безглинистые, а также по признакам утяжеления, химической обработки
и другим свойствам.
Растворы должны обладать тиксотропными, смазочными и антикоррозийными свойствами, быть инертны к горным породам, позволять регулирование плотности, сохранять стабильность в диапазоне температур, кольматировать поры и трещины в стенках скважины и рядом других.
Основными показателями качества буровых растворов являются плотность, условная вязкость, статическое напряжение сдвига, фильтрация, концентрация водородных ионов рН, содержание песка, нефти, газа и газового
конденсата.
В качестве утяжелителей буровых растворов используют барит, гематит,
мел, известняк.
В процессе бурения на буровые растворы воздействуют температура, минерализация среды, пластовые флюиды. Для сохранения качества глинистых
растворов в этих условиях применяют химическую обработку. Используют реагенты разжижители для снижения вязкости и напряжения сдвига и понизители
водоотдачи, а также регуляторы свойств по устойчивости к высоким температурам и воздействию солей.
Явления, при которых невозможен нормальный процесс углубления
скважины, называют осложнениями. Наиболее часто встречающиеся -- поглощения бурового раствора, осыпи и обвалы пород, проявления воды, нефти, газа.
Основные методы предупреждения осложнений – соответствующее качество бурового раствора и регулирование давления, создаваемого столбом
раствора на стенки скважины.
Поглощения возникают при бурении проницаемых горизонтов в условиях превышения давления в скважине над пластовым давлением. Ликвидируют
поглощение снижением проницаемости поглощающего горизонта или перекрытием механическими средствами. Снижение проницаемости достигается
намывом в проницаемую зону инертных наполнителей, снижением проникающей способности бурового раствора.
Для предотвращения открытых фонтанов на устье скважины устанавливают противовыбросовые устройства (превенторы), с помощью которых
управляют скважиной при ее проявлениях.
59
Самопроизвольное отклонение ствола скважины от вертикали по геологическим и техническим причинам является браком и для его предупреждения
предусмотрены соответствующие технологические мероприятия.
На современном этапе разработку месторождений в большинстве случаев
ведут наклонно-направленными скважинами с размещением их кустами (на
площадках ограниченного размера). При этом сокращаются затраты на обустройство скважин (дороги, трубопроводы, линии электропередач, строительство насыпных и морских оснований), сохраняются пахотные земли, возможно
бурение под застроенные площади. Наклонно-направленной называют скважину, ствол которой специально направлен в точку, удаленную от вертикальной
проекции ее устья. Отклоняют ствол от вертикали специальными устройствами.
Стационарные отклонители представляют направленный наклонный клин,
установленный в заданном интервале скважины. Отклоняющими устройствами
забойных двигателей является переводник с перекосом резьбы под определенным углом, установленный между долотом и двигателем или в корпусе двигателя (турбобур, винтовой двигатель, электробур). Профиль наклоннонаправленной скважины включает участок набора кривизны и наклонно
направленный. Основные требования - отсутствие резких изменений зенитных
углов и азимутов. Траекторию ствола контролируют инклинометрами или телеметрическими системами. Инклинометрами контролируют пробуренный интервал с последующей корректировкой зенитного угла и азимута. Телеметрические системы позволяют управлять отклоняющим устройством в процессе
углубления,
Чтобы обеспечить бурение без осложнений до проектной глубины, скважину углубляют поинтервально. Пробуренный интервал закрепляют стальными
трубами, которые называют обсадными, а пространство между стенками ствола
и обсадной колонной заполняют цементным раствором.
Обсадные трубы (длина 6 – 12 м) собираются в колонну путем их свинчивания при помощи резьбы, нарезанной на концах каждой трубы и соединительной муфты.
Процесс заполнения кольцевого пространства между стенками скважины
и обсадной колонной раствором вяжущих материалов, способных в покое превращаться в прочный непроницаемый камень называют цементированием или
тампонажем. Для цементирования обсадных колонн используют тампонажные
цементы.
Процесс спуска обсадных колон и их цементирование называют креплением скважины Крепление скважины преследует надежное разобщение всех
проницаемых горизонтов друг от друга и укрепление стенок скважины от осыпей и обвалов.
Верхние участки разреза представляют рыхлые наносные породы, которые легко размываются потоком бурового раствора, поэтому первый интервал
скважины углубляют на длину 5-50 м и спускают первую от устья колонну
труб большого диаметра, называемую направлением
После установки направления долотом меньшего диаметра скважину
углубляют до пластов, сложенных прочными горными породами (50 - 400м) и
60
спускают следующую колонну обсадных труб, называемую кондуктором.
Кондуктор предназначен для крепления неустойчивых верхних пород, разобщения и изоляции горизонтов, содержащих пресные питьевые воды. Он также
служит основанием для монтажа оборудования, предупреждающего неуправляемые проявления из пластов нефти и газа в процессе бурения.
Кондуктор и направление цементируют до устья.
Углубив скважину до проектной глубины, ствол крепят колонной эксплуатационной, которая соединяет эксплуатационный объект в недрах земли с
дневной поверхностью. Диаметр эксплуатационной колонны определяется дебитом скважины и способом эксплуатации.
Все колонны обсадных труб между эксплуатационной колонной и кондуктором называют промежуточными, имеющие техническое назначение.
Необходимость спуска одной и более промежуточных колонн вызвана тем, что
после кондуктора не всегда удается углубить скважину до проектной глубины
из-за встречающихся осложнений (обвалы, поглощения, проявления газа,
нефти, воды и других). Промежуточные колонны применяются сплошными или
в виде «летучек». Летучками называют колонны, верхняя часть которых расположена ниже устья скважины. Для крепления используют также хвостовики»,
представляющие собой летучку, являющуюся продолжением обсадной колонны, чаще всего эксплуатационной.
Геологические и экологические условия обуславливают необходимость
спуска нескольких обсадных колонн, но не менее двух – кондуктора и эксплуатационной колонны.
Количество обсадных колонн, глубина спуска и высота подъема цемента
за колоннами, размеры труб и долот для бурения под каждую колонну называют конструкцией скважины (рис.3.9). Различают одноколонные и многоколонные по числу спущенных колонн, исключая направление и кондуктор.
Конструкция скважины должна обеспечить долговечность ее как технического сооружения, сохранность запасов полезных ископаемых, добычу продукции пласта на режимах предусмотренных проектами разработки, возможность проведения исследований и ремонтных работ в процессе эксплуатации
скважины, отвечать требованиям охраны недр и окружающей среды, исключить возможность загрязнения горизонтов с пресными (питьевыми) водами и
перетоков флюидов не только в период эксплуатации, но и после ликвидации
скважин.
Количество колонн проектируют исходя из наличия зон, с несовместимыми условиями бурения. Условия бурения считаются несовместимыми, если
при переходе из верхней зоны к бурению нижней, плотность раствора требуется изменить в таких пределах, что может привести к осложнениям (поглощение, проявление, осыпание) в верхней зоне. Для определения количества колонн в проектах на строительство скважин составляют совмещенные графики
индексов давлений.
61
Рис. 3.9.
Конструкция скважины:
1 – обсадная труба;
2 – цементный камень; 3 – пласт;
4 – перфорация обсадной трубе и
цементном камне; I – направление;
II – кондуктор; III – промежуточная
колонна; IV – эксплуатационная
колонна.
Проектирование конструкции начинают с выбора диаметра последней
эксплуатационной колонны исходя из условий эксплуатации скважины. Для
бурения ствола под эксплуатационную колонну подбирают диаметр долота.
Размер последующей колонны (снизу - вверх) должен обеспечить прохождение
через нее долота, которым углубляется ствол под эксплуатационную колонну
и так до первой колонны от устья.
Тампонажные цементы изготовляют на основе портландцементного
клинкера и на основе доменных шлаков.
Портландцемент представляет собой порошок определенного минералогического состава, водная суспензия которого способна затвердевать как на
воздухе, так и в воде. Для его производства смесь горных пород определенного
состава, ( содержащих в процентах окиси кальция СаО 60 - 70, кремния SiO2
17 - 25 , алюминия Al2O3 3 - 10, железа Fe2O3 2-6 и некоторое количество
других примесей), обжигают в специальных печах при температуре 1330 - 1400
0
С, а затем полученный камень, именуемый клинкером, размалывают в мельницах в порошок. . При помоле добавляют небольшое количество гипса, а также
некоторое количество инертных или активных добавок. Расчетная плотность
3115 кг/м3.
Тампонажные материалы характеризуются свойствами сухого цемента,
цементных растворов и затвердевшего камня. Свойство сухого цемента обусловлено составом клинкера, тонкостью помола и добавками при помоле. Цементный раствор - смесь воды (жидкости) и цемента в определенной пропорции, называемой водоцементным отношением (В : Ц). К свойствам раствора
относят плотность, растекаемость, сроки схватывания, водоотдачу. К свойствам камня - прочность, проницаемость, стойкость к температуре и коррозии,
пластичность, объемные изменения. Регулируют свойства растворов путем из62
менения В : Ц в определенных пределах, а также добавлением различных химических реагентов, ускоряющих или замедляющих сроки схватывания и твердения.
Процесс цементирования заключается в нагнетании насосами во внутрь
обсадной колонны цементного раствора, с последующим его вытеснением из
обсадной колонны буровым раствором за колонну (кольцевое пространство
между стенкой скважины и колонной). После завершения операции колонну
оставляют в покое на время ожидания затвердевания цемента (ОЗЦ). Качество
цементирования (наличие цемента за колонной, сцепление с породой и трубами) определяют геофизическими методами.
Цементируют колонны цементировочными агрегатами (ЦА). Агрегат
представляет собой транспортное средство, на площадке которого размещен
поршневой насос высокого давления, блок подачи воды с центробежным
насосом, мерные емкости и линии высокого давления.
Цементный раствор готовят смесительными машинами. В смеситель одновременно подается сухой цемент из бункера машины и вода центробежным
насосом. Готовый раствор нагнетают поршневыми насосами.
Для обеспечения нормального спуска обсадной колонны в скважину и качественного цементирования, ее оснащают рядом приспособлений (колонная
оснастка). На нижнюю трубу навинчивают патрубок с башмаком и направляющей пробкой, устанавливают обратный клапан, упорное кольцо и центрирующие фонари.
Существует несколько способов цементирования обсадных колонн - одноступенчатое, двухступенчатое, манжетное, обратное.
Рис. 3.10.
Схема одноступенчатого цементирования:
а — закачивание цементного раствора;
б — начало закачивания продавочной
жидкости;
в — заключительная стадия продавливания цементного раствора;
1— цементировочная головка;
2 — боковые отводы;
3 — цементный раствор;
4 — нижняя разделительная пробка;
5 — обсадная колонна;
6 — упорное кольцо;
7 — обратный клапан;
8, 9 — краны высокого давления;
10 — верхняя пробка;
11 — буровой раствор; 11
12 — продавочная жидкость
Наиболее распространено одноступенчатое цементирование (Рис.3.10). с
одной или двумя разделительными пробками. При одноступенчатом цементировании после спуска и промывки внутрь обсадной колонны устанавливают
нижнюю разделительную пробку с диафрагмой 4 , на верхний конец колонны
63
навинчивают специальную цементировочную головку 1, боковые отводы 2 которой соединяют линиями с цементировочными насосами В цементировочной
головке между верхними и нижними отводами устанавливают верхнюю глухую
разделительную пробку. Насосами через нижние отводы цементировочной головки в обсадную колонну 5 нагнетают расчетный объем цементного раствора
3, после чего освобождают верхнюю разделительную пробку 10 и закачивают в
колонну жидкость продавливания 11 через верхний отвод головки. Когда верхняя пробка войдет в обсадную колонну жидкость продавливания нагнетают через все отводы. Цементный раствор, продвигаясь по колонне, вытесняет из нее
буровой раствор за колонну. Когда нижняя пробка дойдет до упорного кольца 6
помещенная в ней диафрагма под давлением разрывается и цементный раствор
через башмак поступает в кольцевое пространство, поднимается по нему, вытесняя буровой раствор на дневную поверхность. Когда верхняя пробка достигнет нижней (упорного кольца), давление в колонне резко возрастет, что является сигналом окончания нагнетания жидкости продавливания. Обратный клапан
7 предотвращает возвратное поступление цементного раствора в колонну.
Скважину оставляют в покое на период ожидания затвердевания цемента
(ОЗЦ) при открытом устье.
4
3
2
1
5
6
Рис.11Схема
манжетного цементировании
1глухой диск, 2.башмак, 3.манжета,
4.цементный раствор, 5.кольцевое
пространство, 6.фильтр.
Рис. 3.12.
Цементировочная головка 2ГУЦ-400
1.нижние отводы, 2.корпус, 3.крышка, 4.гайка,
5.кран, 6.разделительная пробка, 7.стопор, 8.верхние
отводы, 9,12.кран, 10.разделитель, 11.манометр.
64
При двухступенчатом цементировании интервал, подлежащий заполнению цементным раствором делят на две части. На границе раздела устанавливают специальную цементировочную муфту. Сначала цементируют нижнюю
часть интервала через башмак колонны, затем верхнюю через отверстия муфты.
Применяют, если в один прием цементирование невозможно из-за опасности
разрыва пород, возникновения больших давлений во время продавливания цементного раствора и т.п.
Манжетное цементирование применяют в случае необходимости оставления нижнего интервала ствола скважины открытым без цемента (Рис.3.11 ).
Обратное. цементирование заключается в нагнетании цементного раствора не вовнутрь колонны, а за колонну.
Контрольные вопросы.
1. Нефтяная скважина и ее элементы.
2. Способы бурения скважин и применяемое оборудование.
3. Технологическая схема вращательного бурения.
4. Понятие о цикле строительства скважин.
5. Инструменты для разрушения горных пород.
6. Бурильная колонна, ее назначение и состав.
7. Промывка скважин и применяемые буровые растворы.
8. Осложнения при бурении.
9. Наклонно-направленное бурение.
10. Крепление скважин и назначение крепления.
11. Понятие о конструкции скважин, элементы конструкции, назначение.
12. Технология цементирования и тампонажные материалы.
65
4.ТЕХНОЛОГИИ ЗАКАНЧИВАНИЯ
нефтяных и газовых скважин
Виды пластовой энергии. Вскрытие продуктивных пластов бурением.
Конструкция забоев скважин. Оборудование устья скважин. Вызов притока из
пласта в скважину. Режимы работы пластов. Учет несовершенства скважин.
В зависимости от геологического строения и условий залегания углеводородов залежь обладает различными видами пластовой энергии: энергия
напора краевых и подошвенных вод, энергия сжатых газов газовой шапки,
энергия растворенного в нефти газа, энергия сжатия (упругих сил) горных пород и пластовой жидкости.
До вскрытия продуктивного пласта скважинами жидкости и газ находятся
в нем в статическом состоянии и располагаются по вертикали соответственно
своим плотностям. После вскрытия пласта равновесие нарушается и пластовые
флюиды перемещаются к зонам пониженного давления, т. е. к забоям скважин. Пластовая энергия расходуется на перемещение флюидов по пласту и на
преодоление сопротивлений возникающих при этом перемещении.
Движение жидкости и газа в пласте происходит вследствие разности (перепада) пластового давления Рпл и давления на забое скважины Рзаб .
ΔР= Рпл – Рзаб
(4.1)
Разницу между пластовым и забойным давлением ΔР называют депрессией.
Процесс вскрытия продуктивного пласта бурением должен быть проведен
таким образом, чтобы сохранить его фильтрационные свойства и не допустить
неуправляемого фонтанирования.
Продуктивными пластами называют эксплуатационные объекты в разрезе
скважины, предназначенные для извлечения углеводородов, поддержания пластовых давлений и пр.
После сооружения основного ствола скважины до ввода ее в эксплуатацию в интервале залегания продуктивного пласта выполняется ряд технологических процессов, объединяемых понятием заканчивание скважин - создание (бурение) стволов в продуктивном пласте, их исследование, оборудование,
гидравлическое сообщение и вызов притока из пласта в скважину. От качества
выполнения указанных работ зависит дебит скважины, долговечность и другие
эксплуатационные параметры.
Ствол и некоторое пространство вне ствола в интервале продуктивного
пласта называют призабойной зоной пласта (ПЗП) или скважины (ПЗС).
Численное значение радиуса ПЗП не конкретизируется. При вскрытии
продуктивного пласта бурением эта величина определяется глубиной проникновения в пласт фильтрата бурового раствора (Rпз) в которой коэффициент
проницаемости меньше, чем в пласте в естественных условиях .
Технология формирования ствола в интервале продуктивного пласта не
66
должна влиять на эксплуатационные возможности скважины, поэтому бурению продуктивной части разреза скважины придается особое значение.
С момента начала разбуривания продуктивного пласта с ним вступает в
контакт буровой раствор. Жидкая фаза раствора фильтруется в проницаемый
коллектор в глубь пласта, образуя зону проникновения фильтрата; из твердых
частиц в порах и каналах пласта у ствола скважины формируется зона кольматации, а на стенках - корка (рис 4.1).
Рис. 4.1. Схема призабойной зоны после вскрытия продуктивного пласта бурением:
1 — стенка скважины; 2 — глинистая корка; 3 — зона кольматации; 4 — зона проникновения фильтрата
бурового раствора; k, k,, k2 — проницаемость соответственно природная, в зоне кольматации и в зоне проникновения фильтрата
Образования из твердых частиц в той или иной степени препятствуют
проникновению фильтрата в проницаемый коллектор.
Основными факторами способствующими проникновению жидкой фазы
в пласт является избыточное давление создаваемое столбом бурового раствора, его свойства, продолжительность воздействия, соотношение размеров твердых частиц и каналов порового пространства.
По величине пластового давления коллекторы делят на три группы:
1. С аномально высоким пластовым давлением Рпл > Ргс
2. С давлением близким к гидростатическому Рпл = Ргс
3. с давлением меньшим гидростатического Рпл < Ргс
(Ргс - гидростатическое давление создаваемое столбом пресной воды)
Под коэффициентом аномальности (к) в бурении понимают отношение
пластового давления Рпл на глубине zпл к давлению столба пресной воды такой же высоты. к = Рпл/ρв g zпл = Рпл/104 zпл )
Стандартные технологии бурения предусматривают вскрытие продуктивных пластов первой и второй группы с репрессией на пласт, т.е. созданием на
него давления большего, чем давление в пласте.
Согласно правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности
(ПБНГП - 2003) плотность бурового раствора должна предусматривать создание столбом раствора гидростатического давления на забой скважины превышающее проектное пластовое давление не менее 10 процентов для скважин
67
глубиной до 1200м и 5 процентов в интервале от 1200м до проектной глубины.
Допускается большая плотность раствора, но при этом давление столба не
должно превышать пластовое 1.5 МПа до глубины 1200м и 2.5 – 3 МПа для более глубоких скважин.
Плотность бурового раствора ρбр выбирают с таким расчетом, чтобы давление на вскрываемый пласт, создаваемое столбом раствора было выше пластового, но меньше давления поглощения Рп : Рпл < ρgzпл < Рп
Если фильтратом, проникающим в проницаемые пласты, является вода,
то его действия многосторонние. Проникая в глубь пласта, вода замещает в его
порах и каналах нефть и газ, оттесняет от скважины и препятствует их перемещению, способствует набуханию глинистых составляющих пласта, образует
стойкие высоковязкие водонефтяные эмульсии, а на стенках каналов пленки,
что создает дополнительные сопротивления движению нефти и газа. Если
фильтрат минерализованный, то может вступать в химическое взаимодействие
с пластовой водой с образованием трудно растворимых и нерастворимых веществ, закупоривающих каналы пласта. Все это вызывает изменение естественных параметров пласта в призабойной зоне.
Растворы на водной основе для вскрытия продуктивных пластов должны
быть с низкой водоотдачей, малой вязкостью, с малым содержанием твердой
фазы, обработанные ингибиторами.
Растворы с низкой водоотдачей образуют на поверхности проницаемого
пласта тонкую, эластичную, малопроницаемую корку, препятствующую проникновению в пласт фильтрата и твердых частиц. Малая вязкость способствует
снижению насыщения раствора газом, поступающим в скважину вместе с выбуренной породой. Ингибиторы предотвращают или замедляют реакцию фильтрата раствора с породой пласта и с пластовыми водами.
С целью сохранения коллекторских свойств пород продуктивного пласта
в эксплуатационных скважинах для их вскрытия рекомендуются растворы на
углеводородной основе, полимерные растворные системы, а также специальные технологии вскрытия без противодавления на продуктивные пласты.
Методы вскрытия продуктивных пластов и способы входа при бурении
определяются их особенностями – пластовым давлением, типом коллектора,
составом и прочностью слагающих пласт пород, наличием и расположением газовых и водоносных горизонтов и рядом других.
Выбранный метод должен обеспечить сохранность коллекторских
свойств продуктивного пласта при бурении и возможность оборудовать забой, позволяющий эксплуатировать скважину в конкретных геологических
условиях с оптимальными показателями.
Выбор конструкции забоя заключается в обосновании его диаметров
(наружного и внутреннего), выбора типа фильтров, характера сообщения скважины и эксплуатационного объекта с учетом горного давления и возможных
нарушений при движении флюидов в пласте. В конструкции забоя должны
быть предусмотрены сочетание элементов крепи скважины, обеспечивающих
устойчивость продуктивной части ствола, его разобщение и длительную эксплуатацию с возможностью проведения технологических воздействий на пласт,
68
геофизические исследования и ремонт.
Исходя из этих требований применяют два основных метода входа и создания ствола в интервале продуктивного пласта ( в один или в два этапа).
1. Бурение ствола под эксплуатационную колонну несколько ниже подошвы проектного объекта (в один этап) с последующим креплением пробуренного интервала и формированием конструкции забоя в зоне продуктивного
пласта.
2. Бурение ствола скважины и крепление пробуренного интервала до
(выше, ниже) кровли продуктивного пласта (первый этап) с последующим его
вскрытием через башмак эксплуатационной колонны долотом меньшего диаметра и формированием конструкции забоя (второй этап).
При бурении в один этап параметры раствора должны удовлетворять не
только требованиям вскрываемого пласта, но и всему открытому интервалу
ствола скважины.
При бурении в два этапа весь интервал скважины до вскрываемого объекта обсажен колонной и зацементирован. Для вскрытия пласта на репрессии
можно использовать высококачественные растворы с параметрами соответствующими только вскрываемому объекту, а также с большей эффективностью
реализовать технологии вскрытия пластов на равновесии и депрессии, так как
любые проявления вышележащих горизонтов исключены. При этом значительно сокращаются потери и расход раствора.
Использование технологий вскрытия без противодавления на пласт допускается только с установленным на устье скважины комплексом специального оборудования, исключающего возможность излияний вскрываемого объекта
на дневную поверхность в процессе углубления забоя, спускоподъемных операций и других запланированных технологических процессов как при наличии,
так и отсутствии в скважине колонны труб.
Для вскрытия на равновесии используют буровые растворы, плотность
которых позволяет создание гидростатического давления на забой равным давлению пластовому (выветренная нефть, полимерные растворы, газированные
растворы). Вскрытие на депрессии производят с продувкой скважины газами
(азот), промывкой пенами, облегченными растворами, создающими давление на
забой меньше пластового.
Перед спуском колонны в стволе скважины производят комплекс геофизических исследований, уточняющих границы отдельных геологических образований, нефтенасыщенных коллекторов, водоносных пластов и ряд других параметров.
Конструкции забоев в интервалах эксплуатационных объектов формируют закрытыми и открытыми (рис. 4.2).
В з а к р ы т ы х забоях продуктивные пласты перекрыты сплошной
колонной или хвостовиком и зацементированы. Сообщение пласта со скважиной через специально созданные в крепи каналы (д, е ).
В открытых
забоях продуктивные пласты не зацементированы
сообщаются со скважиной по всей поверхности ствола (а, б ) или через уста69
новленный в интервале пласта трубный фильтр (в, г ).
Формирование открытого забоя возможно только в определенных геологических условиях в тех скважинах, продуктивный пласт которых однороден
без газовых и водоносных пропластков и сложен устойчивыми породами не
склонными к обвалам.
Большинство залежей нефти не соответствует указанным условиям и в
них формируются закрытые забои. Интервал залежи закреплен трубами и цементом, а сообщение со скважиной только в зонах, содержащих запасы нефти,
которые от водоносных и газовых пропластков изолированы.
.
Рис. 4.2. Схемы конструкций призабойной зоны
скважин:
1 – обсадная колонна;
2 – фильтр;
3 – цементный камень;
4 – пакер;
5 – перфорационные отверстия;
6 – продуктивный пласт;
7 – хвостовик.
Кроме основных типов в конкретных геологических условиях используют:
- конструкции забоев смешанного типа – нижняя часть пласта открытая,
а верхняя закреплена колонной и перфорирована.
- конструкции забоев для предотвращения с установкой в интервале
продуктивного пласта забойных и гравийных фильтров или проницаемых тампонирующих материалов для предотвращения выноса песка.
Надежное разобщение продуктивных пластов достигается дополнительными мероприятиями в процессе крепления эксплуатационных колонн и хвостовиков: установка центрирующих приспособлений, обработка стенок скважины в интервале продуктивных пластов, использование буферных жидкостей,
обеспечение полноты замены за колонной бурового раствора цементным, повышение качества цементного камня и др.
В случае перекрытия продуктивного пласта колонной (рис. 4.3 ) упорное
кольцо располагают несколько ниже подошвы эксплуатационного объекта,
Длина зумпфа (интервал от подошвы пласта до забоя) зависит от наличия и
расположения водоносных пластов по отношению к продуктивному. Обратный
клапан располагают между упорным кольцом и башмаком или в их узлах. Чтобы колонна не прилегала к стенкам скважины, особенно в интервалах эксплуатационных объектов, устанавливают центрирующие фонари. Для лучшего замещения в кольцевом пространстве бурового раствора цементным, используют
турбулизаторы.
На коллекторские свойства пласта также отрицательно влияет процесс
цементирования в силу воздействия дополнительных гидравлических давлений
70
и высокой водоотдачи цементного раствора. Для исключения контакта цементного раствора с коллектором, возможна установка в составе колонны в интервале продуктивных пластов приспособлений с обводными каналами.
Рис.4.4 Схема
многозабойной скважины
Рис. 4.3 Схема
размещения колонной оснастки
1.эксплуатационная колонна, 2.башмак,
3.отверстия башмака, 4.обратный клапан,
5.упорное кольцо, 6. фонари.
Способы цементирования определяются конструкциями забоев.
Конструкции забоев (рис. 4.2 а,в,е) сформированы вскрытием в два этапа - а –отрытый забой без фильтра, в - открытый с фильтром, е – закрытый с
зацементированным хвостовиком.
Конструкции б,г,д, сформированы после бурения в один этап, при этомб- колонна спущена до кровли эксплуатационного объекта и зацементирована манжетным способом, г – колонна спущена до забоя с предварительно
установленным фильтром и зацементирована манжетным способом до кровли
эксплуатационного объекта., д – колонна спущена до забоя и зацементирована с
последующей перфорацией интервала эксплуатации.
Забои наклонно-направленных скважин в продуктивном пласте расположены в соответствии с сеткой, предусмотренной проектом разработки. Размещение скважин в кусте и расстояние между ними обусловлено системами разработки, технологическими возможностями, требованиями безопасности при
71
эксплуатации и подземных ремонтах скважин.
Для повышения эффективности разработки нефтяных залежей пространственное положение оси скважины в продуктивном пласте может быть вертикальным, наклонным, горизонтальным (рис.4.5). Стволы могут быть с одним
или несколькими забоями. Многозабойное бурение заключается в том, что из
основного ствола скважины в разные направления бурят дополнительные стволы, пересекающие продуктивный пласт по наклонной оси или простирающиеся
в нем по горизонтали (рис.4.4 ).
Многозабойное бурение, технологии вскрытия без создания репрессии на
пласт предпочтительно в скважинах с поэтапным с креплением в два этапа или
созданием стволов через обсадные колонны..
Рис.4.5 Схема
четырехинтервального профиля
бокового ствола.
Окончанием бурения скважины считается завершение крепления эксплуатационной колонной и испытанием ее на герметичность. Герметичность проверяют способом создания избыточных давлений путем нагнетания в колонну
жидкости или снижением уровня. Колонна считается герметичной, если через
определенное время давление или уровень в колонне изменяются в допустимых пределах. Устье скважины оборудуют путем обвязки колонн между собой
специальными колонными головками. Если эксплуатационная колонна зацементирована до устья допускается ее устанавка на хомуты. После обвязки на
колонну навертывают трубную головку с флянцем, на которую устанавливают
устьевое оборудование, обеспечивающее безопасный
вызов притока пластовых флюидов из продуктивного пласта в скважину.
Строительство скважин завершается созданием условий для устойчивого
притока жидкости и газа из пласта в скважину и подъема ее на поверхность.
Вызов притока возможен при наличии гидравлического сообщения пласта со скважиной.
72
Рис.4.6 Колонная
головки ГКМ
(рассчитанная на давление
12,5 МПа)
1 – корпус,
2 – 3 – уплотнительные
кольца, 4 – 6 – 11- 13 –
фланец, 5 – полукольца,
7 – специальная муфта,
8 – переводной патрубок, 9 – патрубок
подсоединительный
10 – манометр,
12 – кран.
В скважинах с открытым забоем сообщение с пластом естественное по
всей поверхности открытого ствола. В закрепленных стволах гидродинамическая связь скважины с пластом достигается созданием фильтра с помощью
перфораторов различного принципа действия (стреляющие, сверлящие, гидроабразивные), которые пробивают отверстия в колонне, цементном камне и пласте.
Процесс создания связи пласта со скважиной называют вторичным
вскрытием продуктивного горизонта..
Стреляющие перфораторы спускают в скважину на специальном кабеле с
помощью каротажной лебедки. Импульс тока, подаваемый по кабелю с поверхности, обеспечивает воспламенение заряда взрывчатого вещества (ВВ) и выстрел. У пулевого перфоратора при взрыве заряда ВВ образующиеся газы выталкивают пулю, пробивающую крепь и внедряющуюся в породу.
У кумулятивного перфоратора взрывная волна фокусируется в струю
раскаленных газов, движущуюся с огромной скоростью и под высоким давлением (до 30000 МПа) прожигает отверстия в крепи скважины. Этот вид перфорации наиболее распространен
Рис. 4.7 Действие кумулятивной струи на преграду:
1-кумулятивная струя; 2-преграда
Стандартный способ вторичного вскрытия осуществляется с противодавлением на вскрываемый пласт. Более эффективным является вскрытие кумуля73
тивными перфораторами на депрессии. Его осуществляют по двум технологиям: вскрытие перфораторами спускаемыми на насосно-компрессорных трубах
(НКТ) и малогабаритными перфораторами спускаемыми на кабеле в НКТ. Современные кумулятивные перфораторы размером 100 мм. пробивают бетонные
мишени на глубину 700 мм. Разрабатываются перфораторы с глубиной пробивания 900 – 950 мм с числом зарядов 18 на 1 метр.
Гидропескоструйная перфорация основана на использовании гидромониторного эффекта, создаваемого струей насыщенной песком жидкости, вытекающей с большой скоростью из насадки.
Технологии вызова притока основаны на снижении забойного давления
Рзаб до величины, меньшей давления в продуктивном пласте Рпл.
Рпл > Рзаб + Рдоп
(4.2)
Рдоп – давление необходимое для преодоления сопротивлений, возникающих в результате загрязнения призабойной зоны.
Учитывая, что Рзаб = Нgρ, получаем Рпл - Рдоп = Нgρ
(4.3)
Снижение забойного давления достигается уменьшением плотности бурового раствора или понижением его уровня в скважине. Плотность уменьшают заменой бурового раствора высокой плотности на жидкости с меньшей
плотностью - вода, нефть, газирование, пены. Уровень снижают поршневанием,
глубинными скважинными насосами, нагнетанием газа. Если при этом приток
отсутствует или незначительный, прибегают к различным способам воздействия на пласт.
Реализация снижения забойного давления осуществляется через колонну
труб, называемых насосно- компрессорными (НКТ), спущенных в скважину и
подвешенных в устьевом оборудовании.
Рис.4.8 а. Гладкая труба и муфта к ней
Рис. 4.8 б. Труба с высаженными наружу
концами и муфта к ней
НКТ (рис.4.8) изготавливают бесшовными (цельнотянутыми) из стали нескольких групп прочности наружным диаметром 33 – 114 мм, толщиной стенки
от 4 до 7 мм, длиной 5 - 9 м. На концах трубы нарезана трубная резьба, соединяют трубы муфтами. Трубы изготавливают гладкими (одинаковый диаметр по
всей длине) и с высаженными наружу концами (утолщением) на котором нарезана резьба.
Снижение уровня жидкости поршневанием в НКТ производится через
герметизированное устье с отводами для получаемой продукции. Поршень
(рис.4.9) в колонну труб спускают на канате под уровень жидкости. Этот спо74
соб осуществляется специальными установками с комплектом устьевого и
скважинного оборудования, обеспечивающего герметизацию устья, отвод продукции, исключение поднятия поршня в устьевое оборудование.
Рис.4.9 Поршень
1.канат,
2.замок,
3.грузовая штанга,
4.шариковый клапан,
5.полый плунжер,
6.манжета.
Рис.4. 10.
Схема замены бурового раствора на воду
1.насос, 2. облегченная жидкость, 3. прием бурового раствора из скважины, 4. устьевая арматура, 5. НКТ.
Нагнетание газа (чаще всего азота) в колонну труб или межтрубное пространство производят компрессором. Используют также природный газ газовых
скважин. Если мощность компрессора и давление газа недостаточно для продавливания через башмак лифтовой колонны, ее оборудуют пусковыми муфтами (отверстиями) или клапанами на расстоянии от устья соответствующего развиваемым величинам давлений.
Используется технология снижения давления на пласт промывкой скважины пенами. Пена представляет собой дисперсную систему газа в жидкости в
которую введен пенообразователь. Пенообразователями служат различные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Пены, в зависимости от содержания в
них газа могут иметь объемную плотность до 600 кг/м3 .
Величина сил сопротивления движению жидкости в пласте зависит от
многих факторов, основными из которых являются вязкость жидкости и размеры поровых каналов, т.е проницаемость.
75
Чем выше вязкость и ниже проницаемость, тем больше пластовой энергии расходуется на продвижение нефти по пласту. Поэтому для залежей содержащих вязкую нефть и сложенных слабопроницаемыми породами характерны
низкие дебиты.
Дополнительные сопротивления движению жидкости создается пузырьками газа, которые выделяются из нефти внутри залежи и закупоривают поровые каналы.
Движение газонефтяной смеси в пластах происходит с большими потерями энергии, чем при движении однородной жидкости, а однородных жидкостей
в разрабатываемых нефтяных пластах не бывает.
Наличие тех или иных видов пластовой энергии и характер их проявления
в процессе разработки определяет режим работы (дренирования) залежи.
В зависимости от вида энергии, обуславливающего движение жидкости и
газа к эксплуатационным скважинам, различают режимы напорные или вытеснения (водонапорный и упруговодонапорный, газонапорный) и режимы истощения пластовой энергии (растворенного газа, гравитационный) (рис. 4.14).
Чаще всего в нефтяных залежах проявляются одновременно различные
виды энергии, в этом случае режим называют смешанным.
Режим работы пласта определяется как искусственно созданными условиями разработки и эксплуатации месторождения, так и природными условиями. Тот или иной режим работы залежи можно устанавливать, поддерживать,
контролировать и менять на другие режимы. Режим в большой степени зависит
от темпов отбора жидкости и газа, а также искусственных мероприятий, проводимых в процессе разработки.
При водонапорном режиме поступающая в нефтяной пласт вода полностью замещает отбираемые нефть и газ, контур нефтеносности непрерывно перемещается к центру и сокращается. Пластовое давление падает медленно, а
дебит скважины длительное время остается постоянным (рис.4.11).
Рис.4.11 Суммарный отбор, %
График кривых
разработки залежей с водонапорным режимом:
1 – пластовое давление;
2 – добыча нефти;
3 – газовый фактор;
4 – добыча воды
Эксплуатация залежи прекращается, когда наступающая контурная вода
достигнет забоя всех добывающих скважин, а вместо нефти из них будет извлекаться вода. Но в пласте остается значительное количество не извлеченной
нефти. Это связано с тем, что в пласте одновременно движется нефть и имеющая меньшую вязкость вода, которая неизбежно опережает нефть. Кроме того в
большинстве случаев нефтесодержащие породы неравномерны по составу и
жидкости движутся быстрее в пропластках с более проницаемой породой.
Наличие в пластах трещин и участков повышенной проницаемости приводит к
непредсказуемому движению жидкости по пласту, приводит к образованию
76
«языков обводненности», что затрудняет планомерную эксплуатацию залежи
(рис.4.12).
Рис. 4.12. Схема
образования «языков обводнения»:
1 – внешний контур нефтеносности;
2 – внутренний контур нефтеносности;
3 – линия обводнения залежи; 4 – скважины.
Рис.4.13 Схема образования
«конуса обводнения»
Интенсивный отбор нефти из скважин способствует прорыву воды к забоям скважин снизу, оставлению линз менее проницаемых пород насыщенных
нефтью (рис.4.13).
При упруговодонапорном режиме сжатые пластовые жидкости и породы
со снижением давления занимают первоначальные объемы, т.е. жидкость в силу упругости будет расширяться, объем порового пространства, вмещающего
жидкость, будет сжиматься, и часть жидкости вытесняться в скважину в зону
наименьшего давления. Этот режим характерен значительным падением пластового давления в начальный период эксплуатации. При постоянном отборе
жидкости падение в дальнейшем замедляется.
При газонапорном режиме (режиме газовой шапки) нефть вытесняется к
скважинам под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном
состоянии в повышенной части пласта.
Режим растворенного газа обусловлен тем, что при понижении давления
на забое скважины выделившийся из нефти газ расширяется и двигаясь с большей скоростью чем нефть, частично проталкивает ее, частично увлекает за собой. Пластовое давление снижается очень быстро.
После полного истощения пластовой энергии единственной силой, заставляющей двигаться нефть по пласту, служит сила тяжести самой нефти.
Нефть из повышенных зон пласта перетекает и скапливается в пониженных зонах. Режим работы таких пластов называют гравитационным ( гравитация – сила тяжести).
Нефтяная залежь редко работает на каком либо одном режиме в течение
всего периода эксплуатации. По мере изменения условий меняются и режимы
работы пласта.
Для газоносных пластов основными источниками энергии являются
напор краевых вод, упругие силы воды и породы, давление расширяющегося
газа, т.е.режимы вытеснения.
77
Рис.4.14
Типы режимов нефтяного
пласта:
а) жестководонапорный; б)
газонапорный;
в) растворенного газа;
г) гравитационный
Движение жидкости и газа на конкретном участке пористой среды происходит под действием перепада давления приходящегося на единицу длины пути
движения жидкости или газа (градиента давления) и направлена в сторону падения давления, т.е в сторону скважины.
Рис. 4.15. Схема плоскорадиального
фильтрационного потока.
Если кровля и подошва продуктивного пласта не проницаемые, толщина
его постоянна и строение однородно, то скорость фильтрации при постоянном
расходе жидкости и газа в районе расположения скважины непрерывно возрастает, достигая максимального значения на ее стенках. Жидкости и газы в большинстве случаев имеет радиальное направление и движутся через ряд концентрически расположенных цилиндрических поверхностей, площадь которых по
мере приближения к скважинам непрерывно уменьшается Линии тока направ78
лены по радиусам окружности, центр которых совпадает с центром скважины.
(Рис. 4.15). Рост скорости фильтрации обусловлен сокращением площади, через
которую двигаются пластовые флюиды, достигающей минимума у стенки
скважины. С возрастанием скорости увеличиваются силы сопротивления движению, а следовательно, повышаются затраты энергии на преодоление флюидами единицы пути или, что аналогично, потери давления на единицу длины
пути (градиент давления).
Фильтрация – движение жидкости или газа через пористую среду, сопровождающееся отложением или выпадением в пористой среде взвешенных в
них твердых частиц.
Производительность добывающих скважин характеризуется их дебитом,
т.е. количеством поступающих жидкости и газа в единицу времени.
В настоящее время для оценки дебита (притока) нефтяной скважины при
установившемся режиме радиальной фильтрации однородной жидкости используют формулу Дюпюи
Q
2kh( рпл  рзаб )
 ln( Rк / rс )
(4.4)
где
Q- дебит скважины, м3/с; k – проницаемость пласта, мкм2; h – толщина
пласта, м; рпл и рзаб – пластовое и забойное давление, Па; μ – вязкость жидкости, Па·с; Rк – радиус контура питания, м; rс – радиус скважины, м.
Пластовое давление – давление на круговом контуре, имеющим радиус
Rк , забойное давление – давление на стенке скважины.
ln – обозначение натурального логарифма, имеющего основание число е=2.71828….
Связь между натуральными и десятичными логарифмами какого либо числа выражается соотношением ln x = 2.3 lq x
В реальных условиях залежи разрабатываются множеством скважин одновременно, поэтому за радиус контура питания Rк берут половину расстояния
до следующей скважины.
Дебит скважин пропорционален перепаду давления и обратно пропорционален вязкости нефти.
Чем выше проницаемость пород, больше толщина пласта, депрессия на
пласт и отношение радиуса контура питания к радиусу скважины, тем выше дебит скважины;
Чем больше вязкость нефти (жидкости), тем ниже дебит скважины.
Если вместо жидкости к скважине притекает газ, то по условиям формулы (4.4 ) получим расход газа при атмосферном давлении Р0
2
2
kh( рпл
 р заб
)
Qг 
Р0 ln( Rк / rс )
Формула для расчета дебита скважины справедлива только для гидродинамически совершенных скважин.
Гидродинамически совершенной называют скважину, имеющую форму
79
цилиндра с постоянным радиусом и высотой в которую однофазная и не сжимаемая жидкость поступает к открытому забою (препятствия на стенках скважины отсутствуют).
Приток жидкости в реальную скважину отличается от притока жидкости
в гидродинамически совершенную тем, что в призабойной зоне и на забое
скважины возникают дополнительные фильтрационные сопротивления из-за
искривления и сгущения линии токов.
Рис.4.16 . Схема притока в гидродинамически совершенную (а) и гидродинамически несовершенную
скважину по качеству (б), степени (в) и характеру (г) вскрытия продуктивного пласта
Выделяют гидродинамически несовершенные скважины (рис 4.17 ):
- по степени вскрытия, когда скважиной продуктивный пласт вскрыт не
на всю толщину (рис б и г) ,
- по характеру вскрытия, когда связь продуктивного пласта со скважиной
осуществляется не через открытый забой, а через искусственные (перфорационные) каналы (в и г).
В производственной практике встречаются также скважины несовершенные как по степени, так и по характеру вскрытия.
Рис.4.17
Виды гидродинамического несовершенства скважин
Несовершенство забоев влечет за собой появление дополнительных
фильтрационных сопротивлений, возникающих в призабойной зоне у стенок
скважины и снижение дебитов в результате отклонения геометрии течения
жидкости от плоскорадиального потока (рис.4.16).
Отношение дебита гидродинамически несовершенной скважины к дебиту
совершенной при прочих равных условиях называют коэффициентом.
80
Гидродинамическое несовершенство скважин учитывается введением в
знаменатель формулы дебита (5.4) дополнительного сопротивления в виде безразмерного коэффициента С.
Коэффициент С - сумма коэффициентов, учитывающих несовершенство
скважины по характеру С1 и степени С2 вскрытия.
С = С1 + С2
На значение коэффициента С влияет число перфорационных отверстий,
их диаметр, характер размещения отверстий на поверхности обсадных колонн,
глубина каналов в породе, глубина вскрытия продуктивного пласта.
Определяют коэффициент С по экспериментальным графикам или кривым восстановления забойного давления.
Различают скважины гидродинамически несовершенные также по качеству вскрытия пласта, когда проницаемость пористой среды в призабойной
зоне уменьшена по отношению к природной проницаемости пласта.
В скважине с перфорированным фильтром существенное влияние оказывает среда перфорации, которая влияет на создание дополнительных фильтрационных сопротивлений в призабойной зоне вокруг перфорационных каналов
(рис.4.18).
Рис. 4.18. Схематическое изображение призабойной зоны и забоя перфорированной скважины:
б — толщина зоны ухудшенной проницаемости вокруг перфорированного канала; k3 — проницаемость породы в зоне вокруг перфорированного канала
При отсутствии отбора жидкости в скважине устанавливается статический уровень Нст, высота которого соответствует пластовому давлению.
Нст = Н – h
где Н - глубина скважины, h – расстояние от устья до статического уровня.
Если пластовое давление превышает давление столба жидкости, заполнившей скважину, то при открытом устье из скважины жидкость будет переливаться. С отбором жидкости давление на забое становится ниже пластового Рпл
и в скважине устанавливается новый уровень, называемый динамическим, который всегда ниже статического.
81
Зависимость дебита скважины Q от перепада давления ΔР близка к линейной и выражается соотношением:
Q = К (Рпл – Рзаб) = К·ΔР
(4.5)
К – коэффициент продуктивности.
Коэффициентом продуктивности скважин называется отношение дебита
скважины к перепаду давления в пласте или количество добываемой жидкости,
приходящейся на перепад давления в одну атмосферу в течение суток. (на какую величину возрастает дебит скважины в т/сут при увеличении депрессии на
пласт на 0.1 МПа).
Максимальный дебит скважины возможен, когда забойное давление Рзаб
равно нулю ( Рзаб = 0). Этот дебит называют потенциальным Qптц.
Отбор жидкости с дебитом равным потенциальному практически не возможен, так как при любом способе извлечения в скважине всегда находится
столб извлекаемой жидкости.
Контрольные вопросы.
1. Какие технологические процессы входят в понятие «заканчиване скважин»
2. Виды пластовой энергии.
3. Что называют депрессией, продуктивным пластом, призабойной зоной,
4. Особенности технологии бурения пластов, содержащих углеводороды,
5. Методы вскрытия продуктивных пластов бурением,
6. Конструкция забоев скважин и предъявляемые к ним требования,
7. Оборудование устья скважин после бурения,
8. Способы гидравлического сообщения продуктивного пласта со скважиной,
9. Режимы работы нефтяных и газовых залежей и их особенности,
10. Технологии вызова притока жидкости и газа из пласта скважину,
11 Учет несовершенства забоев скважины,
12.Основные параметры, влияющие на производительность скважины,
13.Статический и динамический уровень в скважине,
14. Коэффициент продуктивности скважины,
15. Потенциальный дебит.
82
5. Технологии разработки
залежей углеводородов
.
Объект, системы и технологии разработки. Классификация, характеристики и показатели разработки. Разработка месторождений с воздействием на продуктивные пласты. Нефтеотдача. Методы повышения
нефтеотдачи пластов и увеличения проницаемости призабойной зоны
скважины.
Под разработкой нефтяной или газовой залежи понимается управление
процессом движением жидкостей и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при помощи определенной схемы размещения расчетного числа скважин
на площади, порядка и темпа ввода их в эксплуатацию, поддержания режима
работы скважин и регулирования баланса пластовой энергии.
Совокупность указанных данных с учетом охраны недр и окружающей
среды, определяет систему разработки залежи или месторождения.
На основе полученных сведений в процессе бурения поисковых и разведочных скважин составляется проект разработки, в котором определяются методы и системы разработки, способы извлечения продукции и уровень добычи
с точки зрения имеющихся технологий и экономики, срок разработки, объем
капиталовложений.
Норма отбора нефти и газа из добывающих скважин предусматривает,
чтобы дебит соответствовал допускаемым условиям разработки и продуктивной характеристики пластов.
Рациональная система разработки – это такая система, при которой месторождение эксплуатируется минимальным числом скважин, обеспечивающим заданные темпы добычи, высокую конечную нефтеотдачу (газоотдачу),
при возможно низкой себестоимости нефти.
С развитием техники и технологии в нефтяной отрасли системы разработки месторождений непрерывно совершенствуются.
Составной частью разработки месторождений является выделение объектов разработки (эксплуатационных объектов).
Объект разработки – это искусственно выделенное в пределах месторождения геологическое образование (пласт, совокупность пластов, массив) содержащее промышленные запасы углеводородов, которые извлекают из недр
определенной группой скважин. Объекты выделяют с учетом геологофизических свойств пород-коллекторов, физико-химических свойств нефти,
воды и газа, фазового состояния углеводородов, близкими значениями приведенных пластовых давлений.
Объекты разработки разделяют как самостоятельные и возвратные. Возвратные объекты предполагается разрабатывать скважинами, которыми эксплуатировали первоочередной объект до его истощения.
Технология и техника извлечения нефти из недр на дневную поверхность
определяется режимом работы залежи.
83
Системы разработки классифицируют по геометрии расположения скважин на площади и по методу воздействия на продуктивный пласт.
По геометрии расположения скважин выделяют системы с равномерной и
неравномерной расстановкой скважин.
Для систем с равномерной расстановкой характерно расположение
скважин по правильным геометрическим сеткам: квадратной или треугольной.
Обычно используется в залежах с неподвижным контуром нефтеносности (залежи, изолированные от напора вод, массивные водоплавающие залежи с
напором подошвенных вод).
Для систем с неравномерным расположением (с перемещающимся контуром нефтеносности) характерно расположение скважин рядами, параллельными перемещающимся контурам или рядам нагнетательных скважин. Расстояние между скважинами в рядах и между рядами для каждой конкретной залежи определяют с помощью гидродинамических расчетов на основании данных
о геологическом строении залежи, свойствах пластовых флюидов, режимах работы пласта.
По темпу ввода скважин в эксплуатацию различают сплошную и замедленную системы в зависимости от сроков строительства скважин. По порядку
разбуривания залежи различают системы сгущающуюся и ползучую. При сгущающейся системе залежь разбуривается вначале разреженной сеткой скважин
расположенных равномерно на площади с последующим бурением в промежутках между первыми скважинами. При ползучей системе бурение на залежи
начинается в какой либо ее части с заданной степенью уплотнения с распространением в определенном направлении до полного разбуривания всей площади.
Режимы работы отдельных скважин и залежи в целом не постоянны на
весь период разработки и могут меняться во времени в зависимости от изменения условий и энергетических факторов.
По методу воздействия различают системы разработки без воздействия и
с воздействием на пласт
В системах без воздействия на пласт в процессе разработки залежи используют только естественную пластовую энергию.
Системы разработки оценивают по их характеристикам и показателям.
Х а р а к т е р и с т и к и системы разработки:
- фонд скважин – общее число эксплуатационных (добывающих, нагнетательных) скважин, предназначенных для разработки залежи. Подразделяется
на основной и резервный. Основной - число скважин для реализации проекта
разработки. Резервные скважины планируют с целью вовлечения в разработку
не выработанных при данной технологии отдельных участков залежи, а также
для повышения эффективности воздействия на пласт. Число скважин резервного фонда зависит от геологического строения пласта;
- удельный извлекаемый запас - отношение извлекаемых запасов нефти к
общему числу скважин;
- плотность сетки скважин на площади принято выражать в гектарах,
приходящихся на одну скважину.
84
-интенсивность системы заводнения - отношение числа нагнетательных
скважин к числу добывающих.
- отношение числа резервных скважин к числу скважин основного фонда, расстояние между рядами скважин и между скважинами, расстояние от
контура до добывающих скважин, и др.
П о к а з а т е л и разработки абсолютные (количественные) характеризуют интенсивность и степень извлечения нефти, газа и воды во времени:
- добыча нефти - основной показатель - суммарный по всем добывающим скважинам объекта в единицу времени и среднесуточная добыча, приходящаяся на одну скважину.
- добыча жидкости – суммарная добыча нефти и воды в единицу времени,
- добыча газа – отношение объема газа к количеству нефти, извлеченных
из скважины в единицу времени,
- накопленная добыча – отражает количество нефти, добытое по объекту
за весь прошедший период времени.
Относительные показатели характеризуют процесс извлечения продукции
в долях от запасов нефти:
-темп разработки – отношение годовой добычи нефти к извлекаемым
запасам.
Выражается в процентах, изменяется во времени и отражает влияние на процесс разработки всех технологических операций.
В начальный период вводятся в эксплуатацию новые скважины из бурения, количество добываемой нефти непрерывно увеличивается и достигает
максимума (первая стадия), и какой то период удерживается на этом уровне со
стабильным годовым отбором нефти (вторая стадия). Третья стадия – период
падения добычи нефти и снижения темпа разработки. Завершающий период
(четвертая стадия) характерен низким темпом разработки, высокой обводненностью продукции и медленным падением добычи. Темп разработки не должен
превышать 8 – 10 % в год, а средний за весь период должен быть в пределах 3
– 5 % в год.
- обводненность продукции (отношение дебита воды к суммарному дебиту нефти и воды),
- темп отбора жидкости (отношение годовой добычи жидкости к извлекаемым запасам нефти),
- водонефтяной фактор (отношение значений добычи воды к нефти в
3
м /т), - пластовое давление, пластовая температура, расход нагнетаемых в
пласт реагентов и пр.
Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает
высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. В процессе
разработки природная пластовая энергия истощается и пластовое давление
снижается при всех режимах работы залежи.
Наиболее эффективным мероприятием по увеличению темпа отбора
нефти из залежи и высоких коэффициентов извлечения, характерных для
напорных режимов – искусственное поддержание пластовой энергии.
Основные методы воздействия на продуктивные пласты базируются на
85
искусственном заводнении коллекторов и повышением эффективности заводнения. Осуществляются путем реализации различных способов законтурного,
внутриконтурного, площадного и других систем заводнения, а также свойствами используемого реагента.
Рис.5.1
График разработки пласта
Т-время разработки,
Р- пластовое давление,
q- текущая добыча нефти,
В- обводненность нефти,
Г- газовый фактор,
n – число действующих скважин.
Эффективность заводнения заключается в повышении отмывающей способности вытесняющего агента и его вязкости, снижении вязкости вытесняемой
нефти.
Регулирование процесса разработки заключается в обеспечении равномерного перемещения контуров водоносности. Неравномерность продвижения
воды устраняют ограничением отбора жидкости из скважин обводняющихся с
одновременным увеличением объема нагнетаемого агента в зонах, где продвижение контурных вод замедленное. Постоянно контролируется изменение пластового давления по площади. Давление замеряют в возможно большем числе
скважин и строят через определенные промежутки времени карту изобар (кривых, соединяющих точки с равными давлениями) по которым определяют падение пластовых давлений на отдельных участках.
Графическим методом определяют соотношение отбора жидкости с изменением параметров эксплуатируемого объекта (рис.5.1).
Особенности разработки газовых месторождений обусловлены гораздо
меньшей вязкостью и плотностью газа по сравнению с нефтью и значительной
сжимаемостью. Вследствие большой упругости сжатый газ обладает запасом
энергии для фильтрации в пористой среде. Вследствие малой плотности забойное давление близко к устьевому и приток газа возможен при пластовом давлении близком к атмосферному. Поэтому газоотдача газовых залежей может достигать более высоких значений (90 – 95 %). Разрабатывать месторождение
можно более разреженной сеткой скважин при упругом, водонапорном и газонапорном режимах.
Залежи газа, содержащие растворенные жидкие углеводороды, называются газоконденсатными. Конденсат может выделяться как на поверхности из
добытого газа, так и в пласте при снижении давления. Газ с конденсатом из
скважины поступает в конденсатную установку, в которой выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ сжимается в компрессорах до соответствующего давления и нагнетается обратно в пласт.
Всю нефть из пласта извлечь не удается. Значительная часть (на практике
при современных технологиях больше половины) остается в недрах, она при86
липает к породам коллектора, застревает в мелких порах и т.п.
Коэффициент извлечения нефти (КИН) в свою очередь есть произведение
коэффициентов вытеснения, охвата , вскрытия.
Коэффициент вытеснения определяется в лаборатории на образцах керна
насыщенных нефтью по результатам нагнетания через них воды.
В зависимости от причин, вызывающих низкую нефтеотдачу различают
следующие виды остаточной нефти:
- нефть в пропластках и линзах пород, не вскрытых скважинами,
- нефть, оставшаяся в зоне проникновения вытесняющих агентов (нагнетаемой и пластовой воды или газа), неохваченных воздействием вследствие неоднородного строения пород и неравномерного продвижения вытеснения,
- пленочная и оставшаяся в капиллярных каналах нефть позади зоны вытеснения.
Коэффициент нефтеотдачи общий
η = ηвскр ηохв ηвытес
которые учитывают соответственно – долю объема вскрытых скважинами
продуктивных пластов, полноту охвата пластов воздействием рабочим агентом
в зоне его продвижения, полноту вытеснения нефти из пласта.
Повышение эффективности естественных режимов работы залежей нефти
и газа достигается применением различных искусственных методов воздействия на призабойную зону.
Искусственные методы воздействия на пласт можно разделить на три
группы:
-методы поддержания пластового давления нагнетанием воды или газа,
- методы повышения нефте и газоотдачи пластов,
- методы повышения проницаемости призабойной зоны.
Технология повышения нефтеотдачи основывается на использовании
различных химических, биологических, тепловых процессов и осуществляется
с использованием нагнетательных и добывающих скважин.
Методы увеличения нефтеотдачи (МУН) – обозначается вся совокупность
технологий объемного воздействия на нефтяной пласт (обычно осуществляется
через нагнетательные скважины) с целью длительного улучшения характеристики заводнения и, в конечном итоге, предназначенных для увеличения извлекаемых запасов нефти (закачка в пласты воды с ПАВ, вытеснение нефти раствором полимеров, закачка в пласт углекислоты, нагнетание в пласт теплоносителей, вытеснение нефти из пласта растворителями, внутрипластовое горение).
Методы повышения проницаемости - обработка призабойной зоны (ОПЗ)
– обозначается совокупность технологий локального воздействия на пласт в
непосредственной близи от скважины (обычно осуществляется через добывающие скважины) с целью обеспечения заданных или восстановления утраченных эксплуатационных характеристик скважины без указания связи с состоянием извлекаемых запасов нефти (кислотные обработки, ГРП, ГПП, торпедирование, вибрационное воздействие, тепловая обработка),
При всех методах вытесняемая нефть и вытесняющий агент передвигаются по пористому пласту и перемещают вместе с собой собственные и привне87
сенные твердые частицы, засоряющие пористую среду (фильтр) и изменяют ее
характеристики во времени.
Нагнетание воды в пласт осуществляют путем законтурного и внутриконтурного заводнения или их модификаций. Газ нагнетают в газовую шапку продуктивного пласта. Для нагнетания воды используют специально пробуренные
нагнетательные скважины.
Рис.5.2
Схема законтурного заводнения:
1 – нефтяные скважины;
2 – нагнетательные скважины;
3 – контрольные скважины;
4 – внутренний контур нефтеносности;
5 – внешний контур нефтеносности.
Законтурное заводнение характерно тем, что нагнетательные скважины
расположены за пределами залежи вблизи внешнего контура нефтеносности.
Добывающие скважины расположены рядами (батареями) параллельно внутреннему контуру нефтеносности. Наиболее благоприятным объектом законтурного заводнения – пласты сложенные однородными породами с хорошей проницаемостью, не осложненными нарушениями. Расстояние нагнетательного
ряда до внешнего ряда добывающих скважин принимают для однородных пластов в пределах 1000 – 1200 м. для пластов неоднородных и с низкой проницаемостью 600 – 700 м.
Извлекаемые запасы нефти и коэффициент нефтеотдачи пласта наиболее
тесно связан с охватом пласта вытесняющим агентом и определяется особенностями геологического строения, проницаемости коллектора, свойствами нефти
и вытесняющего агента, системой разработки. Наибольшему увеличению охвата пластов воздействием способствуют технологии, основанные на нестационарном режиме заводнения, избирательном и очаговом заводнении, применением повышенных давлений на линии нагнетания, выбором оптимальной сетки
скважин.
Повышенное давление, создаваемое на линии нагнетательных скважин,
активно воздействует только на 2-3 ближайшие ряда добывающих скважин.
При разработке залежей значительных по площади применяют внутриконтурное заводнение. Особенностью этой системы является размещение нагнетательных скважин рядами в нефтяной залежи, которыми вся ее площадь разрезается на отдельные участки
Различают осевое заводнение с расположением нагнетательных скважин
по оси структуры и кольцевое – с расположением внутри залежи в виде кольца,
разделяющего ее на центральную и кольцевую площади (рис. 5.3 и 5.4.).
88
Рис.5.3
Схема
внутриконтурного заводнения:
1 – нагнетательные скважины;
2- эксплуатационные скважины
Рис.5.4
Схемы центрального заводнения:
а – осевое заводнение; б – кольцевое заводнение;
1 – нагнетательные скважины; 2 – эксплуатационные скважины
Блоковая система заводнения предусматривает расположение нагнетательных скважин параллельными прямолинейными рядами с размещением
между ними рядов добывающих скважин. Залежь разрабатывается по блокам,
независимым друг от друга. Такие системы разделяют по числу рядов добывающих скважин в блоке на однорядные, трехрядные и пятирядные. В зависимости от свойств пласта практикуют различную рядность на одной залежи, при
необходимости легко переходят с одной системы на другую.
Площадное заводнение характерно расположением добывающих и нагнетательных скважин на площади равномерно по правильной геометрической
сетке – квадратной или треугольной. Различают пяти, семи и девяти точечные
системы.
( Элемент пятиточечной системы – квадрат в центре которого расположена скважина нагнетательная, а по углам квадрата добывающие;
Элемент семиточечной системы – шестиугольник с добывающими скважинами в углах и нагнетательной в центре.
Элемент девятиточечной системы – квадрат, в углах которого и в середине его сторон расположены добывающие скважины, а в центре нагнетательная).
Избирательное заводнение характерно выбором скважин под нагнетание
воды после разбуривания части площади по равномерной сетке на основании
данных геофизических и гидродинамических исследований.
При этом учитывается соотношение скважин нагнетательных и добыва89
ющих, вязкость нефти и воды, степень неоднородности пласта.
Пятиточечная схема размещения скважин.
Рис.5.5
Семиточечная схема размещения скважин
Очаговое заводнение предусматривает нагнетание воды через нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или пробуренных специально. Применяют для вовлечения в разработку отдельных частей пласта, не
охваченных вытеснением.
При всех системах заводнения для поддержания пластового давления на
одном уровне объем нагнетаемой воды должен быть не менее объема извлекаемой из пласта жидкости и газа. Практикой установлено, что при системах заводнения в пласт следует нагнетать от 1.6 до 2 м3 на одну тонну извлекаемой
нефти без учета объема пластовой воды, добываемой с нефтью.
Рис.5.6
Схематический разрез пласта
Число нагнетательных скважин зависит от поглотительной способности
каждой скважины при данном давлении нагнетания. Максимальное давление
нагнетания определяется типом насосного оборудования.
Забойное давление
Рзаб = Рнас + Рст + Ртр
(5.1)
т.е. сумме давлений на выкиде насоса, столба воды в скважине и потерь
на трение.
Все мероприятия по увеличению нефтеизвлечения призваны улучшить те
или иные показатели процесса заводнения – увеличить степень вытеснения
нефти водой, охват заводнением, снизить вероятность прорыва воды по высокопроницаемым пропласткам, повысить степень дренирования призабойной
зоны, изолировать уже промытые пропластки.
90
Для заводнения используют воду поверхностных водоемов, глубинных
водоносных горизонтов, пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с
нефтью. Закачка любых вод, содержащих твердые взвешенные частицы (ТВЧ)
и нефть во всех случаях приводит к снижению проницаемости скважин. На конечные результаты вытеснения нефти сильно влияет содержание в вытесняющей жидкости кольматирующих веществ. Нагнетаемая в пласт вода не должна
содержать механических и органических примесей (бактерий, водорослей),
нефти, соединений железа, сероводорода, углекислоты.
Засорять фильтр для улучшения условий извлечения нефти нагнетанием в
пласт стойких дисперсий различного типа недопустимо даже при намерении
блокирования опасных водопроявлений.
Воду очищают на водоочистных установках, на которых вода подвергается коогуляции (укрупнению мельчайших взвешенных частиц), фильтрации
(очистке взвешенных частиц после укрупнения), обезжелезиванию ( удалению
окисей и закисей железа), смягчению, хлорированию (ликвидации бактерий и
микроорганизмов), стабилизации (придании стабильности по химическому составу).
Для нагнетания воды в пласт через нагнетательные скважины предназначены кустовые насосные станции (КНС) оборудованные мощными центробежными насосами.
Микробиологические методы увеличения нефтеотдачи предусматривают
воздействие на пласт микробных клеток на молекулярном уровне и обладают
комплексным воздействием на пласт – увеличением охвата и повышением коэффициента вытеснения. На коэффициент вытеснения влияют следующие факторы: образующиеся газы, растворяясь в нефти, снижают ее вязкость и изменяют рН; образующиеся растворители снижают поверхностное натяжение и способствуют отделению (десорбции) нефти от породы. Разрушение высокомолекулярных углеводородов до более подвижных низкомолекулярных соединений
также влияет на коэффициент вытеснения.
В результате жизнедеятельности микроорганизмов, образующиеся кислоты взаимодействуют с минералами пород и выщелачивают их, увеличивая пористость и проницаемость коллектора, а также образуют колонии, которые закупоривают водопроводящие каналы, перераспределяя фильтрационные потоки, что повышает коэффициент охвата.
Повышению степени извлечения нефти из недр способствует включение
в систему разработки горизонтальных и многозабойных скважин, разветвленных боковых стволов. Это объясняется увеличением поверхности притока и
ростом охвата пласта вытеснением при меньшей депрессии на пласт, позволяет
включить в разработку удаленные от вертикального ствола пропластки с трудно извлекаемыми запасами нефти.
Дебит пробуренного фонда можно увеличить бурением дополнительных
боковых наклонных и горизонтальных стволов в скважинах малопродуктивных
и бездействующих, а также использованием технологий радиального бурения,
позволяющих в нефтяном пласте на одном уровне соорудить гидромониторным
способом до 4-х стволов малого диаметра длиной по 100 метров. На степень из91
влечения оказывают влияние также температура в залежи, качество вскрытия
пласта, загрязнение в процессе эксплуатации, степень механического изменения порового пространства коллектора под влиянием изменения пластового
давления, начальная насыщенность нефтью, водой и газом и ряд других факторов. Следовательно, проблема повышения нефтеотдачи пластов - комплексная
и решается с расчетом повышения коэффициентов вскрытия, охвата, вытеснения.
Для увеличения нефтеотдачи применяются следующие способы:
- закачка в пласт воды, обработанной ПАВ;
- вытеснение нефти растворами полимеров;
- закачка в пласт углекислоты;
- вытеснение нефти из пласта растворителями.
- нагнетание в пласт теплоносителя;
- внутрипластовое горение;
Закачка в нефтяной пласт воды, обработанной ПАВ, снижает поверхностное натяжение на границе нефть-вода, что способствует дроблению глобул нефти и образованию маловязкой эмульсии типа «нефть в воде», для перемещения которой необходимы меньшие перепады давления. Одновременно
снижается и поверхностное натяжение на границе нефти с породой, благодаря
чему она более полно вытесняется из пор и смывается с поверхности породы.
Вследствие различия вязкостей нефти и воды или разной проницаемости отдельных участков коллектора возможно опережающее продвижение вытесняющего агента по локальным зонам пласта и неполное вытеснение нефти.
Нагнетаемая вода может устремиться по каналам и трещинам от забоев скважин
нагнетательных до забоев добывающих, минуя многие блоки пористой среды,
насыщенных нефтью.
Вода с искусственно повышенной вязкостью создает условия для более
равномерного продвижения водонефтяного контакта и обеспечивает большую
полноту вытеснения нефти. Загущивают воду различными водорастворимыми
полимерами, из которых наиболее широкое применение нашли полиакриломиды (ПАА). Роль раствора полимеров могут выполнять также пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой пенообразующих веществ.
Закачиваемая в пласт углекислота растворяется в нефти, уменьшает ее
вязкость, что способствует увеличению притока к скважинам.
В качестве вытесняющей фазы используются растворители растворимые в
нефти сжиженные пропан, бутан и их смеси. В пласте они смешиваются с
нефтью, уменьшая ее вязкость, что ведет к увеличению скорости фильтрации.
При снижении пластовой температуры в порах пласта происходит выпадение асфальтенов, смол и парафинов, затрудняющих фильтрацию жидкости. Поэтому одним из путей повышения нефтеотдачи является применение теплового
воздействия на пласт.
Для добычи вязких нефтей система заводнения малоэффективна, потому
что менее вязкая вода при движении в пласте обгоняет нефть и прорывается к
отдельным скважинам. В залежах с высоковязкой нефтью применяют системы
с воздействием на пласт нагнетанием теплоносителей , нагреванием пласта
92
специальными нагревателями.
Нагнетание в пласт теплоносителя (горячей воды или пара с температурой до 400 °С) позволяет значительно снизить вязкость нефти и увеличить ее
подвижность, способствует растворению в нефти выпавших из нее асфальтенов,
смол и парафинов.
Метод внутрипластового горения заключается в том, что после зажигания тем или иным способом нефти в пласте у забоя нагнетательной (зажигательной) скважины создается движущийся очаг горения за счет постоянного
нагнетания с поверхности окислителя - воздуха или смеси воздуха с природным
газом. Тепло образуется непосредственно в пласте за счет сжигания части
нефти (10 – 15%) при фильтрации окислителя. Для повышения эффективности
процесса в пласт вместе с окислителем нагнетается вода, повышающая теплоемкость закачиваемого агента. Образующиеся впереди фронта горения пары
нефти и воды, нагретая вода и разжиженная под действием температуры и углекислого газа нефть движутся к эксплуатационным скважинам и извлекаются
через них на поверхность.
Различают два основных варианта внутрипластового горения – прямоточный и противоточный. При прямоточном горении очаг горения у нагнетательной скважины, противоточном - очаг горения у добывающей скважины, а
нагнетание воздуха у нагнетательной.
Проблемой метода внутрипластового горения является неуправляемый
преждевременный прорыв газа к добывающим скважинам. Один из способов
предотвращения этого явления – внутрипластовая генерация пены, сильно снижающая подвижность газовой фазы и выравнивающая движущийся вытесняющий поток и увеличивая извлечение нефти.
Щелочное заводнение основано на взаимодействии щелочи с кислотным
компонентом нефти, в результате чего снижается поверхностное натяжение на
грани нефти и раствора щелочей. Перспективно заводнение щелочными растворами в сочетании с водорастворимыми полимерами и ПАВ.
Производительность добывающих скважин и поглотительная способность нагнетательных зависит главным образом от проницаемости пород продуктивного пласта, которая в различных его зонах может изменяться.
Естественная проницаемость пород под влиянием тех или иных причин
ухудшается с течением времени. В эксплуатационных скважинах в призабойной зоне возможны закупорки пор смолистыми отложениями, глинистыми частицами (продуктами фильтрации). Призабойная зона нагнетательных скважин
загрязняется механическими примесями , имеющимися в нагнетаемой воде (ил,
окислы железа, глина и т.п.)
Проницаемость пород призабойной зоны улучшают путем удаления смол
и грязи, осевших на стенках поровых каналов, искусственным увеличением
числа и размеров дренажных каналов, увеличением трещиноватости пород.
Методы увеличения проницаемости пород призабойной зоны можно
условно разделить на химические, механические, тепловые и физические. Для
повышения эффективности эти методы применяют в сочетании друг с другом
или последовательно.
93
Выбор метода воздействия на призабойную зону скважин определяется
пластовыми условиями.
Химические методы дают хорошие результаты в карбонатных породах.
Механические методы обработки применяют обычно в пластах, сложенных плотными породами, с целью увеличения их трещиноватости.
Тепловое воздействие применяют для удаления со стенок поровых каналов парафина и смол, для интенсификации химических методов обработки.
Физические методы предназначены для удаления из призабойной зоны
остаточной воды и твердых мелкодисперсных частиц.
К химическим методам относят кислотные обработки, основанные на
способности кислот растворять некоторые виды горных пород, что приводит к
очистке и расширению их поровых каналов и увеличению проницаемости. Для
обработки скважин в большинстве случаев применяют соляную (HCl) и фтористоводородную (HF) кислоты. Соляная кислота растворяет карбонатные породы (известняки, доломиты) продуктивных пластов, а продукты реакции соляной
кислоты с карбонатами - соли хлористого кальция (СaCl2) и хлористого магния
(MgCl2), углекислый газ (СО2), вода после обработки легко вымываются с
продукцией скважины.
Для обработки наиболее часто используют 12 -- 15 процентный раствор
соляной кислоты, на один метр высоты пласта берут от 0.4 до 1.5 м3 раствора.
Для предохранения металла от коррозии к кислоте добавляют ингибиторы коррозии - в основном ПАВ.
В скважинах с отложениями в призабойной зоне асфальто-смолистопарафиновых отложений (АСПО) ее предварительно промывают горячей
нефтью или производят термокислотную обработку.
Термокислотная обработка – процесс комбинированный – в первой фазе
процесса осуществляется обработка забоя скважины раствором горячей соляной кислоты, во второй фазе без перерыва за первой, производится обычная
кислотная обработка. При реакции соляной кислоты с некоторыми веществами
выделяется большое количество тепла, а продукты реакции растворяются.
Обычно для нагревания кислоты на забое скважины используют прутковый
магний, загруженный в специальный наконечник, который спускают на колонне НКТ в скважину на заданную глубину. Нагнетаемая в колонну НКТ соляная
кислота, проходя наконечник, реагирует с магнием и нагретая до температуры в
пределах (75 – 80) 0С задавливается в пласт.
Технология обработок соляной кислотой может изменяться в зависимости
от физических свойств породы пласта, его толщины и прочих условий. Различают кислотные обработки в виде установки ванн, обработки под давлением,
пенокислотные, направленные, циклические и пр.
Сущность гидравлического разрыва пласта (ГРП) состоит в образовании и расширении в пласте трещин созданием высоких давлений на забое, закачиваемой в скважину жидкостью, чтобы не дать трещине сомкнуться после снятия давления в образовавшиеся трещины нагнетают отсортированный крупнозернистый песок.
94
Рис.5.7 Размещение оборудования для закачки кислотного раствора в пласт:
1- емкость для нефти;
2 – емкость для раствора соляной кислоты; 3
– насосный агрегат; 4 – скважина.
Протяженность трещин в глубь пласта может достигать нескольких
десятков метров шириной 1-2 мм, заполненные крупнозернистым песком,
обладают значительной проницаемостью. Операция ГРП состоит из следующих этапов: закачка последовательно в пласт жидкости для образования трещин; жидкости насыщенной песком; жидкости для продавливания песка в трещины (рис.5.8). Т.к. в большинстве случаев на всех этапах
используется жидкость с одинаковыми свойствами, ее называют жидкость
разрыва. При ее выборе учитывают такие параметры, как вязкость, фильтрация и способность удерживать зерна песка во взвешенном состоянии.
Обычно в качестве жидкости разрыва применяют углеводородные жидкости, водные растворы, водонефтяные и нефтекислотные эмульсии. Песок
для заполнения трещин должен иметь высокую механическую прочность
и не разрушаться под действием веса пород. Таким является крупнозернистый однородный кварцевый песок с размером зерен от 0,5 до 1,0 мм. Давление гидроразрыва чаще всего равно 1,5-2,5 гидростатического давления
в скважине. Концентрация песка в жидкости, в зависимости от ее удерживающей способности, колеблется от 100 до 600 кг на 1 м 3 жидкости. Иногда перед ГРП целесообразно проводить соляно-кислотную обработку или
дополнительную перфорацию. В промытую и очищенную скважину спускают трубы диаметром не менее 89 мм, по которым жидкость разрыва
направляется к забою.
95
Рис.5.8 Схема гидравлического разрыва пласта
I – нагнетание жидкости для
разрыва; II – нагнетание жидкости с песком;
III – нагнетание жидкости
продавливания.
1 – глины;
2 – нефтяной пласт
Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над разрываемым пластом устанавливается пакер. Он полностью разобщает фильтровую зону скважины от ее вышележащей части, при этом
давление, создаваемое насосами, действует только на зону фильтра и на
нижнюю поверхность пакера. На трубах устанавливают гидравлический
якорь (рис.5.9 )
Рис.5.9.
Расположение пакера и якоря
в скважине:
1 – обсадная колонна; 2 – НКТ;
3 – гидравлический якорь; 4 – пакер;
5 – продуктивный пласт; 6 – хвостовик
Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются агрегаты для нагнетания в скважину жидкостей разрыва. Максимальное
давление насосных агрегатов 70 МПа при подаче 6 л/с.Для смешивания жидкости с песком применяют пескосместительные установки.
Метод гидропескоструйной перфорации (ГПП) основан на использовании
кинетической энергии и абразивных свойств струи жидкости с песком, истекающей с большой скоростью из насадок перфоратора и направленной на стенку
скважины. Струя жидкости с песком образует прорезь в обсадной колонне, в
цементном камне и породе пласта (рис.5.10). Жидкость с песком направляется к
96
насадкам перфоратора по колонне труб с помощью того же наземного оборудования, что и для гидравлического разрыва пласта.
В корпусе гидроперфоратора (рис.5.11) имеются гнезда для держателей
насадок и заглушек.
Насадки перфоратора диаметром 4,5 мм и длиной 20 мм, изготовляемые
из абразивостойких сплавов, установлены под углом 2-30 к горизонтальной
плоскости, что повышает абразивное действие струи. В нефтяных скважинах в
качестве жидкости-песконосителя применяют нефть, а в нагнетательных – воду. В качестве абразивного материала используют кварцевый песок с концентрацией в жидкости 50-100 г/л. Скорость прокачки смеси жидкости с песком
составляет 3,0-4,0 л/с на одну насадку. В этом случае скорость выходящей из
насадки струи равна 200-260 м/с, а перепад давления в насадках 18-22 МПа.
Продолжительность перфорации одного интервала продуктивного пласта составляет 15-20 мин.
Рис.5.10 Схема
гидропескоструйной перфорации
Рис.5.11 Гидроперфоратор
1 – хвостовик;
2 – корпус; 3 – шариковый клапан; 4 – держатели насадок; 5 – стопорное кольцо; 6 –
насадки; 7 – заглушки.
Сущность вибрационного воздействия на призабойную зону скважины
состоит в том, что на забое скважины с помощью вибратора формируются волновые возмущения среды в виде резких колебаний давления различной частоты
и амплитуды. В результате вибровоздействия образуются новые и расширяются
97
старые трещины и происходит очистка призабойной зоны. В качестве рабочих
жидкостей применяют нефть, раствор соляной кислоты, растворы ПАВ и др.
Один из вариантов импульсно-ударного воздействия на пласт – разрыв
его пороховыми газами - основан на образовании трещин в горной породе за
счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании заряда в специальном аппарате. Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных
скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых
известняков, доломитов и неглинистых песчаников.
Производство взрыва в скважине называют торпедированием, а предназначенный для взрыва заряд взрывчатых веществ – торпедой. Различают торпеды фугасные (ненаправленного действия) и кумулятивные (взрыв направлен по
горизонтали или вертикали). Процесс торпедирования состоит в том, что заряженную взрывчатом веществом (ВВ) торпеду спускают в скважину и взрывают
против продуктивного пласта. При взрыве торпеды образуется каверна, в результате чего увеличиваются диаметр скважины и сеть трещин, расходящихся
в радиальном направлении.
Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяют при
эксплуатации скважин, в нефтях которых содержится парафин или смола.
При прогреве парафинисто-смолистые отложения в трубах, на стенках
скважины, в фильтровой зоне и порах пласта расплавляются и вын осятся
потоком нефти на поверхность.
Призабойную зону прогревают электронагревателями и газонагревателями, горячей нефтью, нефтепродуктами, водой и паром, а также путем
термохимического воздействия на пласт.
В скважину спускают электронагреватель на кабель-тросе, которым
прогревают зону обычно в течение нескольких суток.
Электронагреватель может быть установлен стационарно в лифтовую
колонну ниже штангового насоса. Электроэнергия к нагревателю подается по
электрическому кабелю, спускаемому вместе с колонной НКТ и прикрепленному к ней снаружи.
За ка ч ка
в
с к ва ж ин у
го ря чих
ж ид ко с те й (нефть, дизельное топливо и др.) проводится с помощью насосов обычно через межколонное пространство без остановки работы скважинного насоса. Расплавленный парафин увлекается струей откачиваемой нефти.
При паротепловой обработке скважин теплоно сителем служит
перегретый водяной пар, вырабатываемый в специальных паропередвижных
установках (ППУ),) смонтированных на автомашине. ППУ (одну или несколько) соединяют трубопроводами высокого давления с устьем скважины. Пар из
парогенератора установки своим давлением вытесняет нефть из насоснокомпрессорных труб и проникает в призабойную зону пласта.
Для предохранения колонны над верхними отверстиями фильтра от воздействия нагнетаемого в скважину пара устанавливают термостойкий пакер.
Пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье
скважины закрывают для передачи тепла в глубь пласта. После этого эксплуатацию скважины возобновляют.
98
Для повышения газоотдачи применяют кислотные обработки, гидравлический разрыв пласта, торпедирование, а также отбор газа из скважин под вакуумом.
Контрольные вопросы.
1.Что понимают под разработкой месторождений углеводородов.
2.Объект и системы разработки,
3. Оценка систем разработки,
4. Основные методы воздействия на продуктивные пласты,
5. Регулирование процесса разработки,
6. Нефтеотдача и газоотдача пластов,
7. Методы и системы заводнении,
8. Методы увеличения нефтеотдачи (МУН),
9. Увеличение нефтеотдачи высоковязких нефтей,
10. Методы увеличения производительности скважин.
99
6. ТЕХНОЛОГИИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
нефтяных и газовых скважин
Способы эксплуатации.Условия фонтанирования скважин. Механизированные способы эксплуатации (газлифтный, насосный). Извлечение жидкости
штанговыми и бесштанговыми насосами. Раздельная эксплуатация скважин.
Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин. Технологии ремонта
скважин.
Процесс эксплуатации скважин заключается в подъеме нефти и газа с забоя на дневную поверхность. Эксплуатацию нефтяных скважин можно вести с
различной заданной депрессией, следовательно, интенсивность движения жидкости в пласте и дебит скважины можно менять в широких пределах.
При эксплуатации нефтяной залежи одновременно протекает два взаимосвязанные процесса:
- движение жидкости и газа к забою под действием пластовой энергии,
- подъем жидкости от забоя на поверхность.
Способ извлечения нефти из скважин в процессе разработки месторождения не остается постоянным.
При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой
энергии бывает достаточно не только для продвижения нефти к забою скважины, но и для подъема ее на дневную поверхность
Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется
только за счет природной энергии называют ф о н т а н н ы м.
По мере падения пластового давления природной энергии становится недостаточно для подъема жидкости до устья скважины, а только на определенную от забоя высоту. Установившийся при этом уровень в стволе скважины
называют статическим, а давление столба жидкости на забой равно пластовому давлению (2.3).
Способ эксплуатации, при котором недостающую энергию для подъема
жидкости выше статического уровня следует вводить в каком либо виде с поверхности, называют м е х а н и з и р о в а н н ы м.
Механизированный подъем производится с помощью энергии вводимого
в скважину сжатого газа или извлекается различными типами насосов.
Подъем жидкости и газа происходит по спущенной в скважину подъемной
100
(лифтовой) колонне при всех способах эксплуатации. Подъемная колонна составлена из насосно-компрессорных труб (НКТ) и соединена на поверхности с
устьевой арматурой. В зависимости от способа эксплуатации трубы и составленные из них колонны называют фонтанными, компрессорными или насосными.
Скважина может фонтанировать под действием гидростатического
напора жидкости и энергии сжатого газа.
В первом случае скважина фонтанирует, когда пластовое давление
больше гидростатического давления столба жидкости.
Рпл > ρжgH
(6.1)
При установившемся режиме эксплуатации забойное давление определяют по уравнению притока в зависимости от дебита скважины.
Из выражения (4.5)
Рзаб = Рпл – (Q/К)
Необходимое для подъема продукции скважины забойное давление Р заб
компенсирует гидростатическое давление столба жидкости р жgН, потери на
трение Ртр и давление на устье скважины Ру
Рзаб = ρжgН + Ртр + Ру
(6.2)
где: ρж - плотность жидкости,
Н – глубина скважины.
Ру – давление на устье скважины.
Ртр – гидравлические потери на трение в трубах (определяется по
формулам гидравлики Ртр = 8 λ Q2 ρж /π2 d5 где λ – коэффициент гидравлических
сопротивлений, d – внутренний диаметр труб).
При этом гидравлические потери пропорциональны длине подъемных
труб и являются функцией линейной (рис.6.1а)
Таким способом фонтанируют скважины водяные (артезианские) и
нефтяные скважины, у которых давление на устье Ру больше давления насыщения нефти газом Рн (Ру > Рн).
Фонтанирование нефтяных скважин происходит при пластовом давлении меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине, что
обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Во время
подъема продукции скважины со снижением давления до давления насыщения,
в колонне подъемных труб выделяется растворенный в нефти газ и образуется
газожидкостная смесь (ГЖС), плотность которой ρсм меньше плотности жидкости ρ ж ( ρ см < ρ ж)
Условия фонтанирования в этом случае Рпл > 
g Н,
см
Рзаб =  см g Н + Ртр + Ру
(6.3)
– средняя плотность смеси вдоль колонны подъемных труб, ве-
а забойное давление
где
 см
личина которой уменьшается по мере подъема к устью.
Ртр – потери на преодоление гидравлических сопротивлений при движении по трубам газожидкостной смеси.
Проблемы расчета движения ГЖС в трубах окончательно не решены.
Универсальная зависимость для коэффициента гидравлических потерь при
101
движении ГЖС, а также относительной скорости газа в потоке смеси не найдены [ 4 ].
В нефтяной скважине от забоя до точки, где давление равно давлению
насыщения Рн движется однородная жидкость по линейному закону.
На глубине, где давление равно Рнас из нефти начинает выделяться газ и
выше в подъемной колонне движется жидкость и газ (двухфазный поток) с постоянным увеличением газовой фазы по мере приближения к устью, а давление
изменяется по не линейному закону (рис.6.1б). Если забойное давление Рзаб
меньше давления насыщения Рнас, то по всей длине колонны движется ГЖС и
нелинейная зависимость давления будет по всей глубине скважины.
рис 6.1 а .Зависимость давления от
рис. 6.1.б Кривые изменения давления с
глубины скважины Н при дебитах
Q2>Q1
глубиной в фонтанной скважине при дебите
Q2>Q1
Рис.6.1 в Кривые изменения давле-
Рис 6.1 г Кривые изменения давления с
глубиной в насосной скважине
ния с глубиной в газлифтной скважине
Соотношение смеси жидкости и газа при движении по колонне подъемных труб изменяется в зависимости от соотношения объемных расходов обеих
фаз, (жидкой и газообразной), от средней скорости движения смеси и от диаметра труб. В соответствии с этим различают три режима движения газожидкостной смеси (рис. 6.2).
102
Рис. 6.2 Структура газожидкостной
смеси при движении ее в вертикальных
трубах
пузырьковый - (рис.6.2 а) при котором газообразная фаза распределена в
жидкости в виде небольших (по сравнению с диаметром трубы) пузырьков,
свободно перемещающихся в жидкой фазе.
снарядный (пробковый) – (рис.б.2 б) при котором газообразная фаза
представлена в виде крупных пузырьков, поперечные размеры которых соизмеримы с диаметром труб, пузырьки чередуются с жидкостными перемычками и
по форме пузырьки напоминают снаряды.
дисперсионно-кольцевой – (рис.6.2 в) при котором газообразная фаза образует ядро потока, а жидкая фаза движется по поверхности трубы. В ядре потока содержатся капли жидкости.
На практике все три режима могут быть установлены в одной колонне
труб: в нижней части – пузырьковый, выше снарядный и ближе к устью дисперсионно- кольцевой.
По мере снижения величины пластовой энергии дебит фонтанных скважин уменьшается, а когда ее становится недостаточно для подъема жидкости
до устья скважины, процесс фонтанирования прекращается.
Фонтанирование можно продлить искусственно путем нагнетания сжатого газа в поток продукции скважины.
Система, состоящая из эксплуатационной колонны и спущенных в нее
труб, в которой подъем жидкости производится с помощью сжатого газа, называют г а з л и ф т о м
При газлифтной эксплуатации для уменьшения плотности продукции в
нее на глубине L вводится дополнительное количество свободного газа, в результате давление столба жидкости снижается, и величина забойного давления
достаточна для подъема более легкой смеси (создаются искусственно условия
фонтанирования) (рис.6.1в).
При насосном способе эксплуатации на глубину L спущен насос, давление на выкиде которого Рв обеспечивает подъем жидкости с этой глубины на
поверхность.(рис.6.1 г)
Схема устройства скважин для фонтанной и газлифтной эксплуатации
приведены на рисунке 6.3
Подбором диаметра подъемных труб можно регулировать использование
пластовой энергии и скорость подъема жидкости.
На устье фонтанных, газлифтных и газовых скважин устанавливается ф о
н т а н н а я арматура.
103
В фонтанной скважине (рис.6.3.а) нефть в нее притекает из пласта 1 через фильтровую часть 2 и поступает в эксплуатационную колонну 4. Верхний
конец колонны подъемных труб соединен с фонтанной арматурой 5 и 6. В систему арматуры включен штуцер 7, представляющий корпус с цилиндрическим
каналом малого диаметра. Назначение штуцера заключается в ограничении величины притока нефти в скважину путем регулирования устьевого давления Ру.
Основа большинства существующих методик расчета ГЖС при движении
по внутреннему каналу фонтанной колонны – эмпирические зависимости, устанавливаемые для условий конкретного месторождения. Подбор фонтанного
подъемника заключается в определении его длины и диаметра внутреннего канала. Выбирают диаметр труб из расчета величины планируемой добычи и заданной депрессии, глубины спуска подъемника и плотности добываемой жидкости. Диаметр колонны определяют по графикам, составленных на основе
экспериментальных данных или вычисляют по формуле:
d  188
L
P1  P2
3
QL g
  g  L  ( P1  P2 )
(6.4)
где
Q – дебит скважины, т/сут
d – внутренний диаметр фонтанных труб, мм.
L – длина подъемника, м
Р1 и Р2 – давление соответственно у башмака лифта и на устье, Па
ρ – плотность жидкости, кг/м3
104
Рис.6.3 а
Рис.6.3 б
а) Устройство скважины для фонтанной добычи.
1-эксплуатационная колонна, 2 – НКТ, 3 – башмак, 4 – фланец, 5 – фонтанная арматура, 6 – штуцер.
б) Устройство скважины для газлифтной эксплуатации.
1 - обсадные трубы, 2 – подъемные трубы, 3 – газовые трубы.
Схема фонтанирования в скважинах с забойными давлениями большим и
меньшим давления насыщения показана на рис.6.3 а.
Оборудование устья скважины всех типов предназначено для подвески
подъемных колонн, герметизации затрубного пространства, отвода продукции
скважины, проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации. При
фонтанном и газлифтном способах добычи нефти оборудование устья составлено из одинаковых узлов и деталей по подобным схемам.
Рис. 6.3 а. Схема скважин
при фонтанировании
а – при давлении на забое меньше давления
насыщения (рс<рнас); б – при давлении на забое больше давления насыщения (рс>рнас)
На устье скважины монтируется колонная головка (ГК рис. 4.4) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки (рис.4.4). Колонная головка кроме соединения верхних концов
обсадных колон (эксплуатационной, технической, кондуктора) и герметизации
их межтрубных пространств, служит основанием (опорой) для монтажа фонтанной арматуры. .
Трубная головка предусмотрена для подвески одного или двух рядов НКТ
с помощью переводной катушки или муфты и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. Со спущенными подъемными колоннами в скважине действуют самостоятельные каналы подъемные трубы – межтрубное пространство, что позволяет проводить необходимые технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.
Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и подвеской для труб НКТ. Через боковые отводы нагнетают в межтрубное
105
пространство жидкости, отбирают газ, измеряют межтрубные давления. Трубная
головка монтируется непосредственно на колонной головке.
Фонтанная елка предназначена для управления продукцией скважины, регулирования режима эксплуатации, установки приспособлений (лубрикатора)
для спуска глубинного оборудования, установки регистрирующих приборов
(давления, температуры). Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов (струн) с запорными устройствами (задвижка, кран). На стволе установлена
коренная (главная, центральная) и буферная задвижки. Продукция подается на
групповые замерные установки (ГЗУ), возможно направление в факельную линию или индивидуальные сепараторы.
Если скважины оборудованы двухрядным лифтом, (рис 6.4)фонтанные
трубы 2 подвешивают с помощью тройника 3, а трубы 4 меньшего диаметра с
помощью переводной катушки 5. При однорядной конструкции подъемника
тройник 3 не устанавливают и ряд труб 4 подвешивают
к
переводнику 5,
непосредственно соединяемому с крестовиной 1. Продукция скважины, пройдя
центральную задвижку 6, поступает в выкидные линии 8, на которых установлены регулирующие устройства 9,. предназначенные для изменения режима эксплуатации скважины. Давление на устье и в затрубном пространстве измеряют
манометрами 11. Для спуска в скважину глубинных манометров и других приборов вместо буфера ставят лубрикатор 10.
Арматура рассчитана на давление 7; 14; 21; 35; 70; 105 МПа
Рис.6.4 Схема крестовой фонтанной
арматуры
1. крестовина трубной головки,
2. НКТ большого диаметра,
3. тройник,
4. НКТ меньшего диаметра,
5. переводная катушка,
6. центральная задвижка,
7. крестовина елки,
8. выкидные линии,
9.регулирующее устройство,
10. лубрикатор,
11. манометр,
12. задвижка боковых отводов.
Б – трубна головка
А - фонтанная елка
ГК – головка колонная
А
Б
ГК
Схема обвязки арматуры упрощенного типа показана на рис.6.4а.
106
рис.6.4 а Фонтанная арматура упрощенного типа и схема ее обвязки:
1 – лубрикатор; 2 – задвижка для подключения паровой линии; 3 – пробоотборные
краны; 4 – штуцеры; 5 – концевые задвижки.
Действие газового подъемника и фонтанного одинаковые – в фонтанном
газ поступает из пласта, в газовом подается принудительно.
При отсутствии отбора жидкости из пласта, в трубах и обсадной колонне
установится статический уровень Нст. Давление столба жидкости на забое будет
равно пластовому давлению: Рпл=Нст ρg
Для подъема жидкости сжатым газом в скважине обязательны два канала
– один для нагнетания газа, второй для подъема газожидкостной смеси (ГЖС)
на поверхность. Колонну по которой смесь поднимается на поверхность, называют подъемной, а по которой нагнетается газ – газовой. Подъемная колонна
всегда короче газовой.
Механизм газлифтной добычи следующий. При нагнетании газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную колонну. После этого
в подъемную колонну проникает нагнетаемый газ. Газ смешивается с нефтью, в
результате чего плотность смеси в подъемной колонне становится значительно
меньше плотности нефти.
Высота подъема нефтегазовой смеси в подъемных трубах зависит от количества нагнетаемого газа, глубины погружения труб под статический уровень, их диаметра и вязкости нефти. Если трубы погружены под статический
уровень на небольшую величину, то газ поднимает жидкость на некоторую высоту и, прорываясь сквозь нее, выходит на поверхность, а жидкость по стенкам
будет стекать вниз.
Чем меньше диаметр подъемных труб, тем на большую высоту может быть
поднята жидкость при одном и том же расходе рабочего агента.
Влияние вязкости на высоту подъема жидкости выражается в том, что при
тех же условиях высота подъема нефти будет больше высоты подъема воды,
так как вязкость нефти больше вязкости воды. Газу труднее прорываться по
107
столбу более вязкой жидкости, поэтому он и поднимет ее на большую высоту.
Рис.6.5 Газовый подъемник:
а – до начала работы,
б – во время работы
При непрерывной подаче в подъемные трубы газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и поступает в нефтесборные трубопроводы, в скважине устанавливается уровень жидкости, который называют динамическим уровнем (рис.6.4 , б). Динамический уровень Ндин всегда ниже статического.
Давление столба жидкости от забоя до положения динамического уровня равно забойному давлению
рзаб=Ндинρg
Положение статического и динамического уровней определяется следующими соотношениями:
Нст=рпл/ρg; Ндин=рзаб/ρg
Расстояние от устья до динамического уровня, составляющее высоту
подъема h0 газированной жидкости, будет равно
h0=Н-Ндин=Н-рзаб/ρg
где Н – глубина скважины (от устья до продуктивного пласта).
Давление у башмака подъемных труб
р1=(L-h0)ρg=hρg
где L – длина подъемных труб; h – глубина погружения подъемных
труб ниже динамического уровня.
Из последней формулы следует, что
h = р1/ρg
отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника, выраженное в процентах, называют процентом погружения.
hпр=( h/L)100
В промысловой практике обычно задаются рабочим давлением, а затем определяют процент погружения.
hпр=рзаб/(Lρg)
Различают компрессорный и бескомпрессорный способы газлифтной эксплуатации.
В первом случае рабочий агент сжимается на поверхности компрессором,
108
во втором используется газ из газовых пластов при естественном давлении.
В зависимости от числа рядов спущенных в скважину труб, их взаимного
расположения, направления движения газа и ГЖС применяют газовые подъемники различных типов и систем. По числу колонн подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению нагнетаемого газа различают кольцевые и центральные системы.
Однорядный лифт – в эксплутационную колонну спущена одна колонна
НКТ, в двухрядном подъемнике в эксплуатационную колонну спущено концентрично две колонны НКТ по одной из которых нагнетается газ, по другой –
подъем продукции.
Кольцевой лифт – нагнетание газа между колоннами труб, а центральный
– нагнетание в трубы.
Пуск компрессорной скважины в эксплуатацию с двухрядным кольцевым
лифтом (рис.6.5 а) заключается в вытеснении газом жидкости из труб наружного ряда и в подводе газа к нижнему концу подъемных труб для газирования
находящегося в них столба жидкости. При нагнетании газа в газовые трубы
находящаяся там жидкость будет вытесняться в подъемные трубы и в пространство между наружной колонной НКТ и эксплуатационной колонной, в результате чего уровень в них становится выше статического. Давление на забое
становится выше пластового и возможно частичное поглощение жидкости пластом. Давление на выкиде компрессора на любой момент соответствует гидростатическому давлению столба жидкости в подъемных трубах и в пространстве
между колонной газовой и эксплуатационной. Наибольшей величины давление
нагнетаемого газа достигнет при вытеснении жидкости из газовых труб до
башмака труб подъемных. Его называют пусковым давлением. Величина пускового давления будет соответствовать давлению столба жидкости в подъемных
трубах; Рпуск = ρ g L. Достигнув башмака, газ начинает поступать в подъемные
трубы, газировать жидкость и поднимать ее к устью скважины.
Рис. 6.5 а Схема скважины, оборудованной
двухрядным подъемником (а), и кривая изменения давления
нагнетаемого агента от
времени при пуске
скважины (б)
109
При достижении газированной нефти поверхности, давление у башмака
подъемных труб начинает падать, а жидкость из кольцевого пространства поступать к башмаку подъемных труб и выносится на поверхность газом. Давление на забой уменьшится и станет ниже пластового. Жидкость из пласта начнет
поступать в скважину, подниматься к башмаку подъемных труб, газироваться и
выноситься на поверхность. Давление сжатого газа на устье станет меньше
пускового, и его называют рабочим давлением.
Одним из способов снижения пусковых давлений является установка в
подъемных трубах под уровень жидкости на определенном расстоянии пусковых клапанов (рис.6.5 б). При нагнетании газа в газовые трубы уровень жидкости понижается до верхнего клапана и газ через отверстие клапана поступает в
подъемные трубы и газирует в них жидкость. В результате плотность жидкости
уменьшается и начинается перелив и частичный выброс в выкидные линии.
Давление в газовой линии падает, клапан автоматически закрывается и давлением газа жидкость отжимается до следующего клапана и так поочередно до
башмака подъемных труб. В процессе эксплуатации клапаны остаются закрытыми.
Рис.6.5 б
Схема газлифта с глубинными клапанами и
пакером:
Нст – статический уровень
Рис. 6.5 в. Схема внутрискважинного газового лифта.
1. газовый пласт,
2. нефтяной пласт,
3. рабочий клапан.
Внутрискважинный газлифт, когда для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскрытого той же скважиной.
Взаимное расположение нефтяного и газового пласта может быть различным, давление газового пласта Рг может быть выше или ниже, чем в
110
нефтяном. Чаще всего пласты разделены пакером, а газовый поток на входе в
подъемные трубы регулируют штуцером определенного диаметра.
На колонне НКТ устанавливают рабочий клапан на расстоянии h от
нефтяного пласта ( рис.6.5в). При открытой задвижке на выкидной линии давление в подъемных трубах будет ниже, чем в межтрубном пространстве, что
приведет к подъему нефти в НКТ и поступлению через рабочий клапан газа из
межтрубного пространства. Газ в НКТ будет поступать при h > hд когда рабочий клапан находится над уровнем жидкости в скважине.
Насосные установки для эксплуатации скважин используют штанговые и
бесштанговые.
Штанговая насосная установка ШНУ состоит из наземного и подземного
оборудования, установленного у устья скважины.
К наземному оборудованию относят станок-качалку с приводом и устьевое оборудование.
В комплект подземного оборудования входит глубинный штанговый
насос, колонна НКТ и колонна насосных штанг.
Штанговый скважинный насос представляет собой плунжерный насос
специальной конструкции, предназначенный для работы в скважинах на больших глубинах. Основные узлы насоса – цилиндр и плунжер. Привод насоса
осуществляется с поверхности через колонну насосных штанг.
Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: трубные (не вставные) и вставные.
Трубные насосы характерны тем, что основные узлы (цилиндр и плунжер) спускаются в скважину отдельно – цилиндр на колонне НКТ, а плунжер на
колонне насосных штанг. Подъем в том же порядке.
Вставной насос спускают в скважину и поднимают из скважины в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах. Насос закрепляют с помощью специального замкового соединения, заранее установленного в колонне НКТ. Для смены вставного насоса достаточно поднять колонну штанг.
Используют штанговые установки балансирные и безбалансирные.
Схема и принцип работы штанговой насосной установки с трубным насосом и балансирным станком-качалкой показана на рис. 6.6.
Цилиндр насоса 3 укреплен на конце спущенных в скважину НКТ 6, а
плунжер подвешен на колонне штанг 7. Самая верхняя штанга 13, называемая
сальниковый шток, соединена с головкой 15 балансира 16 станка качалки специальной подвеской 14.
В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 5, а в нижней части цилиндра всасывающий клапан 2.
Колонна НКТ, по которой поднимается жидкость от насоса на поверхность, заканчивается на устье тройником 11. В верхней части тройника установлен сальник 12, предназначенный для предотвращения утечки жидкости
вдоль движения сальникового штока.
Через боковой отвод тройника жидкость из скважины направляется в ли111
нию.
При движении штанг с плунжером вверх всасывающий клапан 2 под давлением пластовой жидкости открывается, и жидкость из скважины поступает в
цилиндр насоса 3. Нагнетательный клапан в это время закрыт, т.к на него действует давление столба жидкости, заполнившей НКТ.
При движении штанг с плунжером вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается и жидкость из цилиндра переливается в пространство над плунжером. Т.о, при ходе плунжера вверх одновременно происходит всасывание жидкости в цилиндр насоса и ее подъем в насосных трубах.
При ходе вниз жидкость из цилиндра вытесняется в полость труб.
У станка- качалки с балансирным приводом возвратно-поступательное
движение колонне насосных штанг передается от двигателя 25 через редуктор
22 и кривошипно-шатунный механизм (шатун 19 и кривошип 21 с кривошипным грузом 20).
рис. 6.6 Схема штанговой скважинно-насосной установки:
1 – эксплуатационная колонна; 2 – всасывающий клапан; 3 – цилиндр насоса; 4 – плунжер; 5
– нагнетательный клапан; 6 – насосно-компрессорные трубы; 7 – насосные штанги; 8 – крестовина; 9 – устьевой патрубок; 10 – обратный клапан для перепуска газа; 11 – тройник; 12 –
устьевой сальник; 13 – устьевой шток; 14 – канатная подвеска; 15 – головка балансира; 16 –
балансир; 17 – стойка; 18 – балансирный груз; 19 – шатун; 20 – кривошипный груз; 21 – кривошип; 22 – редуктор; 23 – ведомый шкив (с противоположной стороны тормозной шкив); 24
– клиноременная передача; 25 – электродвигатель на поворотной салазке; 26 – ведущий
шкив; 27 – рама; 28 – блок управления
Балансирный кривошипно-шатунный механизм (рис.6.6.а) состоит из неподвижного звена ОО1, соединяющего ось балансира с осью кривошипа, и трех
подвижных звеньев – кривошипа ОА, шатуна АВ и балансира ВС. При вращении кривошипа точка А описывает окружность радиусом r, а точка В сочленения верхнего конца шатуна с балансиром перемещается по дуге радиусом в,
112
совершая колебательное движение относительно оси О1. Точка подвеса штанг С
перемещается по дуге радиусом а. Скорость и ускорение точки С не постоянна.
Максимальная скорость точки С и В в момент прохождения кривошипа горизонтального положения, а максимальное ускорение, когда вращающийся кривошип занимает вертикальное положение. Во время работы нагрузка на головку
балансира и на все узлы станка-качалки меняется в зависимости от направления
движения плунжера. При ходе плунжера вверх на головку балансира действует
давление столба жидкости на плунжер и сила тяжести насосных штанг. При ходе плунжера вниз – только сила тяжести штанг. Такое резкое колебание нагрузок приводит к ускоренному износу всех узлов станка, ненормальному режиму
работы электродвигателя. Для устранения колебаний нагрузки станок-качалку
уравновешивают противовесами (контргрузами), подвешенными на заднем
конце балансира или установленными на кривошипах. Для равномерной
нагрузки штанги уравновешивают полностью, а столб жидкости наполовину.
При балансирном уравновешивании масса противовеса, устанавливаемого на
заднем конце балансира G (кг) определяют по формуле:
G = а/с ( Рж /2+ Рш)
(6.5)
где а – длина переднего плеча балансира,
с – длина заднего плеча балансира,
Рж – масса жидкости в трубах до динамического уровня, кг
Рш – масса штанг, кг
Рис.6.6 а Кинематическая схема
станка-качалки
В балансирных станках-качалках с увеличением длины хода точки подвеса штанг возрастают габаритные размеры и вес отдельных узлов и всей установки, создаются большие инерционные нагрузки, ухудшается устойчивость и
сокращается срок службы.
Получить прямолинейное движение колонны штанг при значительном
ходе сальникового штока позволяют станки безбалансирные.
Известны бесбалансирные станки-качалки в которых вместо балансира
используют гибкое звено (канат) перекинутое через шкив на стойке и соеди113
ненное с сальниковым штоком, а также станки с цепным приводом и с гидроприводом.
В состав насосной установки с цепным приводом ЦП 60-3-0,5/2,5 входят
следующие основные части (рис.6.7): корпус преобразующего механизма 1,
электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4, 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьевого штока 10, канат 11, клиноременная передача 12. Привод устанавливается на основание 13, на нем же размещается станция управления 14.
Передача крутящего момента от электродвигателя осуществляется
ременной передачей с возможностью изменения частоты качаний путем замены
шкивов. Корпус преобразующего механизма 1 представляет собой сварную металлоконструкцию, в которой перемещается уравновешивающий груз 8, соединенный канатом 11 через ролики с подвеской устьевого штока 10. В корпусе
размещен редуцирующий преобразующий механизм, включающий ведущую и
ведомую звездочку 4 и 5, замкнутое гибкое звено – тяговую втулочнороликовую цепь 6, а также каретку 7, установленную с возможностью возвратно-поступательного перемещения в полости уравновешивающего груза. Привод
работает следующим образом. Движение от электродвигателя 2 через ременную передачу 12, редуктор 3, ведущую звездочку 4, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь 6. Тяговая цепь соединена посредством
консольно прикрепленной к ней скалки с каретой 7 и уравновешивающим грузом 8.
В момент, когда уравновешивающий груз находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока – в верхнем, каретка находится в среднем
положении. При вращении звездочек каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с уравновешивающим грузом, а подвеска устьевого штока
перемещается вниз. При достижении кареткой горизонтальной оси нижней
звездочки движение каретки вправо прекращается, и она движется только
вверх. При достижении кареткой и уравновешивающим грузом горизонтальной
оси верхней звездочки каретка начинает перемещаться влево, продолжая при
этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не
перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока меняется на противоположное. Тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение
точки подвеска штанг.
114
Рис. 6.7.
Общий вид привода ЦА6-3-0,5/2,5
1 – корпус; 2 – электродвигатель;
3 – редуктор; 4, 5 – звездочки; 6 – цепь;
6, 7 – каретка;
8 – уравновешивающий груз;
9 – тормоз; 10 – подвеска; 11 – канат;
12 – клиноременная передача;
13 – основание; 14 – станция управления.
Мощность подключенного электродвигателя 3.0 и 5.0 кВт.
Преимущества по сравнению с балансирным приводом:
- постоянная скорость движения штанг на преобладающей части хода,
- редуктор с меньшим передаточным отношением,
- меньшая зависимость габаритов и массы привода от длины хода,
- обеспечение длины хода в широком диапазоне изменения скорости,
- снижение динамических и гидродинамических нагрузок,
- снижение энергетических затрат,
- повышение коэффициента использования мощности.
У станков с гидравлическим приводом силовым органом и уравновешивающим устройством являются гидравлические цилиндры с поршнями, приводимые в действие силовым насосом, подающим рабочую жидкость попеременно в полости цилиндров.
Штанговые насосы невставные и вставные используют различных типов,
отличающихся конструктивными особенностями, габаритами, устройством
плунжера.
Невставные насосы изготавливают с двумя и тремя нагнетательными
клапанами и состоят из двух основных узлов - цилиндра и плунжера
(рис.6.8а.б). У насоса с одним клапаном и захватным штоком (рис.а) в верхней
части плунжера 3 устанавливается узел нагнетательного клапана 1. В нижней
части цилиндра установлено седло всасывающего клапана 6. К нижней части
плунжера присоединен наконечник, через полость которого проходит захватный шток. Головка штока всегда находится внутри плунжера, а к его нижней
части крепится конус всасывающего клапана 5, который плотно входит в седло
6. У Работающего насоса плунжер перемещается в цилиндре, а узел всасываю115
щего клапана остается неподвижным. При извлечении из цилиндра плунжер зацепляется за головку захватного штока и поднимает узел всасывающего клапана, открывая нижний конец цилиндра насоса, через который выливается в
скважину жидкость, заполнявшая подъемные трубы. У насоса с одним нагнетательным клапаном слишком большой объем не работающего («мертвого») пространства. Уменьшают этот объем установкой дополнительного (второго)
нагнетательного клапана на нижнем конце плунжера. Насос с тремя клапанами
отличается от предыдущего в основном конструкцией захватного приспособления Второй нагнетательный клапан, расположенный в нижней части плунжера,
не позволяет применять захватный шток, поэтому монтируется под плунжером
специальный ловитель (рис.б) для захвата узла всасывающего клапана. Чтобы
поднять всасывающий клапан, плунжер спускают до упора в наконечник 10.
Вставной насос состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и
замковой опоры цилиндра.
Вставной насос (в) в сборе спущен на штангах 1 и установлен в направляющей трубе 7, являющейся продолжением колонны НКТ 2, на посадочный
конус 3 с замковой опорой 4, удерживающий цилиндр насоса от перемещения.
При подъеме насоса плунжер 6 поднимается на штангах до упора, и насос извлекается из посадочного седла.
Для эксплуатации скважин с большим содержанием в продукции песка, с
нефтью высокой вязкости, форсированной откачкой жидкости, глубокой подвеской (3000 – 3500 м) используют усовершенствованные типы насосов.
Рис.6.8. а – невставной насос с штоком типа НГН-1;
б – невставной насос с ловителем типа НГН-2:
1 – нагнетательный клапан; 2 – цилиндры; 3 – плунжеры;
4 – патрубок-удлинители; 5 – всасывающие клапаны;
6 – седла конусов; 7 – захватный шток;
8 – второй нагнетательный клапан; 9 – ловитель;
10 – наконечник для захвата клапана; в – вставной насос
типа НГВ-1: 1 – штанге; 2 – НКТ; 3 – посадочный конус;
4 – замковая опора; 5 – цилиндр; 6 – плунжер;
7 – направляющая трубка
в – вставной насос.
Общее количество жидкости, которое подает насос за единицу времени,
называют его подачей. Подачу обычно подсчитывают за сутки и выражают в
массовых единицах – тоннах (т/сут). За один ход плунжера вниз и вверх насос
подает объем жидкости, равный объему цилиндра, описываемому плунжером.
V = F S; где F - площадь сечения плунжера, S – длина хода плун116
жера,
Обозначив число ходов цилиндра через n, подача насоса в объемных единицах V = F S n
Умножив выражение на число минут в суках (60· 24 = 1440)
V =1440 F S n
Если плотность откачиваемой жидкости ρ, т/м то Qт = 1440 F S n ρ
Подсчитанная подача штангового насоса – теоретическая.
Отношение подачи фактической к теоретической, называют коэффициентом подачи насоса η = Q /Qт ,
тогда :
Q = 1440 F S n ρ η
(6.6)
d 2
или
Q = 1440
Snρη
где: d – диаметр плунжера, м; S – м.
4
На коэффициент подачи насоса влияет наличие в жидкости газа, утечки
через насос и подъемные трубы, число качаний, длина хода плунжера и др.
Теоретически подача насоса возрастает с увеличением числа качаний. В действительности при большой скорости перемещения цилиндра поступающая
жидкость не успевает заполнять освободившийся в цилиндре объем. Поэтому
предельным считается 15 – 18 качаний в минуту. Вследствие периодического
растяжения колонны штанг при ходе вверх и сокращения при ходе вниз длина
хода плунжера в цилиндре насоса меньше замеренного на поверхности расстояния перемещения сальникового штока. Вследствие влияния этих факторов
фактическая подача меньше теоретической подачи насоса. Работа установки
считается удовлетворительной, если η ≥ 0.6.
Насосные штанги (рис.6.9) предназначены для передачи движения от
станка-качалки к плунжеру. Представляют собой стержни круглого сечения
длиной от 1 до 8 метров диаметром 16; 19; 22 и 25 мм. На концах штанг высажены утолщенные головки на которых нарезана резьба и имеется участок квадратного сечения для захвата ключом.. Соединяются с помощью муфт.
Верхняя штанга представляет полированный стержень (сальниковый
шток) диаметром 30 и 35 мм без высаженных головок, на концах нарезана резьба. В процессе работы глубинного насоса штанги выдерживают значительные
знакопеременные нагрузки при ходе верх и вниз, усилия от продольных колебаний, влияния температуры, коррозийной жидкости и т.п. Такие условия
определяют повышенные требования к прочности штанг.
117
Рис.6.9.
Насосная штанга и
муфта к ней
Устье скважины оборудуется специальной арматурой (6.10), предназначенной для подвески насосных труб, направления продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из межтрубного
пространства.
Колонна подъемных труб 3 подвешена на планшайбе 2, отводится продукция из скважины через тройник 5. Сверху установлен сальник, через сальниковую набивку которого перемещается полированный шток штанговой колонны. Чтобы предохранить сальник от быстрого изнашивания, сальниковый
шток имеет чистую, гладкую, полированную поверхность, со штангами соединен муфтой, со станком качалкой – специальными подвесками.
Рис.6.10.
Оборудование устья скважины:
1 – колонный фланец; 2 – планшайба;
3 – трубы; 4 – опорная муфта; 5 – тройник; 6
- корпус сальника; 7 – полированный шток; 8
– головка сальника;
9 – сальниковая набивка
118
Недостатком штанговых насосов являются их громоздкость, опасность
обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и глубоких скважинах,
недостаточно высокая подача, что ограничивает область их применения.
В связи с этим на промыслах нашли широкое применение бесштанговые
насосы. Наиболее распространены установки с погружными центробежными
электронасосами (УПЭЦН), позволяющие при большей подаче развивать высокий напор достаточный для подъема нефти с больших глубин. Отличительная
черта таких установок – перенос двигателя непосредственно к месту работы
насоса и отсутствие штанг.
Оборудование для эксплуатации скважин с помощью УПЦН (рис. 6.11)
включает погружной электродвигатель (ПЭД) 2, центробежный насос 5, станцию управления 11 с автотрансформатором. К нижней части ПЭД присоединен
компенсатор 1. Вал электродвигателя соединен шлицевыми муфтами через протектор 3 с валом насоса. Жидкость всасывается через боковой прием 4 и откачивается насосом по колонне НКТ 6 на поверхность. Для питания двигателя электроэнергией предназначен бронированный трехжильный кабель 7, который крепится во время спуска насоса к трубам поясками 8. При подъеме насоса кабель
наматывается на барабан 10. Устье герметизируется арматурой 9 фонтанного
типа
Погружной центробежный электронасос (ПЭЦН) - многоступенчатый,
секционный. Каждая ступень состоит из направляющего аппарата и рабочего
колеса, насаженного на общий вал. Рабочие колеса закреплены на валу общей
шпонкой, а направляющие аппараты - в корпусе насоса, представляющем трубу
диаметром от 92 до 114 мм. Число ступеней может достигать 400. Давление, развиваемое насосом, определяется числом ступеней и частотой вращения рабочих
колес, диаметром насоса и некоторыми другими факторами.
В настоящее время изготавливают насосы с подачей от 40 (ЭЦН 5-40-50)
до 3000 м3/сут. Шифр этого насоса означает: цифра 5 – группа (диаметр обсадных труб в дюймах, для которых предназначен насос); 40 – номинальная подача
в м3/сут; 950 – напор, развиваемый насосом, м.
Погружной электродвигатель (ПЭД) асинхронный трехфазного тока с короткозамкнутым ротором, специальной конструкции вертикального исполнения.
Протектор – устройство, позволяющее предохранить полость маслозаполненного электродвигателя от проникновения пластовой жидкости.
Компенсатор – устройство для регулирования объема масла в ПЭД, которое расширяется вследствие нагрева двигателя во время эксплуатации.
Станция управления обеспечивает контроль и регулирование работы
установки, автоматическое включение, выключение ее в зависимости от давления в коллекторе.
119
Рис. 6.11
Схема
компоновки
агрегатов
УПЭЦН
1 –компенсатор, 2 – электродвигатель,
3.- протектор, 4 – боковой прием,
5 – насос погружной, 6 – колонна
НКТ,
7 – электрокабель, 8 – пояски крепления,
9 – устьевая арматура, 10 – барабан
для кабеля, 11 – станция управления.
Разработан безтрубный метод эксплуатации скважин, который предусматривает спуск агрегата в скважину на кабель-канате, что значительно упрощает и ускоряет СПО. Подъем жидкости из скважины осуществляется непосредственно по эксплуатационной колонне.
Для разделения в скважине пространства нагнетания от полости всасывания насоса применяют специальные разделительные пакеры. Погружной агрегат применяют с верхним расположением электродвигателя. По этой схеме
спущенный в скважину насосный агрегат опирается на заранее установленный
в эксплуатационной колонне пакер, который отделяет фильтровую зону эксплуатационной колонны от ее верхней части. Насос отбирает жидкость из под
пакера и нагнетает в эксплуатационную колонну. Для спуска агрегата в скважину применяют специальную лебедку, смонтированную на автомобиле. Такая
схема позволяет применять максимальные диаметры двигателя и насоса, следовательно, повысить подачу и напор.
120
6.12 Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами:
1 – крестовина; 2 – разъемный корпус; 3 – резиновый уплотнитель; 4 – кабель; 5 –
эксцентричная планшайба; 6 – выкидная линия; 7 – обратный клапан; 8, 9 – задвижка;
10, 11 – манометр
Погружные ценробежные насосы не рекомендуются в скважинах с большим содержанием в продукции песка, свободного газа, мало эффективны для
извлечения нефти высокой вязкости.
К бесштанговым погружным насосам относятся также насосы винтовые,
гидропоршневые, вибрационные, диафрагменные, струйные. Особенно широко
для добычи вязкой нефти распространены насосы винтовые.
Схема установки винтового насоса в скважине такая же, как и центробежного, за исключением самого насоса.
Устьевая арматура фонтанного типа с герметизированным вводом для
кабеля (рис.6.12 )
Рабочим органом погружного винтового насоса (ПВН) является однозаходной стальной винт, вращающийся в резиновой обойме специального профиля, внутренняя полость которой представляет собой двухзаходную винтовую
поверхность с шагом в два раза большим шага винта.
Винтовой насос – насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения винта. При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема
к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.
Для уравновешивания нагрузки предусмотрены два винта, вращающиеся
в одну и ту же сторону, но имеющие разные (левое и правое) направление спирали, что создает встречное движение потоков от двух приемов насоса к одному выкиду (в колонну НКТ).
Подача насоса за сутки
121
Q = 1440 · 4e · d · Tоб · n · η
(6.7)
Объемный коэффициент полезного действия η принимается в пределах
0.7 – 0.8, частота вращения n – об/мин.
Рис.6.13 б Рабочие органы
одновинтового насоса
(обойма и винт):
d – диаметр поперечного сечения
винта; е – эксцентриситет винта;
Тоб – шаг винтовой спирали обоймы, равный двум шагам 2 t винтовой спирали винта
Получили распространение винтовые насосы с верхним электроприводом, расположенном у устья скважины. Вращательный момент винту насоса
передается посредством колонны штанг, оборудованной специальными центраторами и размещенной внутри колонны НКТ.
На необорудованных скважинах извлекать жидкость возможно методом
свабирования, аналогично технологиям вызова притока из пласта.
У диафрагменного насоса резиновая диафрагма разделяет откачиваемую
жидкость от приводной части насоса.
Струйный насос приводится в действие под напором рабочей жидкости,
нагнетаемой в колонну НКТ спущенных в скважину.
Вибрационный насос предназначен для подъема жидкости из скважины
под воздействием упругих деформаций жидкости и колонны труб, генерируемых вибратором
Большинство нефтяных месторождений многопластовые, на которых
выделенные эксплуатационные объекты разрабатывают самостоятельными системами. Но не всегда в отдельных объектах сосредоточены запасы, которые
выгодно извлекать самостоятельной системой скважин. Уменьшить затраты на
разработку месторождения в некоторых случаях возможно одним из вариантов
раздельной эксплуатации одной скважиной двух и более пластов .
Метод раздельной эксплуатации (ОРЕ) заключается в том, что пласты в
скважине разобщаются с помощью пакеров и для каждого пласта создаются отдельные каналы, обустроенные специальным оборудованием для подъема продукции на поверхность (рис 6.14).
Обычно эксплуатацию двух пластов ведут с установкой одного пакера и
продукция нижнего объекта извлекается по подъемной колонне, а верхнего по
межтрубному пространству (рис. 6.14 а) Возможен спуск двух подъемных колон с дополнительным пакером.
122
Рис.6.14. Принципиальная схема ОРЭ
а) эксплуатация двух пластов с одним пакером;
б) эксплуатация трех пластов с двумя пакерами;
в) эксплуатация трех пластов с тремя пакерами
- продуктивный пласт;
- цементный камень;
- пакер
В случае одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами
используется две или три колонны подъемных труб (рис.6.14 б, в)
Возможно одновременное использование одного объекта для нагнетания,
а другого для добычи, извлекать из одного нефть, а с другого газ. Различными
могут быть и способы эксплуатации разных объектов. По терминологии технологических схем ОРЕ именуют название способа эксплуатации сначала нижнего, затем верхнего объекта Например, насос-фонтан, это значит , что из нижнего объекта продукция извлекается насосом, а с верхнего фонтанным способом.
Продукция отдельных объектов доставляется на поверхность раздельно,
что позволяет их не смешивать, (например высокосернистая нефть и малосернистая) и объекты эксплуатировать разными способами.
Газовые скважины эксплуатируют фонтанным способом. В силу особенностей физических свойств газа к конструкции газовой скважины предъявляются повышенные требования по сравнению с нефтяной. Газовая скважина постоянно находится под избыточным давлением, давление в верхней части колонны и на устье скважины из-за низкой плотности газа мало отличается от
давления на забое. Вязкость газа на 2 – 3 порядка ниже вязкости нефти и воды,
большая проникающая способность, следовательно, много выше вероятность
утечки и миграции газа в вышележащие пласты, грифонообразования и неуправляемого фонтанирования. Вследствие высоких скоростей восходящего
потока повышена возможность эрозионного нарушения колонны. Поэтому в газовых скважинах более высокая герметизация устья и резьбовых соединений
труб, увеличен диаметр колонны и прочность тела трубы, повышены требования к качеству разобщения газового пласта.
Надежную герметизацию межтрубных пространств обеспечивают обвяз123
кой всех обсадных колонн на устье скважины при помощи специальных колонных головок пакерного и клинового типа.
По мере истощения газовых месторождений добыча скважин уменьшается, начинается их обводнение и энергии пласта для выноса воды может быть
недостаточно. Накопленную пластовую воду, поступающую вместе с газом в
скважины, удаляют при помощи плунжерного лифта, глубинных насосов, автоматизированной продувкой, вспениванием пенообразователями или автоматическим поддерживанием режима эксплуатации, при котором вода на забое не
скапливается.
При эксплуатации месторождений газоконденсатных из газового конденсата нефть отбирают, а оставшийся газ нагнетают в залежь для поддержания
пластового давления (сайклинг-процесс).
Газ в пластовых условиях насыщается водяными парами. При отборе газа
происходит снижение температуры и давления, и в определенных условиях
компоненты газа взаимодействуют с конденсированной из пара водой, образуя
гидраты (кристаллические вещества, напоминающие лед или снег ), осложняющие процесс добычи. Удаляют созданием определенного температурного поля, повышением давления, продувкой, вводом ингибиторов.
В не осложненных газовых скважинах газ можно отбирать как по колонне
спущенных в скважину фонтанных труб, так и по межтрубному пространству.
В осложненных скважинах (недостаточная прочность эксплуатационной колонны, интенсивная коррозия металла, влияние вечной мерзлоты) в нижней части фонтанной колонны устанавливают пакер, изолирующий пространство
между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной и заполняют его
газом, антикоррозионной жидкостью (соляровое масло, ингибитор, буровой
раствор). В таких скважинах обычно устанавливают выше пакера приспособления, позволяющие при необходимости сообщать трубное и межтрубное пространство. В скважинах с большими дебитами на фонтанных трубах ниже
устья скважины либо на забое устанавливают клапаны-отсекатели, предназначенные для автоматического закрытия скважины при увеличении расхода газа
сверх расчетного значения.
Плунжерный лифт для извлечения воды из газовой скважины – разновидность лифта газового. В колонну подъемных труб вводится плунжер, который
при движении вверх отделяет жидкость от газа. Плунжер представляет собой
полый цилиндр с клапаном на конце. Плунжер падает вниз с открытым клапаном и поднимающийся на встречу газ и жидкость свободно проходит через него. По достижению низа колонны от удара клапан закрывается и на него снизу
начинает давить газ (пластовый или нагнетаемый в межтрубное пространство
искусственно). Плунжер начинает двигаться вверх, толкая впереди себя имеющуюся над ним воду. С достижением устья, жидкость выливается через выкидную линию в водосборник, а клапан плунжера от удара в установленный на
устье амортизатор открывается, плунжер падает снова вниз и цикл повторяется.
Эти схемы имеют различные усовершенствованные модификации для разных
условий эксплуатации.
124
Рис. 6.15
Принципиальная схема работы
плунжерного подъемника
1. амортизатор верхний,
2. плунжер,
3. выкидная линия,
4. подъемные трубы,
5. амортизатор нижний,
6. седло,
7. обратный клапан.
При чрезмерном отборе газа возможны осложнения: разрушение призабойной зоны или засорение твердыми взвешенными частицами,
преждевременный прорыв пластовых вод, чрезмерное охлаждение газа с обмерзанием
оборудования и образованием гидратов, опасность смятия колонн.
В период разработки залежи возникает необходимость изменения технологического режима или способа эксплуатации скважины; профилактики, замены и ремонта скважинного оборудования, воздействия на призабойную зону
пласта, ликвидации отдельных объектов или скважины в целом, ввод в разработку новых объектов. В период эксплуатации возможны осложнения и аварии
со скважинным оборудованием, нарушение конструкции скважины, обводнение продукции и прочее, в результате работа скважины прекращается или
ухудшаются ее эксплуатационные параметры.
Для восстановления функционального назначения скважины требуется
проведение определенных технологических операций, соответствующих причинам нарушения.
Все работы, связанные с выполнением операций по воздействию на
скважинное оборудование, скважину как техническое сооружение и на пласты к
ней прилегающие, называют подземным ремонтом скважин.
Подземный ремонт является одним из производственных процессов разработки месторождений и в зависимости от сложности и трудоемкости условно
подразделяют на т е к у щ и й и к а п и т а л ь н ы й.
Четкого разграничения между видами ремонта нет.
Текущий ремонт - комплекс работ по исправлению или изменению режима работы внутрискважинного и устьевого оборудования, поддержанию
скважины в работоспособном состоянии.
Основной объем операций текущего ремонта осуществляется по заранее
125
составленному графику с учетом способа эксплуатации, технических характеристик используемого оборудования, состояния скважины, свойств эксплуатируемого объекта. Основные виды работ – ревизия и частичная или полная замена
скважинного оборудования, оптимизация режимов эксплуатации, очистка и
промывка забоя скважины, выполнение запланированных геологических и технологических мероприятий. Капитальный ремонт скважинного и устьевого оборудования выполняется специализированными производственными структурами
в стационарных условиях.
Капитальный ремонт – комплекс работ по восстановлению работоспособного состояния скважин, воздействию на продуктивные пласты, а также выполнение сложных работ, которые не могут быть выполнены посредством текущего
ремонта.
Виды работ, выполняемые капитальным ремонтом можно сгруппировать
по следующим направлениям: охрана недр и окружающей среды, изоляционные
работы по перекрытию и ограничению путей поступления воды в продукцию
скважины, воздействие на продуктивные пласты, восстановление и ликвидация
аварий в стволе скважины. Основанием для рассмотрения вопроса необходимости капитального ремонта каждой конкретной скважины является аварийное
состояние, наличие аномалий в величинах добычи продукции и содержания в
ней воды, загрязнение окружающей природной среды, выполнение скважиной
своего назначения. В первом случае должно быть принято решение «ремонт»
или «ликвидация», во втором – ремонт или эксплуатация при аномальных показателях, в третьем – обязательная ликвидация источников загрязнения, в четвертом – ликвидация.
Виды и частота ремонтов, затраты времени и средств на их выполнение –
один из показателей, характеризующих состояние организации и технологии
добычи нефти на данном объекте и эффективность использования имеющегося
фонда скважин.
Характерной особенностью подземного ремонта скважин является то, что
при различных его назначениях, продолжительности и сложности в большинстве
случаев выполняются одни и те же операции с использованием одних и тех же
специальных машин и инструментов.
Технологический процесс подземного ремонта скважин можно расчленить на три основных этапа:
- подготовительные работы,
- спускоподъемные операции и собственно ремонт,
- освоение скважины после ремонта.
Первый технологический этап ремонта – подготовительные работы –
состоит из двух частей:
а) собственно подготовки скважины к ремонту,
б) подготовки оборудования и инструмента для проведения ремонта.
К первой группе относятся работы, связанные с предупреждением проявлений воды, нефти и газа в процессе ремонта.
Скважину считают подготовленной к ремонту, если созданы условия для
проведения в ней всех необходимых операций при соблюдении охраны труда,
126
исключения загрязнения окружающей среды и потерь продукции.
Одной из технологий подготовки является г л у ш е н и е скважины, заключающееся в замене скважинной жидкости на жидкость глушения, плотность которой обеспечивает создание необходимого противодавления на эксплуатируемый объект. Глушение скважины процесс нежелательный, так как
жидкость глушения в сочетании с репрессией на пласт может оказывать отрицательное влияние на его коллекторские свойства.
Более рациональный способ подготовки скважин к ремонту по сравнению
с глушением - установка в скважине выше эксплуатационного объекта клапанов-отсекателей или оснащение устья скважины специальным оборудованием
для производства спускоподъемных операций под давлением.
Вторая часть подготовительных работ заключается в доставке и развертывании на устье скважины необходимого оборудования, обеспечении инструментом, материалами и приспособлениями, демонтажем оборудования после
проведенных работ и пр.
Технологии ремонта определяются его целью и горно-геологическими
условиями ремонтируемого объекта.
В подземном ремонте большое число однотипных операций в скважинах
разных конструкций на различных глубинах и для их выполнения используются машины, агрегаты и инструменты одинакового назначения, имеющих специфическую конструкцию, но с различными техническими параметрами.
Рис.6.16 Самоходная подъемная установка.
1 – автомобиль; 2 – кабина
машиниста; 3 – лебедка; 4 – телескопическая вышка; 5 – кронлок; 6
– блок талевый; 7 – вспомогательное подъемное устройство
Большинство технологий ремонта осуществляется с применением спускоподъемных операций, поэтому спуск и подъем колонны труб рассматривает127
ся как самостоятельная группа операций. Их выполняют комплексом грузоподъемного оборудования, включающего вышку (мачту) с оснасткой, инструмент и средства механизации для захвата, поддержания труб, а также операций
с резьбовыми соединениями (свинчивания и отвинчивания).
Грузоподъемное оборудование смонтировано на транспортной базе.
Мобильный агрегат для производства спуско-подъемных операций в
подземном ремонте скважин в рабочем и транспортном положении показан на
рис.16 и 17
Рис.17
Подъемная
установка
АзИНмаш-37А:
1 – талевая система; 2 –
вышка; 3 – силовая передача; 4 – передняя опора;
5 – кабина оператора; 6 –
лебедка; 7 – гидроцилиндр
подъема вышки; 8 – задняя опора
Для технологических операций предназначено специальное наземное и
подземное оборудование. Основное наземное оборудование – насосные агрегаты для нагнетания жидкостей в скважину, установки для производства пара,
оборудование для герметизации устья скважины, агрегаты для исследования
скважин. Подземное – пакеры, якори, захватные устройства для извлечения
труб, канатов, инструменты для очистки забоя и стенок скважины, инструменты для разрушения металла в скважине, создания дополнительных усилий на
колонны труб и др. Для выполнения подготовительных работ используются
специальные технические и транспортные средства.
Освоение заключается в создании в заглушенной скважине условий для
притока жидкости и газа из пласта к забою после ремонта
Спускоподъемные операции с трубами занимают много времени и являются работами сложными и трудоемкими.
Повышение эффективности подземного ремонта в направлении развития
и совершенствования технологий без использования колонны труб – канатные,
колтюбинговые и т.п.
Канатные технологии основаны на использовании каната (кабеля, проволоки, троса) для спуска на забой или в заданный интервал скважины приборов,
приспособлений, устройств, контейнеров с соответствующими материалами.
Технологии с использованием гибких труб (колтюбинговые) заключаются
в разматывании и наматывании на барабан, размещенный на площадке транспортного средства, непрерывной (сплошной) гибкой колонны.
На устье скважины размещается специальный механизм, принудительно
заталкивающий гибкую колонну при одновременном ее распрямлении. На оси
барабана установлен вертлюг, соединенный с внешним неподвижным концом
гибкой колонны, что позволяет подавать в трубы жидкость в процессе враще128
ния барабана. На спускаемом конце гибкой колонны может быть укреплен необходимый инструмент или приспособление для проведения технологической
операции. Длинномерная гибкая труба отличается от насосно-компрессорных
труб материалом и отсутствием соединительных муфт. Трубы изготовлены из
низкоуглеродистой стали, обладают антикоррозионными свойствами и способностью к сварке в полевых условиях. Освоено производство труб десяти размеров диаметра от 19 до 114.3 мм. (19; 25.4; 31.8; 38.1; 44.5; 50.8; 60.3; 73;
88.9; 114.3).
Рис. 6.18 Агрегат для спуска и подъема
непрерывной колонны труб:
1 – автомобиль; 2 – барабан с намотанной
трубой; 3 – направляющее устройство;
4 – механизм подачи; 5 – скважины.
Технологии ремонта предусматривают спуск гибкой колонны в обсадные
трубы, в трубы НКТ, в межтрубное пространство в скважине между обсадной и
подъемной колонной труб.
От традиционных методов ремонта скважин колтюбинговые технологии
отличает упрощение процесса работы при избыточном давлении в стволе скважины, оперативное свертывание и развертывание установок, возможность работы в межколонном пространстве, исключение спуско – подъемных операций
при некоторых видах ремонта.
Номенклатура работ и виды технологических операций проводимых посредством колтюбинговых установок постоянно расширяется, а технологии совершенствуются.
129
Контрольные вопросы.
1.В чем заключается процесс эксплуатации скважин.
2.Основные способы эксплуатации.
3.Принципиальная технологическая схема эксплуатационной скважины.
4.Условия фонтанирования скважины водой и нефтью.
5.Движение газо-жидкостной смеси в вертикальных трубах.
6.Газлифтный способ эксплуатации.
7.Оборудование устья фонтанных и газлифтных скважин.
8.Пуск газлифтной скважины.
9.Конструкции газлифтных подъемников.
10.Насосный способ добычи нефти.
11.Принципиальная схема работы штанговой насосной установки.
12.Станки-качалки.
13.Насосные штанги.
14.Штанговые насосы.
15.Оборудование устья, эксплуатируемых штанговыми насосами.
16. Принципиальная схема работы УЭЦН.
17.Принцип работы винтовых насосов.
18.Другие типы погружных насосных установок.
19.Раздельная эксплуатация скважин.
20.Эксплуатация газовых скважин.
21.ремонт скважин.
22. Основные виды операций при подземном ремонте скважин.
23.Техническое оснащение ремонта скважин.
130
7. ТЕХНОЛОГИИ СБОРА И ПОДГОТОВКИ ПРОДУКЦИИ
на промыслах
Обустройство месторождения. Сбор и подготовка продукции нефтяных
скважин на промыслах. Элементы систем сбора, назначение и основные требования. Сбор и подготовка газа газовых месторождений.
Продукция нефтяных добывающих скважин представляет собой смесь
нефти, газа и пластовой минерализованной воды. Вода присутствует в свободном состоянии, а также образует водонефтяные эмульсии, в которых мелко раздробленные капельки воды в нефтяной среде не отстаиваются и не сливаются
друг с другом.
В продукции газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом извлекается жидкая фаза в виде капель воды и углеводородов. Кроме газа и жидкости в продукции содержатся механические примеси природного и техногенного характера.
Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства, представляющий совокупность проектов
отдельных технологически взаимосвязанных систем, включающих размещение скважин на поверхности; сбор и подготовку нефти и нефтяного
газа; поддержание пластового давления; системы обеспечения электроэнергией, водой, связью, автомобильными дорогами, контроля и автом атизации процессов, промысловой канализации и др
Особенности в обустройстве нефтяных месторождений определяются
также наличием или отсутствием на месторождении наземных объектов
другого назначения (жилые постройки, промышленные объекты и др.),
состоянием изученности залежей нефти, необходимостью уточнения или пересмотра технологических схем разработки, ценностью земель для сельского и лесного хозяйства, климатом, орфографией района и другими условиями.
Система сбора нефти, нефтяного газа и воды организуется в зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь, расположения
пункта подготовка добываемой продукции с учетом того, что за время
эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность.
Промысловая система сбора и подготовки продукции скважин представляет комплекс инженерных коммуникаций и сооружений, расположенных на
территории разрабатываемых объектов, обеспечивающих замер, транспортирование к технологическим аппаратам, подготовку нефти, газа и воды до требуемых параметров, утилизацию всех попутно добываемых и извлекаемых в
процессе производства продуктов и вредных веществ. Конструктивно – это
разветвленная сеть трубопроводов, соединяющих скважины, технологические
установки, аппараты, сооружения. На территории промысла прокладывают
трубопроводы подземные, наземные, подводные, подвесные. По назначению
131
выделяют нефтепроводы, водопроводы, газопроводы, нефтегазопроводы. Для
сооружения трубопроводов используют трубы из малоуглеродистых и низколигированных сталей диаметром от 50 до 530 мм. с толщиной стенки 4 – 8
мм. Длина труб от 4 до 12м.
Промысловая подготовка продукции скважин заключается в разделении
жидких и газообразных углеводородов, освобождении их от посторонних примесей любого происхождения.
Единой универсальной системы сбора продукции добывающих скважин
не существует. Все имеющиеся схемы видоизменяются в зависимости от состава и свойств продукции, ее обводненности, объемов добычи, технологий разработки и способов извлечения продукции, размеров площади разработки, географического расположения, рельефа местности.
Современные системы сбора продукции и схемы размещения объектов
подготовки должны обеспечить: надежную герметизацию всей системы при
любых изменениях параметров и норм разработки; измерение дебитов отдельных скважин и групп, а также их подключение и отключение, укрупнение и
централизацию технологических объектов; раздельный сбор продукции, смешение которых нежелательно; возможность совмещения технологических процессов в трубопроводах и технологическом оборудовании; требуемое качество
товарной продукции; охрану окружающей среды и предотвращение вредного
влияния на недра; использование избыточной энергии потока поступающего из
добывающих скважин и особенностей рельефа местности; автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов. Схема должна предусматривать возможность ввода необходимых ингибиторов, подогрева продукции в любых точках технологической линии.
Исходя и предъявляемых требований, примерная принципиальная технологическая схема показана на рис.7.1:
Продукция добывающей скважины 1 по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку
(АГЗУ) 2. В продукцию, как правило, добавляют реагент 3, а если нефть
высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре
(сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогрев ают
в печи 4. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени дегазации 5 и на установку подготовки нефти (УПН)
в сепарационную установку второй ступени 6. После этого водонефтяная
смесь поступает в деэмульсационную установку 7, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку 8. В
технологическом блоке 9 определяют количество и качество товарной
нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам
готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку.
Выделившийся из нефти газ в установках 5, 6 и 8 после соответствующей обработки подается на компрессорную станцию 10 и далее на газоперерабатывающий завод. Дренажная вода после деэмульсационной
установки 7 поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных
132
вод 11, где подготавливается для использования ее в системе поддержания
пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции
(КНС) 14, оттуда в нагнетательные скважины месторождения 15. На
КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств 12 через
очистные сооружения 13.
Рис. 7.1 Принципиальная
технологическая схема
добычи и подготовки добываемой продукции
нефтегазодобывающим
предприятием (НГДУ)
В случае недостатка избыточной энергии потока добывающих скважин
для транспортировки продукции к пунктам сбора и подготовки, в схему включают промежуточные дожимные насосные станции (ДНС) на которые поступает продукция из нескольких групповых замерных установок (ГЗУ). Если месторождение значительно по размерам, а ГЗУ разбросаны и удалены от сборного
пункта, сооружают несколько ДНС. На дожимных станциях возможен предварительный сброс воды и частичное отделение газа.
Принципиальная схема сбора и подготовки нефти на месторождениях
ОАО Татнефть показана на (рис.7.2)
Продукция скважины через групповые замерные установки поступает на
дожимные насосные станции (ДНС) или на групповые замерно-насосные установки (ГЗНУ). Давление в трубопроводах для транспорта газонефтяной смеси
обеспечивается глубинными скважинными насосами. На ДНС и ГЗНУ осуществляется первая ступень сепарации продукции скважины. Нефть перекачивается насосами на промысловые товарные парки, откуда направляется на прием сепарации второй ступени. Выделившийся газ в сепараторах 1-й ступени
транспортируется на ГПЗ бескомпрессорным способом, а из 2-й ступени через
компрессорные станции. При необходимости предусматриваются промежуточные компрессорные станции, оборудованные винтовыми насосами. Нефть из
сепараторов второй ступени поступает в технологические резервуары предварительного сброса пластовой воды установок подготовки нефти. После охлаждения в теплообменниках нефть направляется в товарные резервуары, из которых через узлы учета откачивается на головные сооружения нефтепроводных управлений. Выделившийся на ступенях горячей сепарации и стабилизации, газ поступает в промысловую систему подготовки и транспорта газа.
Общие ресурсы нефтяного газа складываются из газа первой и второй
ступени сепарации, несконденсировавшихся газов стабилизации, резервуарных
133
газов, газов горячей ступени сепарации и газа, увлекаемого дренажными водами при подготовке нефти.
Рис. 7.2 Принципиальная схема сбора и подготовки нефти.
1 – скважины; 2, 3 – I и II ступени сепарации; 4 – технологический резервуар; 5 – установка комплексной подготовки нефти; 6 – термохимическая установка подготовки
нефти; 7 – горячая ступень сепарации; 8 – резервуар товарной нефти; 9 – установка отбора конденсата; 10 – установка подготовки воды
Как правило, давление на устье нефтяных добывающих скважин меньше
насыщения нефти газом. Поэтому по трубам от скважин движется газожидкостная смесь (ГЖС). Трубопроводы от устья скважин до ГЗУ называют выкидные линии (усы), от ГЗУ до сборных пунктов – коллекторы.
В реальных трубопроводах, которые прокладывают по пересеченной местности, характер течения газожидкостной смеси сложный - перед подъемными
участками скапливается жидкая фаза, а перед спусковыми — газовая (рис.7.3).
Насыщенность фаз жидкостью и газом, их структура и распределение в
потоке зависит от скорости смеси, газосодержания, свойств жидкости и газа,
диаметра и угла наклона трубопровода.
Рис.7.3 Схема динамического распределения
насыщенностей фаз в нефтегазопроводе при движении в нем трехфазной смеси (нефть, газ, вода):
1 – нефтеводогазовая смесь; 2 – газовое скопление;
3 – скопление воды.
Основные элементы системы сбора и подготовки нефти на промыслах:
- эксплуатационные скважины (добывающие, нагнетательные и др.),
- групповые замерные установки (ГЗУ),
- дозаторные установки,
- путевые нагреватели (печи электрические, газовые),
- сепараторы газа,
- дожимные насосные станции (ДНС),
- установки подготовки нефти,
134
- очистные сооружения для очистки промысловых вод,
- резервуарные парки,
-компрессорные станции,
- системы улавливания паров нефти (УЛФ),
- блоки очистки газа от сероводорода,
- головные сооружения,
- система ППД (поддержание пластового давления).
В современных герметизированных системах совместно собранную продукцию транспортируют до групповых установок и дожимных станций, где они
частично разделяются на отдельные потоки. Цель совместного сбора нефти, газа и воды – максимальное использование энергии потока для доставки продукции скважин до пунктов сбора.
На эксплуатационных скважинах кроме скважинного и устьевого оборудования могут устанавливаться компрессоры для отбора газа из межколонного
пространства, дозаторы ингибиторов и деэмульгаторов.
Групповые замерные установки обеспечивают автоматическое переключение скважины на замер, измерение и регистрацию дебитов скважин; контроль режимов эксплуатации скважин по поступлению продукции, автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.
Дозаторные установки служат для ввода в продукцию скважины деэмульгаторов для разрушения эмульсии в процессе транспортирования по
трубопроводам, ингибиторов коррозии и других химических реагентов Устанавливаются на групповых замерных установках, дожимных насосных станциях, отдельных скважинах или кустовой площадке.
Путевые нагреватели осуществляют нагрев продукции скважин для снижения вязкости и повышения текучести, улучшения процесса сепарации газа.
Дожимные насосные станции в зависимости от режима работы должны
обеспечить:
- совместный транспорт нефти, газа и воды на другие промысловые объекты;
- раздельный транспорт части сепарированного газа на газоперерабатывающий завод (ГПЗ) и частично газированной нефти вместе с водой на объекты
подготовки,
- сброс, очистку и перекачку пластовой воды на кустовые станции.
Сепараторы газа в системе подготовки устанавливают без предварительного сброса и с предварительным сбросом воды или с применением блоков
очистки воды.
Сепаратор - аппарат для отделения нефти от газа. Процесс разделения
называют сепарацией. Процесс сепарации осуществляется в несколько ступеней. Обычно ограничиваются двумя-тремя ступенями сепарации.
Газожидкостная смесь на газовый и жидкостный поток разделяются в узлах предварительного отбора газа (рис 7.4). и сепараторах.
135
Рис.7.4. Схема узла предварительного отбора газа (депульсатор):
1 – газоводонефтяная смесь от подводящего коллектора; 2 – газосборный коллектор; 3 –
газоотводящие патрубки; 4 – разделительный трубопровод; 5 – газопровод; 6 – отвод газа
в газосепараторе; 7 – нефтегазовый сепаратор; 8 – патрубок сброса воды.
Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.
Работа сепараторов любого типа характеризуется степенью разгазирования нефти или ее усадкой, степенью очистки газа от капелек нефти, степенью
очистки нефти от пузырьков газа.
Рис. 7.5а. Вертикальный сепаратор:
А – основная сепарационная секция; Б – осадительная
секция; В – секция сбора нефти; Г – секция каплеудаления;
1 – патрубок ввода газожидкостной смеси; 2 – раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 – регулятор давления «до себя» на линии отвода газа; 4 – жалюзийный
каплеуловитель; 5 – предохранительный клапан; 6 –
наклонные полки; 7 – поплавок; 8 – регулятор уровня на
линии отвода нефти; 9 – линия сброса шлама; 10 – перегородки; 11 – уровнемерное стекло; 12 – дренажная труба
Самым эффективным и технически совершенным сепаратором является
такой, из которого не выносится капельная жидкость и пузырьки газа.
Газосепарационный узел, составленный из депульсатора и сепаратора
(рис. 7.6), позволяет разделить газожидкостный поток на два: газовый с
включениями капельной жидкости и жидкостный с включениями пузырьков газа.
136
Рис. 7.5б. Горизонтальный сепаратор:
1 – технологическая емкость; 2 –
наклонные желоба; 3 – пеногаситель; 4 –
выход газа; 5 – влагоотделитель; 6 – выход нефти; 7 – устройство для предотвращения образования воронки; 8 – люклаз; 9 – распределительное устройство;
10 – ввод продукции
Рис.7.6.
Принципиальная технологическая схема
газосепарационного узла:
1 – депульсатор; 2 – каплеотбойник; 3 –
отстойник-сепаратор
Установки подготовки нефти обеспечивает ее обезвоживание, обессоливание и стабилизацию, а также снижение содержания в ней механических
примесей до допустимого уровня.
Требования к качеству товарной нефти приведены в таблице 7.1
Таблица 7.1
Показатель
I
Содержание (не более):
воды, %
хлористых солей, кг/м3
механических примесей, %
Давление насыщенного пара при температуре в пункте сдачи, кПа
0,5
0,1
0,05
66,66
Группа нефти
II
III
1,0
0,3
0,05
66,66
1,0
1,8
0,05
66,66
О б е з в о ж и в а н и е продукции скважин содержащую водонефтяные
эмульсии включает следующие стадии:
- разрушение бронирующих оболочек на каплях воды с применением поверхностно-активных веществ (ПАВ) и тепловой обработки,
- укрупнение капель за счет их слияния,
- разделение (отстаивание) фаз.
Процесс обезвоживания нефти завершается, как правило, в гравитационных отстойниках ( рис.7.7)
137
Рис.7.7. Технологическая схема обезвоживания нефти:
1 – газосепарационный узел; 2 – отстойник предварительного сброса воды; 3 – печь подогрева; 4 – узел обезвоживания нефти; 5 – каплеобразователь; 6 – гравитационный сепаратор-отстойник водонефтяной эмульсии.
Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель
дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения. Для разрушения эмульсии применяют следующие методы. гравитационное холодное разделение, внутритрубная деэмульсация, термическое воздействие, термохимическое воздействие, электрическое воздействие, фильтрация, разделение в поле
центробежных сил. Гравитационное холодное разделение применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости с каплями больших размеров.
Отстаивание производится в отстойниках периодического и непрерывного действия. Отстойники периодического действия – обычно сырьевые резервуары.
После их заполнения сырой нефтью вода осаждается в их нижней части. В отстойниках непрерывного действия отделение воды осуществляется при непрерывном прохождении эмульсии через отстойник.
Сущность внутритрубной деэмульсации заключается в добавлении в
движущуюся в трубах эмульсию специальных веществ – деэмульгаторов (15-20
гр. на 1 тонну эмульсии). Деэмульгатор разрушает бронированную оболочку на
поверхности капель воды и обеспечивает тем самым условия для их слияния.
Укрупнившиеся капли сравнительно легко отстаиваются в отстойниках за счет
разницы плотности фаз.
Термическое воздействие заключается в том, что нефть, подвергаемую
обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При нагревании уменьшается
прочность бронированных оболочек на поверхности капель, что облегчает их
слияние, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли воды, а это
увеличивает способность разделения эмульсии. Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках, трубчатых печах до температуры 45 – 850С.
Термический метод заключается в сочетании термического воздействия
и внутритрубной деэмульсации.
Электрическое воздействие на эмульсию производится в аппаратах, которые называют электродегидратами. Под действием электрического поля на
противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и сливаются, а
затем оседают на дно емкости.
Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материалов для фильтра используют вещества, не смачиваемые водой, но
смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, а вода нет.
Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, кото138
рые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В
ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием сил инерции
разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные плотности.
О б е с с о л и в а н и е нефти (удаление избыточного количества хлористых солей из товарной продукции) осуществляется смешением обезвоженной
нефти с пресной водой, после чего полученную искусственно эмульсию вновь
обезвоживают.
Технологическая схема ступени обессоливания показана на рис.7.8.
Нефть после ступени обезвоживания I нагревается в теплообменнике и
смешивается с промывочной пресной водой IV в количестве 5—10 % от массы обрабатываемой продукции. Перед этим в ее поток вводят поверхностноактивное вещество - деэмульгатор II и (если в нефти содержатся неорганические кислоты) щелочь или соду III. Пресная вода диспергируется в нагретой нефти до поступления в электродегидратор 2, в котором под действием
электрического поля происходит слияние капель соленой и пресной воды. В результате укрупнения капли быстро оседают и переходят в водную фазу, которая
направляется затем в нефтеотделитель 3 для дополнительного отстоя. Уловленная в нефтеотделителе нефть с оборотной водой VII возвращается на прием
электродегидратора, а дренажная вода VI сбрасывается в систему подготовки
для поддержания пластового давления (ППД). Обессоленная нефть из электродегидратора V направляется на следующую ступень - стабилизацию.
Рис. 7.8. Принципиальная технологическая схема ступени обессоливание нефти.
С т а б и л и з а ц и я (глубокое разгазирование) - завершающий этап подготовки нефти.
Под процессом стабилизации понимают отделение от нефти легких фракций (пропан-бутановые и частично бутановые) с целью уменьшения потерь в
результате испарения. Стабилизация нефти осуществляется методом горячей
сепарации или методом ректификации.
При горячей сепарации нефть нагревают до температуры 40 – 80 0С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и подаются в холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а легкие собираются и откачиваются в газопровод. При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной стабилизационной колонне под давлением и повышенной температуре (до 240 0С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции конденсируют и направляют для дальнейшей переработки.
На нефтеперерабатывающих заводах, расположенных иногда за тысячи
километров от нефтяных месторождений, поступающая с промыслов товарная
139
нефть подвергается дополнительному обессоливанию и обезвоживанию (до 3-4
г/м3 хлористых солей и до 0,1 % воды).
Очистные сооружения промысловых вод предназначены для очистки
ливневых вод, технологических потоков воды, пластовой воды из технологических аппаратов всех типов (отстойники, электродегидраторы, резервуары, сепараторы, узлы предварительного сброса).
Вместе с нефтью на поверхность извлекается огромное количество минерализованных пластовых вод, которые отделяются в процессе деэмульсации
нефти и образуют основную долю нефтепромысловых сточных вод. Эти воды,
как правило, после соответствующей подготовки используются для поддержания пластового заводнения. Качество подготовки воды определяется фильтрационными свойствами продуктивных пластов.
Во время подготовки нефтепромысловых сточных вод применяют отстойный принцип с помощью отстойников, эксплуатирующихся под давлением. Для повышения качества очистки сточных вод используют (коалесцирующие фильтры, мультигидроциклоны), флотацию с помощью нефтяного газа.
Необходимо учитывать также коррозионную активность, химическую и
микробиологическую совместимость нагнетаемой и пластовой воды.
Резервуарные парки предназначены для сбора, хранения и учета нефти и
нефтепродуктов на нефтяных промыслах, станциях магистральных нефтепроводов, заводов по переработке нефти, нефтебазах. Резервуарным парком называют группу однотипных резервуаров, объединенных трубопроводными коммуникациями. Р е з е р в у а р ы - сосуды разнообразной формы и размеров,
построенных из различных материалов.
По назначению их подразделяются на резервуары для хранения нефти,
светлых и темных нефтепродуктов. По материалу на металлические и неметаллические (железобетонные).
По форме различают резервуары цилиндрические вертикальные и горизонтальные, каплевидные и других форм.
По схеме установки – наземные (днище на уровне или выше прилегающей площадки) и подземные (наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже отметки прилегающей площадки не менее чем на 0.2 м).
Объемы резервуаров от 100 до 120 000 м3.
Каждая группа наземных резервуаров ограждается земляным валом или
стенкой, высота которых на 0.2 м. выше расчетного уровня разлившейся жидкости , но не менее 1 м. при ширине земляного вала по верху 0.5 м.
Вертикальные цилиндрические резервуары подразделяются на резервуары
низкого давления с понтонными и плавающими крышами.
140
Рис. 7.9а. Вертикальный цилиндрический
резервуар:
1 – световой люк; 2 – гидравлический предохранительный клапан; 3 – огневой предохранитель; 4 – дыхательный клапан; 5 – замерный люк; 6 – указатель
уровня; 7 – люк-лаз; 8 – сифонный кран; 9 – хлопушка; 10 – приемо-раздаточные патрубки; 11 – перепускное устройство; 12 – управление хлопушкой; 13
– лебедка; 14 – подъемная труба; 15 – шарнир подъемной трубы; 16 – блок
Рис. 7.8б Резервуар с плавающим металлическим понтоном:
1 – уплотняющий затвор; 2 – периферийный
короб понтона; 3 – мембрана из листового
металла; 4 – стяжка; 5 – центральный короб
понтона; 6 – направляющая труба; 7 –
уплотнение направляющей трубы; 8 – люклаз; 9 – опоры для понтона; 10 – приемораздаточный патрубок с хлопушкой.
Рис. 7.8в. Общий вид сборного цилиндрического железобетонного резервуара:
1 – боковые панели; 2 – центральная опорная колонна; 3 – периферийная опорная колонна; 4 – металлическая облицовка; 5 –
монолитное железобетонное днище; 6 –
крыша
Понтон, плавающий на поверхности жидкости, уменьшает площадь испарения, а следовательно и потери. Понтон представляет собой диск с поплавками, обеспечивающими его плавучесть. Между понтоном и стенкой резервуара
оставляется зазор шириной 100 – 300 мм. перекрываемый уплотняющими герметизирующими затворами разных конструкций. Различают плавающие понтоны металлические и из синтетических пенопластовых или пленочных материалов.
У резервуара с плавающей крышей роль крыши выполняет диск из
141
стальных листов, плавающий на поверхности жидкости
Оболочке резервуара каплевидного придают очертание капли жидкости и
применяют для хранения легко испаряющихся нефтепродуктов.
Компрессорные станции принимают газ из сетей газосбора, аппаратов и
резервуаров низкого и среднего давления, дожимают его до давления, обеспечивающего транспортирование газа до ГПЗ или до магистрального газопровода
высокого давления.
Установки по улавливанию легких фракций (УЛФ) предназначены для
предотвращения потерь нефти и нефтепродуктов за счет улавливания и утилизации испаряющихся легких фракций.
Сокращение потерь легких фракций нефти достигается герметизацией
технологического оборудования от скважины до завода и эксплуатации резервуарных парков промыслов, головных сооружений и магистральных нефтепроводов оснащенных системой улавливания легких фракций (УЛФ).
Потери легких фракций возможны в резервуарах любых конструкций, на
железнодорожных и водных наливных и сливных эстакадах и т.п.
Особо важное значение придается герметизации товарных парков головных сооружений и улавливанию легких фракций при заполнении емкостей и
расширении газа в результате повышения температуры. Кроме сокращения потерь ценных углеводородов снижается пожароопасность объектов, уменьшается коррозия металла, улучшаются условия работы персонала, сохраняется
окружающая среда.
Типичная система УЛФ из резервуаров товарных парков представлена на
рис. 7.10
Рис.7.10. Принципиальная схема обвязки установки улавливания легких фракций.
1 – резервуар; 2 – предохранительный клапан; 3 – манифольд; 4 – блок регуляторов давления; 5 – уклон; 6 – линия возврата жидких углеводородов из скруббера в резервуар; 7 – линия связи; 8 – привод (двигатель); 9 – скруббер; 10 – регулятор верхнего предела уровня
жидкости в скруббере; 11 – компрессор; 12 – трехходовая задвижка; 13 – обратный клапан;
14 – регулятор предельного давления на выкиде компрессора; 15 – линия выхода газа в систему газосбора или на продажу; 16 – газовый счетчик.
142
Она состоит из трубопроводов, обвязки для сбора продуктов испарения,
приборов КИП и А, обеспечивающих поддержание постоянного давления в резервуарах, компрессора для отбора газа из резервуаров и подачи его в газосборную сеть. На приеме компрессора обычно поддерживается давление, близкое к
атмосферному, а на выкиде – давление газосборной системы.
Блоки очистки газа от сероводорода устанавливаются на групповых
установках и ДНС на которых с помощью каталитических абсорбентов превращают находящийся в газе сероводород в элементарную серу.
Головные сооружения представляют насосные станции и резервуарные
парки, предназначенные для приема подготовленной нефти из промыслов с последующей транспортировкой по магистральным нефтепроводам.
Система ППД (поддержания пластового давления) включает водозаборы с очистными сооружениями, насосные станции, нагнетательные скважины
и систему водопроводов, обеспечивающих доставку и нагнетание воды в эксплуатируемые объекты для поддержания пластового давления на заданном
уровне.
Рис.7.11. Принципиальная схема установки подготовки воды из водозабора.
1,7,8 – насос, 2- дозировочное устройство, 3 – смеситель, 4 – осветлитель, 5.фильтр, 6 – резервуары.
- неподготовленные природные воды, - коагулянт,
- подготовленная вода для нагнетания в пласты, - вода для очистки фильтра.
Подготовка воды, закачиваемой в пласт, предусматривает осветление
мутных вод коагулированием, декарбонизацию, обезжелезивание, ингибирование.
Для осветления в мутную воду добавляют коагулянты (сернокислый
алюминий, хлорное железо и др.), которые способствуют укрупнению взвешенных мелких частиц в хлопьевидные соединения, выпадающие в осадок.
Декарбонизация производится с целью удаления из воды биокарбонатов
кальция и магния, соли которых могут отлагаться в порах пласта и существенно
снизить его проницаемость.
Обезжелезиванием называют удаления из воды солей железа с целью
143
предотвращения загрязнения фильтрующей поверхности скважин железистыми
осадками.
Ингибирование выполняют для замедления процесса коррозии скважинного оборудования.
Реагенты – бактерициды используют для подавления жизнедеятельности
сульфатовосстанавливающих бактерий.
Системы сбора г а з а и его компонентов на г а з о в ы х месторождениях в зависимости от числа скважин и их размещения различают линейные,
кольцевые, лучевые.
Наиболее распространена групповая система, по которой все сооружения по подготовке газа расположены на групповом сборном пункте
(ГСП). Продукция скважин направляется на газосборный пункт по отдельным трубопроводам, называемым шлейфами.
На рис. 7.12. показана схема групповой системы сбора газа. Газ от 10
- 30 скважин по лучевым шлейфам направляется на установку комплексной
подготовки газа (УКПГ). В зависимости от размеров залежи и запасов газа их
может быть от 1 - 2 до 15 - 20 и даже больше.
Рис.7.12 Схема групповой системы сбора и газа
При централизованной системе сбора газа (рис.7.13) продук ция
скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к
единому сборному пункту, где осуществляется полная подготовка газа, который далее направляется к потребителю.
Газ от группы скважин 1 по коллектору 2 поступает на пункт подключения 3, затем на УК ПГ 4. Очищенный и осушенный газ, пройдя пункт
измерений расхода и давлений 5, по двум соединительным трубопроводам 6
направляется в промысловый коллектор 7.
Для природных газов содержащих сероводород, меркаптаны и много
конденсата типична децентрализованная система с установкой комплексной
подготовки газа (УКПГ), где предполагается дополнительная его обработка
144
перед нагнетанием в магистраль на головных сооружениях.
Рис.7.13. Схема установки комплексной
подготовки бессернистого газа, содержащего небольшое количество конденсата
На рис.7.14. показана схема технологической нитки установки комплексной подготовки газа (УКПГ), которых может быть несколько и работать параллельно. Газ из пункта подключения направляется в сепаратор 1, где очищается от капельной воды, углеводородного конденсата и твердых примесей. Чистый и холодный газ под давлением 5,6 или 7,5 МПа поступает в абсорбер 2,
где освобождается от паров воды, которые поглощаются в колонне раствором
диэтиленгликоля (ДЭГ). Насыщенный водой раствор ДЭГ (концентрация 93 98 %) поступает на регенерацию в колонну 3, предварительно пройдя теплообменник 4. Высокая температура в колонне 3 поддерживается с помощью
парового подогревателя 5. Выделившиеся из диэтиленгликоля пары воды
охлаждаются в холодильнике 6, конденсируются и направляются в емкость 7.
Конденсат частично сливается в канализацию, а частично возвращается в колонну для охлаждения ее верхней части и улавливания, таким образом, паров диэтиленгликоля. Для поддержания вакуума в колонне 3 предусмотрен насос 8.
Рис.7.14. Схема технологической нитки УКПГ
Горячий обезвоженный с концентрацией 95 - 99,5 % ДЭГ, пройдя теплообменник 4, с помощью плунжерного насоса 9 нагнетается в абсорбер 2. Процесс
полностью автоматизирован. Иногда для осушки газа используют твердые поглотители влаги — адсорбенты (силикагель, активированная окись алюминия и
природные цеолиты).
Если состав газа сложный, то после УКПГ его направляют на газохимический комплекс — группу технологических установок, позволяющих получать
145
сероводород, элементарную серу, пропан, бутан, пентан и более высококипящие углеводороды, а иногда меркаптаны, гелий и углекислоту.
В процессе разработки газоконденсатных месторождений основное внимание уделяют выделению из продукции скважин конденсата — тяжелых углеводородов (в основном пентана и более высококипящих), которые при стандартных условиях находятся в жидком состоянии.
Существуют разные способы решения этой задачи. В нашей стране широко
распространен метод низкотемпературной сепарации (НТС), основанный на
конденсации паров вещества с понижением их температуры.
При подготовке газа к транспорту наиболее эффективные методы извлечения из газа конденсата абсорбционные и адсорбционные.
Абсорбционный метод основан на способности минеральных масел
поглощать из природного газа преимущественно тяжелые углеводороды и отдавать их при нагнетании. В качестве поглотителя используют соляровое масло, керосин, лигроин и более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.
Адсорбционный метод основан на избирательном свойстве твердых
пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы, С помощью адсорбционных
установок кроме осушки газа улавливают конденсат углеводородов.
В качестве адсорбентов используют активированный уголь, изготовленный
из твердых пород дерева и из косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.
Для сепарации газа — отделения жидких и твердых частиц от газа —
применяют сепараторы разнообразных конструкций. По принципу действия
они подразделены на четыре группы: гравитационные, инерционные, адгезионные и смешанные.
В гравитационных сепараторах отделение примесей происходит под действием силы тяжести. Инерционные сепараторы основаны на различии сил
инерции разделяемых веществ. Более тяжелые, чем газ, частицы прижимаются к стенкам сосуда или к другим поверхностям и по ним стекают на дно.
Адгезионные сепараторы основаны на способности жидких и смоченных твердых частиц прилипать к поверхности твердых тел.
В сепараторы смешанного типа для отделения примесей используют
разные способы очистки. К этим сепараторам относится и циклонный сепаратор.
Конструктивно сепараторы выполняют горизонтальными и вертикальными, цилиндрическими и шаровыми.
146
Контрольные вопросы.
1. Что собой представляет продукция нефтяных скважин.
2. обустройство месторождений.
3. Системы сбора продукции нефтяных скважин.
4. Принципиальная схема сбора и подготовки нефти в АО Татнефть.
5. Промысловые трубопроводы.
6. Основные элементы системы сбора.
7. В чем заключается подготовка нефти на промыслах.
8. Процесс разделения жидкости и газа.
9. Обезвоживание, обессоливание и стабилизации нефти.
10.Резервуары и резервуарные парки.
11.Улавливание легких фракций.
12.Утилизация сточных вод.
13.Системы сбора газа.
14.Подготовка газа.
147
8. ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА, ХРАНЕНИЯ И ПЕРЕРАБОТКИ
углеводородов
Основные виды транспорта нефти. Трубопроводный транспорт нефти и газа.
Хранение. Переработка. Нефтесодержащие отходы.
Основные виды транспорта нефти и нефтепродуктов на дальние расстояния - железнодорожный, водный, трубопроводный и автомобильный.
Нефть и нефтепродукты по железной дороге перевозят в вагонахцистернах, небольшую часть некоторых видов нефтепродуктов транспортируется в мелкой таре (контейнеры, бочки и пр.)
Вагон – цистерна (рис.8.1) – стальная горизонтальная цилиндрическая
емкость, установленная на железнодорожной платформе.
Рис.8.1
Вагон-цистерна
Различают цистерны стандартные и специального назначения. В стандартных цистернах перевозят нефтепродукты, вязкость и температура которых
не зависят от работ по их наливу и сливу. В цистернах специального назначения перевозят высоковязкие нефтепродукты. Цистерны специального назначения теплоизолированы для замедления охлаждения находящейся в них продукции или оборудованы подогревательными устройствами. Благодаря сохранению температуры обеспечивается налив и слив продукции. Различают цистерны с паровой рубашкой, которые снабжены системой парового подогрева и цистерны-термосы. В цистернах перевозят также сжиженные газы, рассчитанные
на повышенное давление.
Слив и налив в железнодорожные цистерны производится с помощью
железнодорожных эстакад. Основные элементы эстакады – стационарные мостки вдоль пути, наливные стояки, соединенные коллекторами и оборудованные
запорной арматурой, насосная установка для подачи продукции в коллектор,
подводящие трубопроводы, резервуары.
Водным транспортом нефть и нефтепродукты перевозят в нефтеналивных
морских и речных судах. Суда различают: танкеры и баржи (лихтеры).
Танкер – самоходное судно, в корпусе которого имеется грузовой отсек,
разделенный системой продольных и поперечных перегородок на отдельные
танки, отгороженные от остальных судовых помещений двумя непроницаемыми перегородками. Все танки трубопроводом соединены с насосным отделением танкера и подключены к общему коллектору для производства погрузки и
разгрузки продукции. Для сбора продуктов испарения и регулирования давле148
ния в танках предусмотрена специальная газоотводная система с дыхательными
клапанами.
Грузоподъемность морских супертанкеров достигает 240 тыс. тонн.
Баржи и лихтеры несамоходные судна, перемещаемые буксиром или
толкачом. Судна речные и морские отличаются грузоподъемностью.
Для налива и разгрузки нефтеналивных судов предусмотрены гавани и
причалы. Гавань – часть портовой акватории, прилегающей к причалам, где
проводят грузовые операции. Для гавани выбирают естественные укрытия или
сооружают искусственные. Сооружение для причаливания судов и связи их с
берегом называют пристанью. Если пристань значительно выдается от берега
внутрь водной поверхности, ее называют пирсом. Пристань или пирс может
иметь один или более причалов. Если суда не имеют насосов, перекачку продукции можно производить с береговых или плавучих насосных станций.
Налив танкера при отсутствии причала можно производить на некотором расстоянии от берега по подводному трубопроводу.
Новым направлением водных перевозок нефтепродуктов является использование подводных лодок для их доставки в районы Крайнего Севера. Разработан проект подводного танкера ледокола, способного перевозить до 12 тыс.
т нефтепродуктов за рейс.
Автомобильные цистерны в которых перевозят нефтепродукты, оснащены комплектом оборудования для налива и слива (насосы с приводом, шланги,
арматура). Внутри цистерны установлены поперечные и продольные волнорезы
для уменьшения силы ударной волны жидкости при движении машины. Автомобильные цистерны классифицируют по типу базового шасси ( автомобили,
полуприцепы, прицепы), по виду транспортируемого продукта (для топлива,
масел, мазута, битума, сжиженных газов), по вместимости ( до 2т, 2-5т,5-15т,
более15т).
Нефть, газ и нефтепродукты на дальние расстояния и в больших объемах
транспортируют по трубопроводам
Различают следующие трубопроводные системы: нефтепроводы, нефтепродуктопроводы, газопроводы. Все узкоспециализированные системы состоят
из одних и тех же элементов: входящих трубопроводов, головных и промежуточных перекачивающих станций, линейных сооружений, конечного пункта.
Трубопровод для перекачки нефти называется нефтепроводом.
Нефтепровод и газопровод — сложное инженерное сооружение, неотъемлемыми частями которого являются: .запорная, регулирующая и предохранительная арматура; устройства для ввода химических реагентов; контрольно-измерительные приборы и средства автоматики; устройства для защиты от коррозии, деформации трубопровода, периодической очистки
внутренней поверхности и другие объекты.
По рабочему давлению выделяют трубопроводы низкого (до 1,6
МПа), среднего (от 1,6 до 2,5 МПа) и высокого (выше 2,5 МПа) давления.
На нефтяных месторождениях в зонах вечной мерзлоты для предотвращения растепления грунта и связанных с этим осложнений трубопрово149
ды эксплуатируют с надежной их теплоизоляцией.
По назначению нефтепроводы различают внутренние, местные и магистральные.
Внутренние нефтепроводы находятся внутри промыслов, нефтебаз,
нефтеперерабатывающих заводов. Местные нефтепроводы соединяют нефтепромысел и головную станцию магистрального нефтепровода, нефтепромысел
и пункт налива железнодорожных цистерн, либо судов
К магистральным нефтепроводам (МНП) относятся трубопроводы протяженностью свыше 50 км и диаметром от 219 до 1220 мм включительно, предназначенные для транспортировки товарной нефти из районов добычи до мест
потребления или перевалки на другой вид транспорта.
В зависимости от диаметра (мм) магистральные нефтепроводы подразделяются на 4 класса ( 1000 - 1200, 500 – 1000, 300 – 500, менее 300). По условиям укладки и сложности переходов делятся на категории (переходы нефтепроводов через водные преграды, через болото, переходы под автомобильными и
железными дорогами и т.д.).
Магистральный нефтепровод, в общем случае, состоит из следующих
комплексов сооружений:
- подводящие трубопроводы;
- головная и промежуточные нефтеперекачивающие станции (НПС);
- конечный пункт;
- линейные сооружения.
Подводящие трубопроводы связывают источники нефти с головными
сооружениями магистрального нефтепровода.
Головная НПС предназначена для приема нефтей с промыслов, учета
нефти и ее закачки из резервуаров в трубопровод. Головная НПС располагается
вблизи нефтепромыслов.
Промежуточные НПС восполняют энергию, затраченную потоком на
преодоление сил трения и обеспечивают дальнейшую перекачку нефти. Размещаются по трассе трубопровода согласно гидравлическому расчету (через каждые 50 - 200 км). Конечным пунктом магистрального нефтепровода является
нефтеперерабатывающий завод или крупная перевалочная нефтебаза.
На магистральных нефтепроводах большой протяженности организуется
эксплуатационные участки длиной от 400 до 600 км.
К линейным сооружениям магистрального нефтепровода относятся: собственно трубопровод (или линейная часть); линейные задвижки; средства
защиты трубопровода от коррозии (станции катодной и протекторной защиты,
дренажные установки); переходы через естественные и искусственные препятствия (реки, дороги и т.п.);
дома обходчиков; вертолетные площадки.
Вдоль трассы трубопровода прокладываются грунтовые дороги, линии
электропередачи, а также линии связи диспетчерского назначения.
Собственно трубопровод - основная составляющая магистрального
нефтепровода - представляет собой трубы, сваренные в «нитку», оснащенные
камерами приема и пуска скребков, разделителей, диагностических приборов, а
также трубопроводы-отводы (лупинги).
150
При переходах через водные преграды трубопроводы, как правило, заглубляются ниже уровня дна. Кроме основной укладывают резервную нитку перехода того же диаметра. На пересечениях железных и крупных шоссейных дорог трубопровод укладывают в патроне (кожухе) из труб, диаметр которых не
менее, чем на 200 мм больше. При пересечении естественных и искусственных
препятствий применяют также надземную прокладку ( на опорах, либо за
счет собственной жесткости трубы). Трубы магистральных нефтепроводов изготавливают из прочной, низкоуглеродистой и низколигированной хорошо сваривающейся стали. По способу изготовления трубы для нефтепроводов подразделяются на бесшовные, сварные с продольным швом и сварные со спиральным швом.
Толщина стенки труб стандартизирована.
Трубопроводная арматура (запорная, регулирующая, предохранительная) предназначена для управления потоками нефти, транспортируемыми по
трубопроводам. Запорная арматура (задвижки) служит для полного перекрытия сечения трубопровода, регулирующая (регуляторы давления) для изменения давления или расхода перекачиваемой жидкости, предохранительная
(обратные и .предохранительные клапаны) - для защиты трубопроводов
при превышении допустимого давления.
Задвижками называются запорные устройства, в которых проходное
сечение перекрывается поступательным перемещение затвора в направлении, перпендикулярном направлению движения нефти. На магистральных
нефтепроводах задвижки оснащают электроприводом. Линейные задвижки
устанавливаются по трассе трубопровода не реже, чем через 30 км с учетом рельефа
местности. Регуляторами давления называются устройства, служащие для автоматического поддержания давления на требуемом уровне. Предохранительными
клапанами называют устройства, предотвращающие повышение давления в трубопроводе сверх установленной величины. Обратным клапаном называют
устройство для предотвращения обратного движения среды в трубопроводе
Основными заданными параметрами магистрального нефтепровода является его пропускная способность и длина.
Под пропускной способностью G (т/год) понимают максимальное количество нефти, которое может быть перекачано по трубопроводу за год при
принятых расчетных режимах. Расчетная подача (при равномерной перекачке в
течение года) равна отношению годовой пропускной способности к числу рабочих дней в году с учетом остановки на ремонт.
Расчетная часовая подача Qч (м3/ч)
Qч = G/350 ·24· ρ
где: ρ - плотность нефти, т/м3 : 350 – число рабочих дней в году; 24 – число часов в
сутки.
Расчетными параметрами нефтепровода являются диаметр труб и промежуточные насосные станции. Диаметр трубопровода и режим течения определяют исходя из его пропускной способности и скорости течения жидкости
(1.5 – 2 м/с).
Трубопровод, уложенный в грунт, подвергается почвенной коррозии, а про151
ходящий над землей – атмосферной. Для защиты трубопроводов от коррозии применяют пассивные и активные средства и методы .
В качестве пассивного средства используются изоляционные покрытия, к активным методам относятся электрохимическая защита. Изоляционные покрытия,
применяемые на подземных магистральных трубопроводах, должны обладать
высокими диэлектрическими свойствами; быть сплошными, обладать хорошей
прилипаемостью к металлу трубопровода, быть водонепроницаемыми, механически прочными, эластичными и термостойкими. Изоляционные покрытия не гарантируют необходимой защиты подземных трубопроводов от коррозии. Их
прокладка должна осуществляться комплексно со средствами электрохимической защиты (ЭХЗ).
Электрохимическая защита осуществляется катодной поляризацией
трубопроводов. Если катодная поляризация производится с помощью внешнего источника постоянного тока, то такая защита называется катодной, если же
поляризация осуществляется присоединением защищаемого трубопровода к
металлу, имеющему более отрицательный потенциал, то такая защита называется протекторной.
Принцип действия катодной защиты аналогичен процессу электролиза.
Под воздействием приложенного электрического источника начинается движение полусвободных валентных электронов в направлении «анодное заземление – источник тока – защищаемое сооружение». Принцип действия протекторной защиты аналогичен работе гальванического элемента. Станции катодной защиты располагаются вдоль трассы трубопровода в соответствии с
расчетом. Протекторная защита применяется в местах, где отсутствуют источники электроснабжения.
Появление блуждающих токов в подземных металлических сооружениях
связано с работой электрифицированного транспорта и электрических
устройств, использующих землю в качестве токопровода. Источниками блуждающих токов являются линии электрифицированных железных дорог, трамваев, линии электропередачи, установки катодной защиты и др. Метод защиты
трубопроводов от разрушения блуждающими токами, предусматривающий их
отвод (дренаж) с защищаемого сооружения в специальное заземление – называется электродренажной защитой. Дренажные установки размещаются в местах
воздействия на трубопровод блуждающих токов (линии электрифицированного транспорта, линии электропередач и др.).
Резервуарные парки в системе магистральных нефтепроводов размещаются на головной НПС; на границах эксплуатационных участков; в местах
подкачки нефти с близлежащих месторождений или сброса нефти попутным
потребителям. В системе магистральных нефтепроводов используют резервуары стальные вертикальные и горизонтальные, железобетонные, наземные и
подземные.
В зависимости от того как организовано прохождение нефти через нефтеперекачивающие станции различают следующие системы перекачки:
- постанционная;
- через резервуар станции;
152
- с подключенными резервуарами;
- из насоса в насос.
Рис. 8.2. Система перекачки:
а – постанционная; б – через резервуары; в – с подключенными резервуарами;
г – из насоса в насос.
I – предыдущая НПС; II – последующая НПС
1 – резервуар; 2 – насосная станция
В постанционной системе перекачки (рис. 8.2 а) нефть принимается поочередно в один из резервуаров станции, а ее подача на следующую станцию осуществляется из другого резервуара.
Система перекачки «через резервуар станции» (рис. 8.2 б) исключает учет
нефти по перегонам, зато потери нефти от испарения меньше.
В системе перекачки «с подключенными резервуарами» (рис. 8.2 в) - основная масса нефти проходит, минуя резервуары, потери от испарения небольшие.
В системе перекачки «из насоса в насос» (рис. 8.2 г) резервуары промежуточных станций отключаются от магистрали задвижками и используются только
для приема нефти во время аварии или ремонта.
Рис.8.3
ГНС – головная нефтеперекачивающая станция;
ПНС – промежуточная нефтеперекачивающая станция.
На протяженных нефтепроводах одновременно применяются сразу несколько систем перекачки.
Из схемы 8.3 видно, что система перекачки «из насоса в насос» применяется только на промежуточных нефтеперекачивающих станциях, расположенных
внутри Эксплуатационного участка (ПНС 1 и ПНС 2). На головной нефтеперекачивающей станции (ГНС) применяется постанционная система перекачки, а
на станции, расположенной в конце эксплуатационного участка - система перекач153
ки «с подключенными резервуарами».
Транспортирование нефтей, обладающих высокой вязкостью при обычных
температурах или содержащих большое количество парафина,
по
трубопроводам обычным способом затруднено. В этих случаях применяют специальные методы:
- перекачку с разбавителями;
- гидротранспорт высоковязких нефтей;
- перекачку термически обработанных нефтей;
- перекачку нефтей с присадками;
- перекачку предварительно подогретых нефтей.
В качестве разбавителей используют газовый конденсат и маловязкие
нефти.
Гидротранспорт высоковязких нефтей может осуществляться несколькими способами:
- перекачка нефти внутри водяного кольца;
- перекачка водонефтяной смеси в виде эмульсии типа «нефть в воде»;
- послойная перекачка нефти и воды.
Термообработкой называется тепловая обработка нефти с высоким содержанием парафина , предусматривающая ее нагрев до температуры, превышающей температуру плавлении парафинов.
Присадки вводятся в нефть при температуре 60-70 °С, когда основная
масса парафинов находится в растворенном состоянии. При последующем
охлаждении молекулы присадок адсорбируются на поверхности выпадающих
из нефти кристаллов парафина, мешая их росту. В результате образуется текучая суспензия кристаллов парафина в нефти.
Наиболее распространенным способом трубопроводного транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей в настоящее время является их
перекачка с подогревом («горячая перекачка»).
В этом случае резервуары оборудованы системой подогрева нефти до
необходимой температуры, подпорными насосами нефть прокачивают через
дополнительные подогреватели на прием основных насосов, которые закачивает ее в магистральный трубопровод. По трассе трубопровода через каждые 25-100 км устанавливают дополнительные пункты подогрева.
Особенность трубопроводного транспорта нефтепродуктов заключается в организации перекачки по одному трубопроводу сразу нескольких нефтепродуктов с различными свойствами в виде следующих друг за другом партий.
Периодические очередности их следования в трубопроводе называют циклом
последовательной перекачки.
Г а з попутный и природный транспортируют по г а з о п р о в о д а м.
Магистральные газопроводы в большинстве случаев имеют диаметр 1200
– 1420 мм и работают с давлением 7.5 МПа.
Единая система газоснабжения (ЕСГ) России – это широко разветвленная
сеть магистральных газопроводов, обеспечивающих потребителей газом с газовых месторождений Западной Сибири, Республики Коми, Оренбургской и Астраханской областей. Проложен газопровод в Турцию через Черное море, нося154
щий название «Голубой поток».Уникальность его морского участка состоит в
том, что впервые в мировой практике сооружен трубопровод диаметром 600
мм на глубине свыше 2 км без промежуточных компрессорных станций.
Начато в 2005 г. строительство Северо-европейского газопровода (СЕГ)
диаметром 1440мм для подачи российского газа по дну Балтийского моря на
север Германии. Рассматривается ряд проектов поставок газа из России в Азиатско-Тихоокеанский регион.
Основными свойствами газов, влияющими на технологию их транспорта
по трубопроводам, являются плотность, вязкость, сжимаемость и способность
образовывать газовые гидраты.
Если газ содержит пары воды, то при определенных сочетаниях давления
и температуры он образует гидраты. Гидраты уменьшают, а порой и полностью
перекрывают сечение газопровода, образуя пробку. Чтобы избежать этого газ
до закачки в газопровод подвергают осушке.
Магистральным газопроводом (МГ) называется трубопровод, предназначенный для транспортировки газа, прошедшего подготовку из района добычи в
районы его потребления. Движение газа по магистральному газопроводу обеспечивается компрессорными станциями (КС), сооружаемыми по трассе через
определенные расстояния.
Ответвлением от магистрального газопровода называется трубопровод,
присоединенный непосредственно к МГ и предназначенный для отвода части
транспортируемого газа к отдельным населенным пунктам и промышленным
предприятиям.
В зависимости от рабочего давления в трубопроводе магистральные газопроводы подразделяются на два класса:
I класс – рабочее давление от 2,5 до 10 МПа включительно;
II класс – рабочее давление о 1,2 МПа до 2,5 МПа .
В состав МГ входят головные сооружения, компрессорные станции, газораспределительные станции (ГРС), подземные хранилища газа, линейные
сооружения.
Для системы снабжения городов и промышленных предприятий характерна неравномерность потребления газа, расходуют его неравномерно по временам года, месяцам, неделям, суткам.
Для покрытия этой неравномерности сооружают хранилища, способные
вместить летние избытки газа и выдать газ потребителям зимой или в непредвиденных ситуациях.
Рис.8.4.
Схема магистрального
газопровода:
1 – газосборные сети;
2 – промысловый пункт сбора
газа; 3 – головные сооружения; 4 – компрессорная станция;
5 – газораспределительная
станция; 6 – подземные хра155
нилища 7 – магистральный
трубопровод; 8 – ответвления
от магистрального трубопровода;
9 – линейная арматура;
10 – двухниточный проход
через водную преграду.
Существует много типов газохранилищ.
Для компенсации суточной неравномерности потребления газа используют газгольдеры высокого и низкого давления – сосуды специальной конструкции. В
газгольдерах низкого давления рабочий объем переменный.
Рис. 8.5 График суточного потребления газа
--- - среднесуточный расход
газа;
― - фактический расход газа;
- избыток газа;
- нехватка газа.
Газгольдеры высокого давления имеют неизменный геометрический объем, но давление изменяется по мере его наполнения и опорожнения. Изготавливают цилиндрические и сферические.
Рис.8.6 Принципиальная
схема газгольдеров
низкого давления:
а) мокрый; б) сухой;
1 – резервуар; 2 – колокол;
3 – ролики; 4 – газопровод;
5 – шайба; 6 – уплотнение;
7 – ограничитель хода.
Для компенсации сезонной неравномерности потребления газа используют подземные хранилища, которые можно подразделить на два основных типа:
1) хранилища, сооруженные в пористых горных породах; 2) хранилища в полостях горных пород – шахтах, пещерах, рудниках, а также в отложениях каменной соли.
156
Рис.8.6 а Цилиндрические
газгольдеры высокого давления:
а) горизонтальный;
б) вертикальный.
Пористые газохранилища, в свою очередь, подразделяются на те, которые
созданы в истощенных газовых, нефтяных и газокоденсатных месторождениях,
и те, которые образованы закачкой газа в водонасыщенные пласты.
Рис. 8.7. Схемы подземных хранилищ природного газа:
ГНК – газонефтяной контакт; ВНК – водонефтяной контакт; ГВК – газоводяной контакт;
КС – компрессорная станция; П – потребитель; h – высота пласта или ловушки.
Расчетный объем газа, который ежегодно нагнетают в хранилище и отбирают в течение этого времени, называют активным. Этот объем можно определить по графику потребления газа.
Различие между залежью газа и хранилищем состоит главным образом в
том, что из залежи газ только отбирается, подземные же хранилища эксплуатируются циклически. Полгода газ в них закачивается, полгода отбирается.
Водоносный пласт пригоден для хранения газа, если ловушка не изолирована по простиранию, в противном случае она не заполняется газом, так как
пластовую воду нельзя вытеснить из пласта. Имеет большое значение высота
ловушки (амплитуда), при небольшой амплитуде будет незначителен этаж газоносности, в этом случае эксплуатация скважин затрудняется. Ловушка должна быть герметична с четко выдержанной покрышкой, глубина не более 1000м.
157
Рис.8.8.
Принципиальная схема наземных сооружений ПХГ:
1 – магистральный газопровод;
2 – газопровод-отвод;
3, 9 – пылеуловители;
4 – компрессорная станция;
5 – сепаратор;
6 – холодильник (градирня);
7 – маслоотделитель;
8 – газораспределительный
пункт;
10 – установка осушки газа;
11 – расходомер.
Следует учитывать, что давление нагнетания ограничено условиями сохранения герметичности покрышки и отсутствия утечек газа в виде языков за
предел ловушки.
Практически принимают, что рн  (1,3-1,5)р0, где р0 – гидростатическое
давление в хранилище. Заполнение хранилища газом продолжается несколько
лет.
При сооружении хранилища газа в горных породах чаще всего используют отложения каменной соли, толщина которых может достигать несколько
километров.
По трубопроводу транспортируют также г а з ы с ж и ж е н н ы е.
При сжижении природного газа, его объем при атмосферном давлении
уменьшается примерно в 630 раз. Благодаря этому, можно значительно уменьшить диаметр трубопроводов для его транспортировки. Газ с промыслов поступает на головной завод сжижения (ГЗС), где производится его очистка, осушка,
сжижение и отделение неконденсирующихся примесей.
Перекачка сжиженного природного газа осуществляется под давлением 45 МПа и при температуре минус 100-.120 0С. Чтобы предотвратить нагрев газа
за счет теплопритока от окружающей среды трубопроводы сжиженной перекачки газа (СПГ) покрывают тепловой изоляцией, а вдоль трассы размещают
промежуточные станции охлаждения (ПСО) на расстоянии 100-.400 км друг от
друга.
В конце трубопровода размещаются низкотемпературное хранилище (НХ
СПГ) и установка регазификации (УР) сжиженного газа на которой сжиженный
газ переводится в газообразное состояние перед отпуском потребителям.
Кроме природного в сжиженном состоянии транспортируются и другие
газы. Наиболее широкое распространение получил трубопроводный транспорт
сжиженных углеводородных газов (СУГ): этана; этилена; пропана; бутана и их
смесей. Основным сырьем для производства сжиженных углеводородных газов
158
являются попутный нефтяной газ, «жирный» газ газоконденсатных месторождений и газы нефтепереработки
Продукты, вырабатываемые из нефти и природного газа используют в
промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве, медицине.
Из нефти путем перегонки без химического воздействия получают топлива (автомобильные и авиационные бензины, топлива тракторные, реактивные, дизельные, газотурбинные, котельные), нефтяные масла (моторные, индустриальные, цилиндровые, турбинные, компрессорные, трансмиссионные, осевые, электроизоляционные, гидравлических систем, белые – медицинские,
парфюмерные, др.), парафины и вазелины (используют в нефтехимическом
производстве, в пищевой промышленности, медицине и др.), нефтяные битумы
(дорожные, изоляционные, кровельные, для изготовления резины), осветительные керосины, растворители, прочие нефтепродукты (кокс, сажа, консистентные смазки) .
Продуктами химического производства являются синтетический каучук,
пластмассы (винипласт, пенопласт, полиэтилен, тефлон и др.), синтетические
волокна (капрон, лавсан, нейлон, нитрон и др.), моющие средства (стиральные
порошки и жидкости).
Основными этапами переработки нефти являются подготовка к переработке, первичная и вторичная переработка, очистка нефтепродуктов.
Подготовка заключается в дополнительном обезвоживании и обессоливании нефти на установках нефтеперерабатывающего завода.
Переработка нефти начинается с ее перегонки (ступенчатого испарения
углеводородов, имеющих различные температуры начала кипения и их конденсация). В ходе перегонки, выделяющиеся из нефти пары состоят из смеси углеводородов (фракций), имеющих близкую температуру кипения. Различают
фракции легкие и тяжелые, кипящие соответственно при низких и высоких
температурах.
Температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров считают
началом кипения, а температура, при которой испарение прекращается концом
кипения фракции.
Фракции, отогнанные в широких температурных пределах, называют дистиллятами. Бензиновые дистилляты выкипают при температуре 35–2050С, керосиновые в пределах 150 – 300, газойлевые 180-3500С. Дистилляты подвергают дальнейшей переработке для получения разных нефтепродуктов.
Процесс разделения жидких неоднородных смесей на узкие фракции
называют ректификацией. и производят в ректификационной колонне.
Ректификационная колонна представляет собой вертикальный цилиндрический аппарат высотой 20-30 м и диаметром 2- 4м. Внутри колонны установлено несколько десятков горизонтальных перегородок, называемых тарелками,
в которых имеются отверстия для прохождения паров нефти и жидкости.
159
Рис. 8.9. Схема установки для
перегонки нефти:
1 – теплообменник;
2 – водогрязеотделитель;
3 – трубчатая печь;
4 – насос;
5 – ректификационная колонна.
В нижнюю часть колонны подается подогретая нефть, в виде смеси жидкости и пара, а сверху в колонну подают водяной пар. В результате теплового и
массового обмена между восходящим потоком нефтяной смеси и нисходящим
потоком водяного пара происходит обогащение паров низкокипящими, а жидкости – высококипящими компонентами. Конденсируемые пары, превращенные в жидкость (флегма) стекают вниз. Температура в верхней части колонны
ниже, в нижней – выше, процесс испарения и конденсации повторяется по всей
высоте колонны на каждой тарелке. Наиболее легкая бензиновая фракция отделяется в верхней части колонны, затем по порядку сверху вниз – керосиновая,
дизельное топливо и в самом низу остается мазут.
Для перегонки нефти применяют установки разных типов: атмосферные,
вакуумные, атмосферно-вакуумные, комбинированные. Большинство дистиллятов получаемых в результате прямой перегонки нуждаются в дополнительной переработке.
К термическим процессам переработки нефтяного сырья относятся:
-термический крекинг под высоким давлением, термический крекинг
нефтяных остатков при низком давлении (коксование), термический крекинг
высокотемпературный под низким давлением жидкого и газообразного нефтяного сырья (пиролиз).
В результате этих процессов органические соединения нефти распадаются на части (легкие, средние, тяжелые) аналогично фракциям и их переработка.
При термическом крекинге под высоким давлением получают бензин, керосин, газ и топочный мазут.
В результате коксования нефтяных остатков (мазут, гудрон и пр.) получают нефтяной кокс, газ, бензин, керосиновые и газойлевые фракции.
Пиролиз проводят при температуре 750 – 900 0С и атмосферном давлении.
Из газообразных и легких жидких углеводородов получают продукты для
нефтехимического производства (этилен, этиловый спирт и др.).
Каталитический крекинг – процесс деструкции (разделения) нефти в присутствии катализаторов (ускоряют химические реакции) при высокой температуре (440 – 500 0С ) и низком давлении (0.15 МПа). Катализаторы – алюмосиликаты, синтетические вещества.
Каталитический риформинг осуществляется под действием высокой температуры, давления водорода и катализатора с целью получения индивидуальных ароматических углеводородов (бензол, толуол, ксилол) и увеличения октанового числа бензинов.
160
Процессы каталитического расщепления нефти и деструктивной переработки нефтяного сырья проводится на специальных установках, а ряд получаемых продуктов используют в нефтехимической промышленности.
В зависимости от применяемых технологий и свойств нефти из одной
тонны получают примерно от 160 до 480 литров бензина.
П е р е р а б о т к а у г л е в о д о р о д н ы х г а з о в производится на
газоперерабатывающих заводах (ГБЗ) и сводится к выделению из них бензина,
получению сжиженных газов и индивидуальных углеводородов.
На ГБЗ происходит сжатие газа, отделение бензина, выделение пропана,
изобутана и н-бутана. Предварительно газ осушают, удаляют механические
примеси и сернистые соединения, для чего на ГБЗ имеются соответствующие
установки. Технологическая схема переработки газа показана на рис. 8.10.
Рис. 8.10
I– газ с промыслов; II – сырой газ после первой ступени сжатия; III, IV - отбензиненный
газ соответственно низкого и высокого давления; V – осушенный газ высокого давления;
VI – нестабильный бензин; VII – товарная
продукция; VIII – бензиновый конденсат; 1 –
пункт приема; 2 – установка очистки и замера
газа; 3 – компрессоры первой ступени; 4 –
компрессоры второй ступени; 5 – маслоабсорбционная установка; 6 – газофракционирующая установка; 7 – установка осушки газа;
8 – товарный парк; 9 – наливное хозяйство
Существует несколько способов отбензинивания газов: компрессорный,
абсорбционный и адсорбционный.
При компрессорном способе проводят сжатие газа в компрессорах, а затем его охлаждают. При этом тяжелая часть газа переходит в жидкое состояние.
При абсорбционном способе путем жидкого растворителя (абсорбента,
например керосина) растворяют тяжелые углеводороды газа. Процесс происходит в специальной колонне с тарелками подобно ректификационной, которая в
этом случае называется абсорбером. После конденсации в такой колонне образуется бензин.
При адсорбционном способе газ пропускают через твердые поглотители
(адсорбенты, например, активированный уголь), которые насыщаются тяжелыми углеводородами. Затем поглотители обрабатывают водяным паром и после
охлаждения, конденсации и последующего отстоя отделяется бензин. Этот
процесс повторяют несколько раз.
Кроме указанных, применяют способ низкотемпературной ректификации,
когда выделение конденсата из сжатого газа осуществляют после охлаждения
газа до минусовых температур. Процесс проводится в ректификационной колонне, в которой сверху поддерживается низкая температура, а внизу – проводится подогрев. Полученный бензин отводится из нижней части колонны.
Из газового бензина удаляют метан, этан, и частично бутан, что называ161
ется стабилизацией. Этот процесс происходит в специальных стабилизационных установка
Синтетические продукты получают в результате химической переработки
углеводородного сырья, к которым относятся полимеризация, дегидрирование,
окисление, гидратация, алкилирование, сульфирование.
В процессе полимеризации происходит соединение нескольких простых
молекул в одну большую, в результате получают полимеры. Процесс можно
ускорить применением катализаторов.
Дегидрирование – отщепление атомов водорода, в результате из этана получают этилен, из бутана – бутилен.
Гидрирование – реакция, обратная дегидрированию, используется для получения парафинов и предельных циклических углеводородов.
Путем окисления получают кислоты, спирты, альдегиды, кетоны, окиси
олифенов и др. Процесс алкилирования заключается во взаимодействии этилена, пропилена или бутилена с парафиновыми или ароматическими углеводородами. В результате образуются вещества, которые в дальнейшем используют
для производства каучука и пластмасс.
При сульфировании происходит взаимодействие ароматических углеводородов с серной кислотой, в результате чего получают сульфокислоты, используемые для синтеза других необходимых продуктов.
Нефтехимическое производство осуществляется на специальных нефтехимических комплексах, где имеется несколько установок по проведению ряда
указанных выше процессов химической переработки нефтяного и газового сырья.
Комплекс сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска нефтепродуктов называют нефтебазами.
По принципу оперативной деятельности нефтебазы различают перевалочные (перегрузка продуктов с одного вида транспорта на другой), распределительные (непродолжительное хранение продуктов и снабжение потребителей), и перевалочно-распределительные.
По транспортным связям нефтебазы делят на железнодорожные, водные
(морские, речные), вводно-железнодорожные, трубопроводные.
Нефтебаза любого назначения должна иметь зону приема и отпуска продукции со сливными и наливными эстакадами, зону хранения с резервуарным
парком, очистные сооружения, а также зоны административно-хозяйственную,
оперативно-вспомогательную, технических сооружений. Нефтепродукты хранят также в специальных шахтах, в подземных хранилищах сооруженных в отложениях каменной соли, пластичных породах.
В районах Крайнего Севера используют льдогрунтовые хранилища, представляющие подземные выработки в вечномерзлых грунтах, стены которых облицованы льдом.
162
Рис.14.16. Принципиальная схема АЗС:
1 - сливное устройство; 2 - резервуар для топлива; 3 - клапан приемный; 4 - противовзрывник угловой; 5 - замерное устройство; 6 - клапан дыхательный; 7 - топливораздаточная колонка
Для обслуживания и заправки автомобилей горючим предназначены автозаправочные станции. В состав стационарной заправочной станции входят
подземные резервуары для хранения нефтепродуктов, топливозаправочные колонки и другие сооружения в соответствии с выполняемыми функциями.
Разработка и эксплуатация месторождений, а также переработка нефти
влечет за собой образование жидких и твердых нефтесодержащих отходов, которые носят название «нефтешламы». По своему происхождению их подразделяют на группы, имеющие различные физико-химические свойства:
- образовавшиеся при подготовке нефти на промыслах,
- образовавшиеся при очистке нефтяных резервуаров,
- нефтесодержащие жидкости, используемые при бурении скважин,
- сбросы при ремонте, освоении и испытании скважин,
- аварийные разливы при добыче и транспортировании нефти,
- технологические сбросы при переработке нефти,
- амбарные деградированные нефти.
Нефтешламы представляют собой устойчивые нефтеводяные эмульсии с
содержанием различного количества механических примесей и если их вовремя
не утилизировать, оказывают определенное негативное воздействие на окружающую среду ( воздух, почву, подземные воды, растительный и животный
мир).
Широкий спектр физико-химических свойств шламов и различные условия образования требуют различных технологий переработки в готовую продукцию и утилизации (уничтожения).
По целям технологии переработки нефтешламов можно разделить:
- переработка в сырье,
- переработка в готовую продукцию (битум, котельное топливо),
163
- применение в качестве сырьевых добавок при производстве строительных материалов (керамзита, асфальто-бетона, гидроизоляционных).
- уничтожение методом сжигания и биологического разложения.
- захоронение в специальных могильниках после термической, физической, химической, биологической обработки.
Разработано много технологий переработки и утилизации шламов. Принципиальная технологическая схема заключается в следующем. На первой стадии шлам нагревается в теплообменниках до температуры в пределах 200 0С и
более, обрабатывается деэмульгаторами и подается в аппараты, где происходит
разрушение эмульсии и предварительное отделение воды и механических примесей. Полученная нефть направляется в испарители и сепараторы, в которых
доводится до требуемого качества.
Нефть и нефтепродукты попадая в почву нарушают экологический баланс
жизнедеятельности почвенных микроорганизмов. Наиболее распространенными технологиями очистки почв от нефтяных загрязнений являются: снятие загрязненного слоя почвы и вывоз его в отвалы и хранилища для извлечения загрязнителей различными моющими средствами, рекультивация путем вспашки
с внесением органических и минеральных удобрений, обработку горячей водой
и водяным паром и т.п.
164
ПРИЛОЖЕНИЕ к главе 8.
Таблица 1 ( отраслевой журнал НГВ № 3 – 06)
Экспорт нефти из России в 2005 г. по направлениям (тыс.т).
Морские порты - 106098,6
в т.ч.
Новороссийск – 40637,7
СМП Приморск - 54385,7
Нефтепровод Дружба – 74962,1
в т.ч. Германия – 22333,3
Польша – 17319,1.
Таблица 2 ( отраслевой журнал НГВ № 3 – 06)
Россия 2005 год. (тыс.т) Первичная переработка нефти –
206630,2
Производство основных нефтепродуктов
бензин автомобильный –
31959,7
дизельное топливо –
59956,7
керосин авиационный 8151,9
мазут топочный 56524,2
Крупнейшие нефтеперерабатывающие компании/заводы России:
МТК Московский МПЗ, Уфимский НПЗ, Салаватнефтеоргсинтез,
Киришинефтеоргсинтез, Новокуйбышевский НПЗ, Ангарская НХК,
Волгограднефтепереработка, Пермнефтеоргсинтез, Омский НПЗ
Нижегороднефтеоргсинтез, Ярославнефтеоргсинтез,
Рязанская нефтяная компания,.
Таблица 3.
Примерное получение бензина после переработки 1 тонны нефти
(литров). АИФ № 45, 2004 г.
Россия - 160
Европа - 400
США - 480
165
Контрольные вопросы.
1. Железнодорожный, водный и автомобильный транспорт нефти и нефтепродуктов.
2. Магистральные нефтепроводы, основные параметры.
3. Линейные сооружения нефтепровода и их назначение.
4. Системы перекачки нефти.
5. Транспортирование по нефтепроводу вязкой нефти .
6. Магистральный газопровод и его элементы.
7. Хранение газа.
8. Трубопроводный транспорт сжиженного газа.
9. Особенности транспорта по трубопроводу нефтепродуктов.
10. Продукты переработки нефти и химического производства.
11. Основные этапы и методы переработки нефти.
12. Методы получения синтетических продуктов.
13. Переработка углеводородных газов.
14. Отходы нефтяного производства, технологии переработки и утилизация.
166
СОКРАЩЕНИЯ
АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка
АЭС – атомная электростанция
АСПО – асфальто-смолисто-парафиновые отложения
ВАС – вышка А-образная (буровая)
ВВ – взрывчатые вещества
ВМ – вышка металлическая (буровая)
ВНК – водонефтяной контакт
В:Ц – водоцементное отношение (цементных растворов)
ГБЗ – газобензиновый завод
ГВК – газоводяной контакт
ГЖС – газожидкостная смесь
ГЗД – гидравлический забойный двигатель
ГЗНУ – групповая замерная насосная установка
ГЗС – головной завод сжижения (газа)
ГЗУ - групповая замерная установка
ГКМ – головка колонная
ГМУ – гидромониторный узел (буровых долот)
ГНК – газонефтяной контакт
ГНС (ГНПС) – головная нефтеперекачивающая станция
ГРП – гидравлический разрыв пласта
ГРС – газораспределительная станция
ГСП – групповой сборный пункт (газа)
ГПЗ – газоперерабатывающий завод
ГПП – гидропескоструйная перфорация
ГУЦ – головка универсальная цементировочная
ГЭС – гидроэлектростанция
ДНС – дожимная насосная станция
ДЭГ – диэтиленгликоль
ЕСГ – единая система газоснабжения
ИСМ – искусственные сверхтвердые материалы
КИН – коэффициент извлечения нефти
КИП и А – контрольно-измерительные приборы и средства автоматизации
КНБК – компоновка низа бурильной колонны
КНС –кустовая насосная станция
КЭС космическая электростанция
ЛБТ – легкосплавные бурильные трубы
МГП ((МГ) – магистральный газопровод
МНП (МН) – магистральный нефтепровод
НГВ – насос глубинный вставной
НГН – насос глубинный невставной
НКТ – насосно-компрессорные трубы
НПС – нефтеперекачивающая станция
167
НХ – низкотемпературное хранилище
ОЗЦ – ожидание затвердевания цемента
ОПЭК – организация государств экспортеров нефти
ОПЗ – обработка призабойной зоны
ОРЭ – оборудование раздельной эксплуатации (скважин)
ПАА – полиакриломид
ПАВ – поверхностно-активные вещества
ПВН – погружной винтовой насос
ППД – поддержание пластового давления
ПЗП (ПЗС) – призабойная зона пласта (скважины)
ППНС (ППС) – промежуточная нефтеперекачивающая станция
ППУ – передвижная паровая установка
ПЭД – погружной электродвигатель
ПЭС – приливная электростанция
ПЭЦН – погружной электроцентробежный насос
СЕГ – североевропейский газопровод
СПГ – сжиженная перекачка газа
СПО – спуско-подъемные операции
СУГ – сжиженный углеводородный газ
ТВЧ – твердые взвешенные частицы
УБТ – утяжеленные бурильные трубы
УКПН (УПН) – установка (комплексной) подготовки нефти
УЛФ – улавливание легких фракций
УР – установка регазофикации
ФА – фонтанная арматура
ЦА – цементировочный агрегат
ЦП – цепной привод
ШНУ –штанговая насосная установка
ЭВМ – электронная вычислительная машина
ЭХЗ – электрохимическая защита (трубопроводов)
ЭЦН – электрический центробежный насос
168
Литература
1.Ю.М.Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков, Технология бурения
нефтяных и газовых скважин. М.Недра, 2001 – 679 с.
2.Ю.М.Басарыгин, А.И.Булатов, Ю.М.Проселков. Заканчивание скважин.
М.Недра, 2000 – 670 с.
3.В.М.Валовский, К.В.Валовский. Цепные приводы скважинных штанговых
насосов. АОО «ВНИИОЭНГ», Москва 2004 – 492 с.
4.А.А.Коршак, А.М.Шаммазов. Основы нефтегазового дела. Уфа. Дизайн
Полиграф Сервис, 2001 - 544 с
5.Ш.К.Гиматудинов, И.И.Дунюшкин и др. Разработка и эксплуатация нефтяных,
газовых и газоконденсатных месторождений. М.Недра, 1988 – 302 с.
6.Л.П.Мстиславская,
М.Ф.Павлинич,
В.П.Филлипов.
Основы
нефтегазового производства. М. «Нефть и газ» РГУ нефти и газа,
2003 - 276с.
7.В.М.Муравьев. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М. Недра,
1979-448 с.
8.Р.Х.Муслимов, К.М.Мусин, М.М.Мусин. Опыт применения тепловых
методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана.
Казань, Новое Знание» 2000.
9.Н.А.Сидоров. Бурение и эксплуатация нефтяных и газовых скважин.
М.Недра, 1982 – 376с.
10.С.А.Султанов, Р.Х.Муслимов. Нефть - чудо природы. Казань,
Татарское книжное издательство, 1987 – 160 с.
11. В.П.Тронов. Фильтрационные процессы и разработка нефтяных
месторождений. Казань, Академия Наук РТ, 2004 – 584 с.
12.В.П.Тронов. Сепарация газа и сокращение потерь нефти.
Казань, «Фэн», 2002- 408с.
13.С.Хисамов. Эффективность выработки трудноизвлекаемых запасов
нефти. Учебное пособие. Альметьевск, Татаиснефть, 2005 – 169 с.
14.Р.С.Хисамов, А.А.Газизов, А.Ш.Газизов. Увеличение охвата продуктивных
пластов воздействием. Москва ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 – 568
15.Аналитический журнал НЕФТЕГАЗОВАЯ ВЕРТИКАЛЬ (НГВ) 2002–2006гг.
Подписано в печать 24.05.2006 г.
Формат 60×84/16
Печать RISO
10,5 уч.-изд.л. 10,4 ус.печ.л.
Тираж 60 экз. Заказ № 39
ТИПОГРАФИЯ
АЛЬМЕТЬЕВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО
НЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА
423452, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2
169