Меню Рубрики

Установки которые добывают нефть

Технология добычи нефти

В прошлый раз мы поговорили о том, где нефть под землёй находится и откуда она там берётся. На этот раз речь пойдёт о том, каким образом нефть из-под земли добывают. Для лучшего понимания этой части желательно прочитать раздел «Геология нефти» предыдущей статьи.

Устройство скважин

Добыча нефти осуществляется через скважины, которые перед этим нужно пробурить. Это делается с помощью буровых установок, которые выглядят как «нефтяные вышки». Эти вышки не используются для добычи нефти. Они предназначены только для бурения. Когда бурение скважины закончено, буровая установка переезжает на новое место и приступает к бурению новой скважины.

Бурение одной скважины может занимать от нескольких дней до нескольких месяцев. Пробурённая скважина — это не просто дырка в земле, её обсаживают изнутри стальными трубами, чтобы порода не осыпалась внутрь и не завалила скважину. Один из типовых внутренних диаметров этой обсадной колонны — 146 миллиметров. Длина скважины может достигать 2—3 километров и более. Длина скважины, таким образом, превосходит её диаметр в десятки тысяч раз. Примерно такими же пропорциями обладает, например, отрезок обычной нити длиной 2—3 метра.

Буровая установка. Она высокая для того, чтобы можно было опускать в скважину трубы, подвешенные к крюку. Сам крюк висит на тросах лебёдки, перекинутых через блок на вершине вышки

Понятно, что любые манипуляции с чем-либо на дне (забое) скважины превращаются в очень увлекательное занятие. Если в скважину нечаянно уронить инструмент, насос или несколько труб, то вполне можно уроненное никогда не достать, после чего на скважине стоимостью в десятки или сотни миллионов рублей можно ставить крест. Покопавшись в делах и историях ремонта, можно найти настоящие скважины-жемчужины, на забое которых лежит насос, поверх которого лежит ловильный инструмент (для извлечения насоса), поверх которого лежит инструмент для извлечения ловильного инструмента.

Чтобы разные пласты не превращались в сообщающиеся сосуды, пространство за обсадной колонной скважины заливают цементом. Этим достигается разобщение пластов и предотвращение циркуляции между ними нефти, газа или воды. Цементное кольцо за обсадной колонной со временем от физического и химического воздействия может крошиться и разрушаться, что приводит к возникновению заколонной циркуляции. Это вредное явление, так как помимо нефти из пласта-коллектора в скважину начинает поступать вода или газ из близлежащих пластов, причём часто в объёме гораздо большем, чем нефть.

Чтобы нефть вообще могла поступать в скважину, нужно проделать отверстия в обсадной колонне и цементном кольце за ней, так как они, вообще говоря, отделяют коллектор от собственно скважины. Эти отверстия делают с помощью кумулятивных зарядов; они по сути такие же, как, например, противотанковые, только без обтекателя, потому что лететь им никуда не надо. Заряды пробивают не только обсадную колонну и цемент, но и сам пласт горной породы на несколько десятков сантиметров вглубь. Весь процесс называется перфорацией.

Схема скважины, оборудованной ЭЦН. Стрелками показано движение нефти. Для наглядности пропорции диаметра и длины скважины искажены в тысячи раз.

Технология добычи

Нефть может фонтанировать из скважин, то есть подниматься по скважине от пласта-коллектора до поверхности самостоятельно, без помощи насоса, благодаря своей низкой плотности. Дело в том, что давление в коллекторе обычно гидростатическое, то есть такое же, как и в воде на такой же глубине; например, на глубине в два километра давление составит около 200 атмосфер (пластовое давление). При плотности нефти около 800 кг/м 3 давление в заполненной нефтью скважине напротив этого пласта (забойное давление) составит около 160 атмосфер. В результате между коллектором и скважиной возникает перепад давления (депрессия), который и приводит нефть в движение.

Кроме того, нефть обычно содержит лёгкие компоненты, которые при снижении давления переходят в газообразное состояние — это так называемый растворенный газ. Выделение растворенного газа снижает среднюю плотность содержимого скважины и тем самым ещё сильнее увеличивает перепад давления. В целом это не слишком отличается от того, что происходит с бутылкой тёплого шампанского после открытия пробки.

Количество нефти, получаемой из скважины за сутки, называется дебитом этой скважины. Данное понятие не имеет никакого отношения к дебету в бухучете. Как можно заметить, даже пишутся эти слова по-разному. По мере добычи нефти из коллектора пластовое давление в нем падает, в силу закона сохранения энергии. Дебиты скважин, соответственно, тоже падают, так как уменьшается перепад давления между пластом и скважинами. Для поддержания пластового давления в коллектор закачивают с поверхности воду. Некоторые коллекторы изначально содержат помимо нефти ещё и очень большое количество воды, расширение которой может частично восполнить падение пластового давления; закачка воды в таких случаях может быть и не нужна.

Так или иначе, в изначально нефтенасыщенные области коллектора, а затем и в добывающие скважины, проникает вода. Продукция скважин начинает обводняться. Это тоже приводит к падению дебита, не только из-за сокращения доли нефти в продукции скважины, но и из-за увеличения плотности этой продукции. В обводнённых скважинах увеличивается забойное давление и, соответственно, уменьшается депрессия. Со временем обводненные скважины перестают фонтанировать.

Таким образом, в целом дебит скважин имеет свойство снижаться. Обычно скважина имеет максимальный дебит при первом запуске в работу. После этого, по мере выработки запасов нефти, дебит скважины падает. Чем быстрее вырабатываются запасы, тем быстрее падает дебит. Или, другими словами, чем выше дебит скважины, тем быстрее он снижается. Время от времени на скважине могут проводиться различные мероприятия по интенсификации добычи. Эти мероприятия дают мгновенный прирост дебита, после чего он продолжает снижаться, но уже быстрее, чем до мероприятия. Характерные темпы падения дебита по отдельно взятой российской скважине лежат в диапазоне от 10 до 30% в год.

Читайте также:  Установка клапана на ман

Для увеличения дебита в обводнённых скважинах, либо в скважинах с упавшим пластовым давлением, либо в скважинах с низким содержанием растворенного газа, применяют различные способы механизированной добычи. В первую очередь это различные виды насосов. Из насосов наиболее распространены штанговые глубинные насосы (ШГН), поверхностная часть которых выглядит как известные многим «качалки»; а также электроцентробежные насосы (ЭЦН), которые с поверхности не выглядят никак. В России сегодня большая часть нефти добывается с помощью именно электроцентробежных насосов.

Скважина, оборудованная ШГН. На фото мы видим в основном станок-качалку. Собственно скважина здесь — это маленькая кучка труб справа внизу. Скважина, оборудованная ЭЦН, выглядит примерно так же, только нет станка-качалки.

Эффект от применения механизированной добычи достигается за счёт снижения забойного давления в скважине. В результате увеличивается депрессия и, соответственно, дебит. Перевод скважины на механизированную добычу и вообще увеличение депрессии — это не единственный способ интенсификации добычи. Есть еще, например, гидроразрыв пласта, о котором мы поговорим более подробно в другой раз.

Месторождения нефти можно разрабатывать с высоким забойным давлением, а можно с низким. Если забойное давление высокое, то депрессия низкая, дебит скважин маленький, и запасы на месторождении вырабатываются медленно. Если забойное давление низкое, то депрессия высокая, дебиты скважин большие, запасы вырабатываются быстро. Можно говорить, что низкое забойное давление позволяет эксплуатировать месторождения и скважины более интенсивно.

Часто интенсивную выработку запасов называют «хищнической эксплуатацией» или «хищнической добычей». Подразумевается при этом, что таким образом нефтяные компании «снимают сливки» с месторождений, добывают то, что добыть легко, а остальные запасы бросают. При этом будто бы оставшиеся запасы приходят в такое состояние, что добыть их практически невозможно. Это в общем случае неверно. На большинстве месторождений интенсивность эксплуатации не влияет на остаточные запасы нефти. Чтобы убедиться в этом, достаточно обратить внимание на тот факт, что исторически «снятие сливок», т.е. резкая интенсификация добычи в России, произошло в конце девяностых — начале двухтысячных годов. С тех пор добыча нефти в России падать так и не начала, хотя прошло уже пятнадцать лет. Для нефтяных месторождений это большой срок. Если бы практика интенсификации приводила к потере остаточных запасов нефти, то это уже давно сказалось бы.

Интенсивная эксплуатация скважин связана с несколько повышенным риском возникновения аварий, разрушения цементного кольца (что, как мы помним, ведёт к нежелательной заколонной циркуляции), преждевременного прорыва воды. Однако в целом такой режим работы, как правило, оказывается экономически оправданным при почти любой цене на нефть. Здесь можно провести аналогию с дорожным движением. Если ограничить скорость движения автомобилей на загородных трассах двадцатью километрами в час и драконовскими мерами добиться соблюдения такого скоростного режима, то наверняка количество ДТП сведётся практически к нулю. Однако будет ли экономический смысл в таких дорогах?

Как уже упоминалось, быстрый рост добычи нефти в России в конце 1990-х — начале 2000-х годов технически поначалу обеспечивался в основном снижением забойного давления (увеличением депрессии) на добывающих скважинах. В фонтанирующие скважины спускались насосы; в скважины, уже оборудованные насосами, спускались более производительные насосы. В этом нет ничего однозначно плохого ни с современной экономической, ни с технической точки зрения. Плохо это, на мой взгляд, только со стратегической точки зрения. Чем выше депрессия, тем выше скорость выработки запасов нефти, и тем быстрее падает добыча нефти на уже разбурённых площадях.

Поскольку дебиты скважин имеют свойство постоянно падать, для поддержания добычи нефти на постоянном уровне необходимо бурить новые скважины. Чем быстрее падают дебиты, тем больше скважин нужно бурить ежегодно. Поэтому при интенсивной эксплуатации месторождений необходимо ежегодно бурить больше скважин. Иными словами, продолжать обеспечивать нужный объем добычи при интенсивной эксплуатации становится сложнее.

Кроме того, если скважины эксплуатируются неинтенсивно (с высоким забойным давлением), то есть резерв добывающих мощностей, которые в случае необходимости можно реализовать, понизив забойное давление. Именно таким образом регулируют добычу в таких странах как Саудовская Аравия и Кувейт. Это позволяет говорить о большей безопасности стратегии неинтенсивной эксплуатации. Добывать 500 с лишним миллионов тонн нефти в год с высоким забойным давлением (как это было в РСФСР в 1980-х годах) — это совсем не то же самое, что добывать 500 с лишним миллионов тонн нефти в год с низким забойным давлением (как это есть в РФ сейчас). Если вдруг санкции, война или ещё что-нибудь не позволит сегодня осуществлять в российской нефтедобывающей отрасли капитальные вложения и бурить новые нефтяные скважины, то падение добычи имеет все шансы стать катастрофическим, по причине интенсивной эксплуатации месторождений и отсутствия значительного резерва добывающих мощностей.

Однако в экономической модели нефтяной компании, ориентированной в первую очередь на прибыль, тонна нефти сегодня — это всегда лучше, чем тонна нефти завтра. Нельзя ждать, что капитал добровольно откажется от части прибыли. Поэтому если кому-то хочется создавать стратегические резервы добывающих мощностей, заставить это сделать публичную нефтяную компанию, действующую в рамках рыночной экономики, можно только методами государственного регулирования и принуждения.

Читайте также:  Установка встраиваемой газовой варочной поверхности

источник

Как добывают нефть? Работа нефтяного промысла

Процесс эксплуатации скважин, в целом, сводится к подъему нефти или газа на поверхность земли. Эксплуатация нефтяных скважин ведется тремя способами:
Фонтаннымподъем нефти осуществляется за счет пластовой энергии. Фонтанирование может быть как естественное — за счет давления в пласте, так и искусственное — за счет закачки газа или жидкости в скважину.
Газлифтным — логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.
Механизированным — с помощью глубинных насосов. Механизированная добыча применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии.

О третьем способе мы и поговорим сегодня. Это наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.

Установка штангового глубинного насоса (УШГН)

Самые распространенные и узнаваемые установки — это станки в народе называемые «качалки». Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) оборудованы именно этими станками. Они предназначены для работы на глубине от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200-3400 м.
Прообразом современного станка-качалки является насос, изобретенный в 1712 году Томасом Ньюкоменом. Он создал аппарат для выкачивания воды из угольных шахт. Принцип действия был примерно такой:

Современные насосы стали технологичнее — пар заменило электричество, а принцип действия стал основан на преобразовании вращательного движения в поступательное. По сути, станок-качалка представляет собой привод штангового насоса, который находится на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 — 4 м) цилиндра. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 — 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается.Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Станки-качалки отличаются большой надежностью — сложно представить себе более тяжелые условия эксплуатации: круглосуточная и круглогодичная работа на открытом воздухе в различных климатических условиях. Недалеко от города Лениногорск находится скважина-первооткрывательница Ромашкинского месторождения — крупнейшего месторождения России Волго-Уральской провинци (его геологические запасы нефти в нем оцениваются в 5 млрд тонн,а доказанные и извлекаемые запасы — в 3 млрд тонн).
За более чем 60 лет эта скважина дала более 417 тысяч тонн нефти. После зарезки бокового ствола в 2009 году скважина и по сей день дает дебит около 8 тонн жидкости.

Наряду с достоинствами, качалки имеют и ряд недостатков. Это значительная масса привода, необходимость в массивном фундаменте, невозможность работы в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, значительный период монтажа станка-качалки при обустройстве скважины и ее ремонте, невозможность использования в морских скважинах.
Часть этих недостатков решена в установках с цепным приводом (на фото справа).

Установки с цепным приводом в целом работают так же, как и качалки, преобразуя вращательное движение электромотора в поступательное движение штанги. Однако они более экономичные, требуют меньше металла и обеспечивают более плавный ход штока (это влияет на надежность).
Коротко об отличиях и преимуществах можно посмотреть в видео:

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте — ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России. Кроме того, в отличие от штанговых скважинных насосов, УЭЦН можно использовать в «кривых» скважинах, а также на шельфе.

В общем и целом УЭЦН — обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), электрокабеля, колонны насосно-компрессорных труб, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).
В составе подземной части УЭЦН много частей. Это:
Погружной электродвигатель, который питает насос. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель,а так же компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.
Непосредственно насос. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени).
Протектор (или гидрозащита) электродвигателя. Он отделяет полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а также решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там бываетдо 400 атмосфер, это примерно как на трети глубины Марианской впадины).
Газосепаратор
Измерители давления и температуры,
Защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов – жалко этого времени). А когда нужно поднять насос – этот клапан мешается – из труб постоянно что-то льется, загрязняя все вокруг. Для этих целей есть сбивной (или сливной) клапан КС – смешная штука – которую каждый раз ломают когда поднимают из скважины.
Подробнее о них можно прочитать у fduchun76 тут. Также советую прочитать у victorborisov репортаж с предприятия, где изготовляются насосы ЭЦН.

Читайте также:  Установка пневмоподвески iveco daily

Если коротко, то внутри происходят два основных процесса:
отделение газа от жидкости — попадание газа в насос может нарушить его работу. Для этого используются газосепараторы (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Кроме того, для нормальной работы насоса необходимо отфильтровывать песок и твердые примеси, которые содержатся в жидкости.
подъем жидкости на поверхность — насос состоит из множества крыльчаток или рабочих колес, которые, вращаясь, придают ускорение жидкости.

Как я уже писал, электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

В сборе УЭЦН выглядит вот так:

После того, как жидкость поднята на поверхность, ее необходимо подготовить для передачи в трубопровод. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Вначале нефть попадает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Все данные по добыче — суточный дебит, давления и прочее фиксируются операторами в культбудке. Потом эти данные анализируются и учитываются при выборе режима добычи.
Кстати, читатели, кто-нибудь знает почему культбудка так называется?

Далее частично отделенная от воды и примесей нефть отправляется на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) для окончательного очищения и поставки в магистральный трубопровод. Однако, в нашем случае, нефть вначале проходит на дожимную насосную станцию (ДНС).

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УКПН недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ — под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу.

УКПН представляет собой небольшой завод, где нефть претерпевает окончательную подготовку:

  • Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
  • Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
  • Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
  • Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Для более эффективной подготовки нередко применяют химические, термохимические методы, а также электрообезвоживание и обессоливание.
Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод и отправляется на переработку. Но об этом мы поговорим в следующем посте:)

источник