Путь наверх

История развития технологий добычи нефти, обзор современных решений


Штанговые глубинные насосы уступают место в скважинах УЭЦН, однако на небольших промыслах при невысокой производительности скважин это надежное и простое оборудование по-прежнему востребовано.



Фото:Евгений Уваров, Роман Хасаев

Стадии разработки залежи

Основные виды механизированного подъема жидкости из скважины (механизированной добычи нефти)

Смотреть в большом размере

Области применения способов механизированной добычи



Инфографика: Рамблер Инфографика / Евгений Иванов

В ХХ столетии добыча углеводородов определила бурное технологическое развитие многих промышленных отраслей. В свою очередь, продолжают совершенствоваться и сами технологии добычи. Сегодня нефтяники умеют извлекать на поверхность содержащуюся в коллекторе жидкость эффективно и быстро

От фонтана до насоса

На этапе, когда разработка месторожде­ния только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи. По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизи­рованной добыче нефти. Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или уве­личивая пластовое давление с помо­щью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения). Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизи­ рованной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добы­ чи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естествен­ных агентов — воды или природного газа. Но есть и другие способы воздействия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химиче­ских соединений, кислотами. Их приме­няют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи. Третичная добыча предполага­ет массированное воздействие на пласт и существенное изменение характери­стик пласта или содержащихся в нем флюидов. Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтан­ ной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исхо­дя из исследований дебитов (см. врез) скважин и их последующего экономиче­ского анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины мень­ше, чем объемы нефти, которые мож­ но добыть с помощью погружных насо­ сов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы. Только оценив все эти факторы, можно экономически обосно­вать применение того или иного метода добычи.

Качай это

Тысячи лет назад нефть просто собирали поверхности воды, добывали из неглубоких колодцев. В XIX веке первые пробуренные скважины активно фонтанировали и не нуждались в дополнительных приспособлениях для извлечения из них нефти. Затем, когда фонтан истощался, нефть вычерпывали желонкой, однако этот метод был малоэффективным.

В 1865 году в Америке на не фонтанирующих скважинах впервые начали применять глубинные плунжерные насосы. Поршень насоса приводился в движение штангой, соединенной с тем же балансиром, который использовался для проводки скважины ударным бурением. Это были предшественники современного станка-качалки. Приводом в большинстве случаев служил двигатель внутреннего сгорания, работавший на попутном газе. Примерно в то же время глубинные насосы для выкачивания нефти появились и в России, однако они долго не получали широкого распространения. В 1874 году насосы впервые применили на нефтепромыслах в Грузии, а в 1876 году — в Баку. Сегодня штанговые насосы (качалки) имеют ограниченное применение — их проблемно эксплуатировать в искривленных и глубоких скважинах. Впрочем, у качалок есть и бесспорные преимущества: надежность и простота в обслуживании и ремонте.

Еще один тип скважинных насосов, изобретенный на заре развития промышленной нефтедобычи,— газлифт. Суть его действия заключается в том, чтобы вытолкнуть нефть на поверхность с помощью газа. С этой целью газ под большим давлением закачивают в пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами (НКТ), по которым поднимается нефть. Затем открывается газлифтный клапан, и газ попадает в НКТ, вытесняя наверх находящуюся выше клапана жидкость. Впервые принцип газлифта был применен при нефтедобыче в 1897 году — на Бакинском месторождении. Инициатором использования технологии стал знаменитый инженер и изобретатель Владимир Шухов.

Газлифт — весьма надежный способ эксплуатации. Газлифтные скважины легко обслуживать и ремонтировать. Метод может применяться на скважинах с большой кривизной, а также при одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов. Однако среди его недостатков отмечают необходимость использования громоздкого наземного оборудования, значительную величину начальных капиталовложений, невысокий КПД и возможность образования стойких эмульсий в добываемой жидкости.

Несколько позднее для добычи нефти стали применяться электроцентробежные погружные насосы. Разработки в этой области связаны с именем российского инженера Армаиса Арутюнова. В 20х годах прошлого века он эмигрировал в США и уже там довел свое изобретение до коммерческого использования.

Скважинные центробежные насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электродвигатель вращает вал насоса, на котором закреплены рабочие колеса с направляющими лопастями. Жидкость через приемный фильтр поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса первой ступени, под влиянием центробежных сил пермещается к периферии колеса и выбрасывается в неподвижные направляющие каналы, откуда попадает на рабочее колесо следующей ступени. Цикл повторяется до тех пор, пока нефть не достигнет колонны насосно-компрессорных труб, по которым затем поднимается на поверхность.

ЭЦН может использоваться в горизонтальных и искривленных скважинах, позволяет получать высокие дебиты как с неглубоких, так и глубоких скважин, не требует высоких капитальных вложений, наземное оборудование сравнительно компактно. Однако двигатель требует стабильного источника электроэнергии. К слабым местам конструкции относят наличие электрического кабеля, который необходимо спускать в скважину. Кроме того, серьезную опасность для насоса представляют солеотложения. Проблемы могут возникать при работе с газом, механическими примесями. А если насос вышел из строя или ему необходим плановый ремонт, оборудование придется поднимать на поверхность, значит, временно прекращать эксплуатацию скважины.

Всего в настоящее время насчитывается около десяти разновидностей глубинных насосов. Все они имеют свои достоинства, недостатки, области применения — в зависимости от глубины скважины, ее профиля, планируемых дебитов и ряда других факторов. В частности, в тех случаях, когда электрический центробежный насос может оказаться неэффективным (например, когда нефть слишком вязкая), применяются винтовые или струйные насосы.

По статистике, доля скважин в России, все еще оборудованных штанговыми насосами,— 34%. На ЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью погружных электроцентробежных насосов, что говорит об эффективности этого способа. Фонтанным методом эксплуатируется 1,8% скважин, газлифт используется в 0,4% случаев — вклад этих способов в общий объем добычи — порядка 7%. В «Газпром нефти» 94% нефти извлекается с использованием УЭЦН (95% действующего нефтяного фонда скважин оборудованы УЭЦН), примерно по 3% добывается фонтанным и газлифтным способами.

Предсказуемые сложности

Средняя глубина нефтяных скважин составляет около 3000 м. Естественно, их эксплуатация не может проходить идеально даже при полном соблюде­нии всех технологических правил и мер безопасности. Проблемы в процессе добычи могут возникать самые разно­образные: нарушения в обсадной колон­не, прихваты насосно-компрессорных труб и другого подземного оборудова­ния, падение погружного оборудования на забой, заколонные перетоки жидко­сти и водопритоки в добывающую сква­жину, образование на забое песчаных пробок. Также работа скважин неред­ко осложняется образованием стой­кой эмульсии, отложением парафина на внутренней поверхности подъемных труб и на клапанах насосов, корро­зией погружного оборудования. В слу­чаях, когда месторождение находится на поздней стадии добычи и в извлекае­мой жидкости содержится значительное количество минерализованной пласто­вой воды, серьезную проблему для сква­жины представляют отложения солей, способные за короткое время вывести ее из строя. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупори­вать перфорационные каналы, эксплуатационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину подают химические реагенты, которые можно условно разделить на две груп­пы: реагенты для удаления отложений и реагенты (ингибиторы) для предотвра­щения их образования.

Количество скважин, пробуренных на одном месторождении или на одном лицензионном участке, может дости­гать нескольких десятков и даже сотен. Чтобы отслеживать их работоспособ­ность, рассчитывают коэффициент экс­плуатации действующего фонда сква­жин — отношение времени фактической работы скважин за определенный пери­од к его общей продолжительности. Этот коэффициент всегда меньше 1 и в сред­нем по нефте и газодобывающим пред­приятиям составляет 0,94–0,98. На прак­тике это означает, что простой в связи с ремонтными работами в скважинах занимает от 2 до 6% общего времени их эксплуатации.

Добыть и подготовить

После того как продукцию скважин подняли на поверхность, ее направля­ют в систему сбора и подготовки. Дело в том, что из нефтяных скважин добы­вается не чистая нефть, а смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ и твердых частиц. Содержание воды в скважинной жид­кости, в особенности на завершающей стадии эксплуатации месторождений, может достигать 80% и более. Это силь­но минерализованная среда, способная вызвать быстрое коррозионное разру­шение труб и наземного оборудования. Твердые частицы, поступающие с неф­тью из скважины, также приводят к уско­ренному износу оборудования. Попутный нефтяной газ, в свою очередь, может быть использован как сырье и топливо.

Разделение всех этих компонентов проходит в несколько этапов, на каж­дом из которых используются различ­ные технологии: гравитационный отстой, горячий отстой, термохимические мето­ды, электрообессоливание и электро­обезвоживание. При гравитационном отстое нефть выдерживается в резер­вуарах определенное время, в течение которого идут процессы коагуляции капель воды: более крупные и тяжелые капли под действием силы тяжести осе­дают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Для отделения воды от нефти продукцию скважин нагрева­ют, а также добавляют в нее реагенты-деэмульгаторы. Наиболее низкое оста­точное содержание воды достигается при использовании электри­ческих методов обезвожива­ния и обессоливания. Для это­ го жидкость пропускают через специальные аппараты — элек­тродегидраторы, где под дей­ствием электрического поля высокого напряжения проис­ходит отделение воды от нефти. Также из нефти необходимо извлечь легкие углеводороды. Этот процесс называется стабилизацией нефти. Легкие неф­тяные фракции — это ценное сырье для нефтехимической промышленности. К тому же если их не отделить от под­готовленной нефти, то при транспортировке и хранении они будут испаряться, увлекая за собой и часть более тяжелых фракций.

Подготовленная нефть направляет­ся в резервуары товарного парка. Затем через головную насосную станцию она подается в магистральный нефтепро­вод для дальнейшей поставки потреби­телям. Что касается подтоварной воды, образовавшейся в процессе подготовки нефти, ее также необходимо очистить от механических примесей, капель неф­ти, гидратов окиси железа и солей. Только после этого ее используют для даль­нейшего заводнения нефтяных пластов или утилизируют.

Современные технологии повышения эффективности добычи
Нередко в целях сокращения капитальных затрат и повышения скорости и эф­фективности разработки практикуют одновременную добычу сразу из несколь­ких продуктивных пластов месторождения. Однако такой способ добычи может закончиться опережающим обводнением наиболее продуктивных горизонтов и ча­стичным или полным выключением из выработки других. Избежать подобных про­ блем позволяет современная технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Для ее реализации в скважину опускают специальное оборудование, которое изолирует разные участки ствола, обеспечивая доступ к каждому из пластов отдель­но, — как будто это не одна, а несколько скважин. В результате нефтяники получают возможность непрерывно контролировать процесс эксплуатации и управлять произво­дительностью каждого из пластов в отдельности.

Обеспечивает успешность одновременно-раздельной добычи и возможность проводить промыслово-геофизические исследования всех задействованных пла­стов с помощью современных байпасных систем. Это оборудование позволяет иссле­довать поведение нескольких пластов через одну скважину параллельно с их экс­плуатацией и таким образом получать реальное представление о свойствах пластов и перемещающихся в них жидкостях в промышленных условиях. Системы ОРЭ вне­дрены и успешно эксплуатируются на Приобском месторождении, разрабатываемом «Газпромнефть-Хантосом».
Средняя производительность нефтяных скважин
Дебитом скважины называют количество жидкости, выкачанной из сква­жины за определенное время. В российской нефтяной промышленности принято рассчитывать суточные дебиты и измерять их либо в кубоме­трах, либо в тоннах. Так как жидкость, извлекаемая при добыче нефти, обычно содержит некоторое количество воды, то говорят о среднем дебите жидкости и отдельно о среднем дебите нефти. На начальных этапах разработки месторождения эти показатели обычно несильно отличаются друг от друга. На зрелых месторождениях дебит нефти постепенно падает.

По дебитам скважины классифицируют как малодебитные — до 5 тонн/сут., среднедебитные — 6–100 тонн/сут., высокодебитные — более 100 тонн/сут. В общем случае дебиты скважин зависят от целого ряда обстоятельств: вели­чины пластовой энергии и того, какой режим разработки используется (естественный или искусственный), от правильности выбора местоположения сква­жины, фильтрационно-емкостных свойств коллектора и др. Для добывающих активов «Газпром нефти» средний дебит жидкости в прошлом году составил порядка 80 тонн/сут., а дебит нефти — 12 тонн/сут., что соответствует средне­мировым показателям.

ЧИТАЙТЕ ТАКЖЕ