ТОП-10 “скрученных” зданий мира | ARCHITIME.RU

Разработка морских осуществляется как, правило, на разведанных акваториях.

В процессе разработки морских месторождений на Каспии потребовалось надежное сообщение между отдельными объектами, расположенными на морских стационарных основаниях. Доставка грузов на судах при волнении 4 балл и ветре 5 баллов была затруднена. Кроме того, несудоходность акватории в местах разработки обусловила создание эстакад как средств сообщения между объектами существующего промысла.

Сущность данного способа заключается в следующем: на основании проекта разработки месторождения сооружается сеть магистральных эстакад ответвлениями. Параллельно со строительством эстакад возводятся приэстакадные площадки для бурения и эксплуатации скважин, нефтесборные пункты, нефтяные и водяные насосные, водоочистные сооружения по сбору и утилизации сточных вод, парки товарных резервуаров, жилые, административные здания.

Эстакадами называются протяженные сооружения, обеспечивающие непрерывную надводную связь буровых платформ с помощью автотранспорта.

Морская эстакада (рис26): предназначена для обеспечения непрерывной, независимой от состояния волнения моря, сухопутной связи между объектами по эстакаде осуществляется:

1. движение автотранспорта и железнодорожный транспорт.

2. прокладка необходимого числа трубопроводов различного назначения (для воды, нефти, газа, пара глинистого раствора).

В общем, виде, морская эстакада представляет собой многопролетные, однорядные линейное сооружение, состоящее из пространственных ферм, отирающихся на трубчатые опоры.

На сравнительно неглубоких акваториях применяются плоские опоры, состоящие из двух наклонно забитых свай связанных сверху ригелем, а по высоте трубчатыми связями. Пространственная ферма пролетных строений сооружаются сквозными из трубчатого проката в виде спаренных балок.

Приэстакадные площадки независимо от них назначения представляют многорядную и многопролетными систем ферм, опирающихся на трубчатые свайные опоры, связанные ригелями и трубчатыми связями, обеспечивающими продольную и поперечную жесткость сооружения.

Цикл операций по возведению одного пролета состоит из следующих основных видов работ: устройства свайной опоры рамного типа, забивкой свай в грунт и последующей обвязки их ригелем по верху и системой одно и двухярусных связей по высоте, монтаж пролетных строений, устройства временного рельсового пути.

Для того чтобы иметь возможность бурить скважины под дно водного бассейна, а затем добывать нефть или газ необходимо сооружать специальные основания, на которых и следует размещать буровое и эксплуатационное оборудование.

Стационарные основания подразделяют на насыпные острова, основания из металлоконструкций свайного типа, крупноблочного типов, основания очень большого веса гравитационного типа.

Металлические стационарные морские основания для бурения скважин и добычи нефти за рубежом начали свое развитие с простейших конструкций на глубину 6м до сложных конструкций на глубины до 305м и более.

Основания из металлоконструкций свайного и крупноблочного типов в буровой практике использует широко.

Основания свайного типа – применяют при различной глубине, а также в случае резких изменений рельефа дна водоема. Под сваи в дне моря со специального судна бурят скважины. В каждую такую скважину спускают свою – трубу и цементируют её. Затем сваи обрезают так, чтобы их концы были над водой на одинаковым уровне. Концы труб связывают плоскими металлическими фермами, на которые настилают пол и устанавливают вышку и буровое оборудование. Высота свай над уровнем воды должна превышать высоту самых больших волн.

Крупноблочные основания. В настоящее время для строительства морских оснований используют крупные блоки (МОС-1,2) конструкция Межлумова, Оруджева и Саттарова рассчитаны на применение при глубине вод до 8 м, 14 м, 22 м. После установки на дне моря блока, входящего в основание МОС, через внутреннего полость под дно водоема бурят скважины, в которые затем опускают железобетонные сваи, связывающие блоки с дном.

Надводная часть блока оснащена фермами, регулируемыми по высоте, что позволяет использовать при изменениях рельефа дна до 1м. Для более глубоководных участков используют основания других типов.

Морские нефтегазовые промыслы (МНП): – технологические комплексы, предназначенные для добычи, сбора, нефти и газа и конденсата из морских месторождений углеводородов, а также для подготовки продукции и дальнейшей транспортировки.

Добыча осуществляется преиму-щественно фонтанным способом (в.т.ч. с ППД) с последующим переходом на газлифтную и др. механизированные способы добычи.

Нефть и газ добываемый при этом используется для внутренних нужд энергопотребления в газлифтном цикле. Газовые месторождения разрабатываются в случае сообщения с береговым потребителем подводным газопроводом. Отличие МНП от промысла на суше необходимость размещения основного и вспомогательного оборудования на морских нефте-газопромысловых гидротехнических сооружениях.

Технологические схемы МНП зависят от глубины, возможности появления и (толщины) ледовых образований, высоты волн, скорости ветра и др. природно-климатических условиях. Эксплуатация осуществляется главным образом на незамерзающих акваториях до глубины 300 м.

При глубинах 25-30 м располагаются МНП преимущественно на искусственных островах и дамбах (до 5-10 м) эстакадах и других свайных сооружениях.

Надводная эксплуатация – это комплекс мероприятий по извлечению и транспорту нефти и газа стационарных платформ, оснований и приэстакадных площадок. Эксплуатация осуществляется наклонными и горизонтальными скважинами большой протяженности при этом устье скважины, оборудовано, обычном надводным способом

На глубине 25-30 м применяют стационарные платформы состоящих из металлической или железобетонной опорный части и палубы, на которой размещается промысловые оборудование. До глубины 60-80 м главным образом используются однофункциональные платформы с добывающими скважинами или технологическим оборудованием (для сбора и подготовки продукции), энергетическими объектами, жилыми помещениями и др.

Глубина больше 80 м – как правило, является многофункциональными, причем каждая платформа может являться самостоятельным нефтегазопро-мыслом. Количество платформ определяется объектом дренирования и обычно бывает от 2-4.

Особенность шельфовой эксплуатациивысокие затраты и недостаточность места для размещения оборудования. Эти ограничения привели к бурению горизонтальных скважин большой протяженности для увеличения площади дренирования нефтяного пласта.

Нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины Статойл, например, пробурил за последнее 7 километровую скважину, расходящуюся на 5 км вокруг платформы Статфьюрд вглубь пласта, расположенного под морским дном на глубине 3500 м.

Первая скважина с подводным расположением устья была про­бурена в 1943 г. на оз. Эри (США) на глубине 11,5 м. С тех пор этим методом закончено около 300 скважин в различных морских месторождениях мира: в Мексиканском заливе, у Тихоокеанского побережья США, у побережья Юго-Восточной Азии, в Северном море и т. д. За 1976—1980 гг. число скважин с подводным распо­ложением устья возросло с 217 до 283. В первой половине 1980г. намечалось оборудовать еще 66 скважин, для которых уже име­лось оборудование или оно было заказано.

Метод разработки морских нефтяных месторождений с подвод­ным расположением устьев скважины хотя и сложен, но обла­дает рядом преимуществ перед обычным способом надводного оборудования устьев.

Основным преимуществом этого метода является возможность ввода нефтяного месторождения в эксплуатацию очередями, что на практике ведет к ускоренному получению первой нефти. Про­бурить с бурового судна несколько скважин, оборудовать их устья соответствующей подводной арматурой и ввести в эксплуатацию можно значительно быстрее, чем устанавливать дорогостоящую стационарную платформу, бурить с нее наклонно-направленные скважины, и лишь после этого ввести месторождение в эксплуа­тацию.

Кроме того, метод разработки месторождения с подвод­ным расположением устьев скважин дает возможность выявить некоторые геолого-физические характеристики месторождения и эксплуатационные параметры на более ранней стадии разработки.

Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод может быть применен для разработки месторождений с неболь­шими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стацио­нарных платформ является нерентабельной.

Рис. 27- Комплекс подводной эксплуатации скважин.

Преимуществом системы с подводным расположением устья является также защищенность всего оборудования, установлен­ного на дне, от внешних погодных условий. Известно, что надвод­ные стационарные платформы представляют значительную нави­гационную опасность, в то время как при установке оборудования под водой такая опасность практически отсутствует, устраняется также пожарная опасность.

Существенным недостаткомсистем с подводным расположе­нием устья является трудность доступа к устьевому оборудова­нию, особенно при расположении последнего на большой глубине и при необходимости частых ремонтов скважин. Кроме того, не­достатком считают необходимость использования труда опытных водолазов, умеющих работать на большой глубине.

Следует отметить, что ряд крупных зарубежных нефтяных фирм относится с известной осторожностью к методу разработки морских месторождений скважинами с подводным расположением устья, считая, что этот метод еще не вышел из опытной стадии или же что он применим только для отдельных изолированных сква­жин.

Под водой устьевое оборудование устанавливают на устьях отдельных вертикально пробуренных скважин или на устьях на­правленных скважин, пробуренных на ограниченной площади кустом.

Для управления устьевым оборудованием и манифольдными камерами применяются гидравлические или электрогидравличе­ские системы. Управление каждой задвижкой осуществляется ли­бо по отдельным линиям, идущим с обслуживающего судна, либо через единый распределительный блок.

Различают две системы подводной установки оборудования:

§ с открытым расположением оборудования устья под водой;

§ И с закры­тым оборудованием— «сухим» (атмосферным).

В системах открытого типа все устьевое оборудование нахо­дится под гидростатическим давлением, соответствующим глубине моря. В системах закрытого типа устьевое оборудование устанав­ливают в специальных погружных камерах, внутри которых со­храняется либо атмосферное, либо слегка повышенное давление. Системы с открытым расположением оборудования получили зна­чительно большее распространение, чем системы «сухого» типа. Монтаж, техническое обслуживание и ремонт оборудования от­крытых систем проводится манипуляторами или водолазами, а в закрытых системах — в атмосферных камерах, где опера­торы работают в обычной одежде. Арматура для установки на подводное устье скважины отличается от обычного как размерами, так и конструктивным решением.

Надежность подводной технологии

Проблема обеспечения надежности — одна из наиважнейших при применении подводной технологии, поскольку инспекция под­водного оборудования затруднена, а его обслуживание и (или) замена требует больших затрат. Кроме того, отказ подвод­ного оборудования непосредственно влияет на состояние окру­жающей среды. И, наконец, подводное оборудование должно обеспечивать непрерывность добычи и окупаемость капитальных вложений.

Чтобы свести к минимуму подводные операции, важно обеспе­чить извлекаемость компонентов подводного оборудования для инспекции, ремонта или замены. В этой связи необходимо за­ложить в подводные системы принцип частичного дублирования, который служил бы гарантией непрерывности добычи. Поэтому модульные системы должны проектироваться с включением стан­дартных компонентов, проходить надлежащие испытания и изго­тавливаться со строгим контролем качества.

Одним словом, для обеспечения надежности подводных систем следует сочетать творческую изобретательность с осторожным применением новых идей. Девизом должна быть простота, а целью — надежность, а не техническая элегантность решений.

Как говорилось выше, проблема обслуживания подводного оборудования тесно связана с обеспечением его надежности. Обслуживание подводных и любых других систем основывается на одних и тех же принципах. Использование модульных систем предполагает применение опробованных компонентов, что поз­воляет извлекать их и заменять новыми. Однако в любой системе имеются уникальные, предназначенные только для данного месторождения компоненты. Они не извлекаются и служат в течение всего периода разработки месторождения. Другие части системы могут оказаться неисправными и потребовать ремонта или замены. Здесь, в принципе, возможны два подхода. Первый подход — обеспечение высокой надежности этих компо­нентов подводной системы. Второй подход заключается в проектировании системы таким образом, чтобы в случае отказа одних компонентов их функции могли взять на себя другие компоненты. Необходимо также расширить доступ к подвод­ному оборудованию водолазов и манипуляторов для прове­дения обслуживания и ремонта. Характер обслуживания подвод­ных систем, наряду с результатами анализа их рентабельности, должен учитываться при решении вопроса о применении подводной технологии.

Обзор проектов подводной добычи проект «Закум»

Осуществление проекта подводной добычи «Закум» началось в августе 1969 г., когда была забурена скважина, и продолжалось до апреля 1972 г., когда подводная система была законсервирова­на и нефть из скважины с подводной устьевой арматурой начала поступать непосредственно на близлежащую платформу. За этот период были опробованы подводное эксплуатационное оборудова­ние различных видов и разные подводные операции (рис.28).Осуществление проекта имело целью:

1. Обеспечить добычу нефти с помощью подводных методов.

2. Накопить опыт применения подводного оборудования и под­водных методов нефтедо-бычи для дальнейшего их использования при разработке морских месторождений.

В рамках проекта были опробованы такие виды оборудования и такие операции, которые охватывают практически все аспекты подводной нефтедобычи. Помимо основного эксплуатационного оборудования (устьевая арматура, клапаны, выкидные линии и т. п.), в программу исследований входил целый ряд вспомога­тельных систем (сепараторы, источники электроэнергии, контрольно-измерительные приборы, водолазные системы и т. п.) и операций. Полный перечень оборудования и операций включал:

– устьевое оборудование;

– сепараторы нефти и газа;

– системы сброса газа;

– устройства для регулирования работы клапанов;

– контрольно-измерительные приборы и системы связи;

– источники электроэнергии и системы ее распределения?

– трубопроводы и манифольды;

– канатные работы;

– водолазные работы;

– вспомогательное судно.

Условия эксплуатации подводной системы «Закум» были дос­таточно благоприятными. Глубина воды не превышала 20 м, что позволило выполнять операции по установке и обслуживанию оборудования с привлечением водолазов. Кроме того, основная береговая база находилась недалеко от центра проводившихся работ (остров Дас), что также облегчало условия эксплуатации. Тем не менее, благодаря проекту «Закум» был накоплен значитель­ный опыт проведения подводных операций, который оказался по­лезным при больших глубинах и в более суровых условиях.

Разработка морских месторождений требует применения стратегии, отличной от разработки наземных месторождений. Основное отличие заключается в числе скважин и их моделях.

На суше мож­но использовать простую сетчатую модель, в то время как в мор­ских условиях скважины приходится бурить с нескольких «зак­репленных» мест (платформы, подводные опорные плиты). Таким образом, определение мест дренирования имеет более важное зна­чение в море по сравнению с сушей. Но нефтяные компании уже разработали технологию направленного бурения для достижения максимального охвата с каждой скважины. Статойл, например, пробурил за последнее время 7-километровую скважину, расходя­щуюся на 5 км вокруг платформы Статфьорд вглубь пласта, рас­положенного под морским дном на глубине 3 500 м. Помимо это­го, все большее значение приобретает применение горизонтальных скважин для более тонких пластов. Нефтяная зона пласта Тролль будет разрабатываться при помощи горизонтальных скважин, про­буренных с подводных опорных плит.

При морских разработках на платформах должны быть размещены скважины, оборудование для добычи, вспомогательные системы и жилые помещения для персонала. Во многих случаях, подводные скважины могут использоваться в качестве альтернативы или как дополнение к платформенным скважинам. Следует также учиты­вать наличие многофазного потока, даже, если перерабатываю­щий центр (платформа или терминал) расположены на достаточно большом расстоянии.

По мере увеличения веса верхних строений, будет значительно увеличиваться и стоимость опорных блоков платформы. Поэтому важно уменьшить объем расположенного на ней оборудования. Это имеет существенное значение на всех фазах разработки про­екта. Любое увеличение количества перерабатывающего оборудо­вания на платформе также приведет к увеличению персонала, количества инструментов и ремонта оборудования. Далее должна быть составлена схема разработки месторождения, основанная на модели дренирования и определении требуемого типа продукции.

На фазе оценки возможности осуществления проек­та рассматривают различные сценарии разработки, а оптимальная схема разработки месторождения получает детальное завершение на фазе формулирования концепции проекта.

Типичные сценарии технических схем разработки месторожде­ния включают:

1. устьевые платформы, обрабатывающие платформы жилые платформы;

2. интегрированные эксплуатационные платформы;

3. плавучие эксплуатационные системы;

4. подводные эксплуатационные системы.

Кроме этого, должна быть рассмотрена система транспортировки, включающая:

-газоконденсатные экспортные трубопроводы;

– экспортные нефтепроводы;

– систему хранения нефти в сочетании с ее морской погрузкой.

Благодаря компактному характеру морской установки потребуют­ся значительные дополнительные затраты для обеспечения более высоких стандартов к безопасности и созданию условий для пер­сонала (жилые помещения, спасательные шлюпки, и т. д.) Верто­летная эвакуация должна быть наготове для работающего на плат­форме персонала.

На рис. 29 показана типичная морская платформа в разрезе. На рис. 30 показаны в разрезе эксплуатационные установки, расположенные на современном судне устройства для добычи, применяющиеся в Северном море.

До внедрения вторичных и третичных методов увеличения нефте-отдачи добыча нефти осуществлялась за счет проявления естествен­ной энергии пласта и насыщающих его флюидов.

Естественный(или как его еще называют, первичный) режим притока жидко­стей и газа к скважине может осуществляться посредством:

— действия сил упругости (так называемый упругий и упруго-водо­напорный режимы фильтрации);

— выделения и расширения, первоначально растворенного в нефти газа (режим растворенного газа);

— расширения газа в газонасыщенной части пласта (режим газовой шапки);

— действия сил тяжести (гравитационный режим);

— переуплотнения пород-коллекторов при частичной потере проч­ности скелетом породы под воздействием чрезмерно возросших эффективных напряжений на породу-коллектор.

Упругий режим проявляется наиболее полно на начальной стадии эк­сплуатации месторождения. При упругом режиме фильтрации движе­ние нефти из пласта к скважине обусловлено сжимаемостью нефти и воды, насыщающих продуктивный пласт, приводящей к увеличе­нию их объема при снижении пластового давления, и упругой де­формацией породы, снижающей объем перового пространства. При проявлении чисто упругого режима нефтеотдача пласта обычно не превышает 1—2%.

Наличие большой по протяженности водонасыщенной зоны вок­руг нефтяного пласта способствует переходу упругого режима в режим упруго-водонапорный, при котором используются упругие свойства законтурной воды (т.е. воды, находящейся за внешним контуром нефтеносности) и водоносного пласта. Этот режим в свою очередь может переходить в жестко-водонапорный режим, при котором объем отбираемой из скважин продукции (нефти, воды и газа) компенсируется притоком воды из законтурной зоны пласта. Пластовое давление в залежи при этом поддерживается на постоянном уровне, обеспечивая тем самым эффективную добычу нефти. Упруго- и жестко-водонапорный режимы фильтрации по­зволяют отобрать от 35 до 75% нефти, первоначально содержа­щейся в пласте.

При падении пластового давления ниже давления насыщения на­чинается процесс выделения из нефти газа, первоначально ра­створенного в ней. При дальнейшем снижении давления пузырьки газа расширяются и вытесняют нефть из порового пространства. Этот процесс получил название режима растворенного газа в свя­зи с тем, что в большой степени именно первоначально раство­ренный в нефти газ обеспечивает движение нефти к скважинам и ее добычу. Режим растворенного газа имеет более длительный эф­фект в стратифицированных пластах или в пластах с низкой про­ницаемостью в вертикальном направлении, предотвращающей от­носительно быструю сегрегацию газа, вызванную различием в плот­ностях нефти и газа. В некоторых случаях «всплывание» газа может приводить к образованию так называемой вторичной газовой шап­ки. Как правило, режим растворенного газа является одним из наименее эффективных режимов фильтрации и позволяет добыть от 5 до 25% находящейся в пласте нефти.

При наличии в залежи газовой шапки (т.е. скопления газа над нефтенасыщенной частью пласта) добыча нефти осуществляется в основном за счет режима газовой шапки или газонапорного режи­ма. Высокая сжимаемость газа и значительный объем газонасы­щенной части пласта обеспечивают продолжительную и эффек­тивную добычу: до 40% находящейся в пласте нефти может быть добыто при проявлении газонапорного режима.

В нефтеносных залежах большой мощности и крутопадающих не­фтяных пластах значительная часть запасов нефти может быть ото­брана за счет проявления гравитационных сил. В отдельных случаях гравитационный режим фильтрации позволяет достичь чрезвычайно высоких технологических показателей добычи.

Процесс переуплотнения пород-коллекторов может возникнуть при добыче нефти или газа на режиме истощения в случаях, когда эффективные напряжения на породу (т.е. разница между горным давлением и противодействующим ему пластовым давлением) ста­новятся значительными (и могут даже превысить предел прочности породы) и приводят к ее переуплотнению или даже частичному разрушению. Это, в свою очередь, может иметь следствием посте­пенное или внезапное сокращение перового объема пласта или залежи. В первом случае подобное сокращение перового простран­ства может сопровождаться оседанием поверхности Земли (место­рождение Уилмингтон в Калифорнии, участок М-6 в Венесуэле). В случае разработки месторождений шельфа проседание дна при­водит к увеличению глубины моря, особенно ощутимой в эпи­центре месторождения, и, как следствие, к погружению морской платформы (месторождение Экофиск на норвежском континен­тальном шельфе). При резком сокращении порового пространства разработка залежи может сопровождаться подземными толчками небольшой силы, напоминающими слабые землетрясения. Значи­тельные землетрясения могут возникать при нарушении геодина­мической обстановки в районе месторождения, вызванном его раз­работкой (Ромашкинское месторождение в Татарии, Старогроз­ненское — в районе г. Баку, небольшие месторождения в районе Ферганской долины в Средней Азии). К наиболее крупным земле­трясениям, инициированным разработкой месторождения, специ­алисты относят землетрясение 1974 г., имевшее место в районе газового месторождения Газли в Узбекистане.

Как правило, разработка месторождений природных углеводородов происходит при одновременном проявлении нескольких режимов фильтрации. При этом для правильного описания процесса добычи и оценки конечных показателей разработки важно выделить один или несколько основных режимов фильтрации.

С целью достижения более высоких показателей разработки (боль­шая экономическая эффективность, большая нефтеотдача, менее продолжительная эксплуатация и т.п.) используются вторичные и третичныеметоды добычи нефти, или, как их еще называют, методы увеличения нефтеотдачи (МУН). Как правило, МУН осно­вываются на закачке в пласт рабочих агентов, в качестве которых могут служить вода с добавками различных активных веществ, как, например, загустители воды (полимеры), поверхностно-ак­тивные вещества (ПАВ), а также воздух, углеводородные раство­рители, пластовый газ и другие агенты. Различие между вторич­ными и третичными методами заключается во времени их исполь­зования: вторичные методы начинают применять с самого начала разработки или по прошествии короткого промежутка времени, в то время как третичные методы обычно начинают использовать, когда значительная часть запасов нефти уже добыта.

Использование вторичных и третичных методов добычи преследу­ет достижение следующих целей:

§ поддержания пластового давления. При закачке в пласт доста­точных объемов воды или газа пластовое давление может под­держиваться на уровне, необходимом для достижения высоких показателей разработки (например, на уровне, несколько пре­вышающем давление насыщения нефти газом);

§ более высокой степени вытеснения нефти. Некоторые из аген­тов, подаваемых в пласт (растворители, ПАВ и др.), приводят к уменьшению остаточной нефтенасыщенности и способствуют тем самым повышению степени вытеснения нефти;

§ увеличения степени охвата пласта процессом вытеснения нефти. Такие технологии, как, например, закачка полимерного ра­створа, попеременная закачка воды и газа, закачка пен, подача в пласт тепла (закачка горячей воды или пара) или же внутрипластовая генерация тепла (внутрипластовое горение) имеют своей целью улучшение соотношения подвижности фильтрую­щихся в пласте нефти и воды или же нефти и газа* и, как след­ствие, увеличение охвата пласта процессом вытеснения.

Традиционно используемые методы добычи обычно позволяют до­быть не более 45% от первоначальных запасов нефти в пласте. Таким образом, большая часть запасов оказывается неизвлеченной. Величина неизвлеченных запасов зависит от сложности геологи­ческого строения месторождения, его местоположения, стратегии его разработки и используемых методов добычи и в значительной степени определяется экономикой или уровнем рентабельности до­бычи. Целью применения методов увеличения нефтеотдачи явля­ется, вообще говоря, увеличение объема извлекаемых запасов, которые могут быть экономически выгодно добыты по сравнению с традиционными методами за счет увеличения охвата пласта про­цессом вытеснения нефти и/или за счет повышения степени вы­теснения нефти из пласта.

Существуют различные классификации и многочисленные определе­ния технологий и методов добычи. Это в особенности справедливо для методов увеличения нефтеотдачи.

Термин МУН используется в отношении технологий до­бычи, позволяющих повысить извлекаемые запасы по сравнению с традиционно используемыми на данный момент времени технологиями нефтеизвлечения.

Характерными чертами МУН являются закачка в пласт агентов, отличных от традиционно используемых воды и углеводородного газа, и необходимость проведения опытно-промышленных работ.

Методы увеличения нефтеотдачи включают (но не ограничивают­ся) следующие технологии нефтеизвлечения:

· попеременную или чередующуюся закачку воды и газа;

· физико-химические МУН (закачка полимеров, поверхностно-активных веществ, гелей, пен и т.п.);

· закачку газов, отличных от углеводородных (например, угле­кислого газа, азота, дымовых газов и т.п.);

· микробиологические методы увеличения нефтеотдачи;

· термические методы увеличения нефтеотдачи.

В течение двух последних десятилетий в дополнение к термину МУН стал использоваться еще один термин, переводимый как методы усовершенствованной нефтеотдачи, объединяющий собой все известные методы и технологии более эффективного нефтеиз­влечения. Термин методы усовершенствованной нефтеотдачи вклю­чает в себя все методы, в результате применения кото­рых может быть достигнута более высокая нефтеотдача по сравнению с ожидаемой в определенный момент вре­мени от использования традиционных технологий неф­теизвлечения

Например, более высокая нефтеотдача может быть достигнута как за счет сочетания традиционных технологий добычи, более каче­ственных управления и контроля за разработкой залежи и сниже­ния расходов, так и за счет использования методов увеличения нефтеотдачи.

Обычно используемые методы усовершенствованной нефтеотдачи включают в себя, но не ограничиваются следующими технологиями:

— закачка воды или газа;

— дополнительное разбуривание залежи;

— бурение горизонтальных скважин для добычи нефти из тонких пропластков или же «карманов» пласта с неизвлеченной неф­тью;

— бурение скважин большой протяженности для добычи нефти из удаленных частей пласта (эта технология обычно используется при разработке шельфовых месторождений или в условиях, при которых обустройство новой буровой площадки сопряжено с неоправданно большими затратами времени и средств);

— усовершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа;

— снижение устьевого давления в добывающих скважинах;

— использование лучшей стратегии заканчивания скважин.

Как следует из определения МУН, объектами применения методов увеличения нефтеотдачи являются запасы нефти, остающиеся в пласте после применения первич­ных и вторичных методов добычи; так называемые трудно извлекаемые запасы нефти (тяжелая и вязкая нефть, пласты с низкой проницаемостью, залежи со сложным геологическим строением и т.д.).

В обоих случаях объектами применения МУН являются запасы неф­ти, которые могут быть извлечены экономически выгодно. Это означает, что объем нефти, добытой с помощью МУН, зависит от определенных условий, таких как экономические условия, поли­тическая ситуация, уровень технологии и т.п., и не представляет собой неизменную величину, как, например, начальные геологи­ческие запасы нефти.

Очевидно, что наилучшим вариантом разработки нефтяного мес­торождения является вариант, позволяющий отобрать максималь­ный объем нефти из пласта минимальным числом скважин за кратчайший период времени. Кажущаяся на вид простой, задача оптимального расположения скважин по площади залежи, обеспе­чивающего наилучшие показатели разработки, является одной из наиболее сложных.

Решение задачи осложняется еще и тем, что оптимальное число скважин, их взаимное расположение и характер заканчивания бу­дут, вообще говоря, разными в зависимости от:

— типа залежи (нефтяная, газовая, нефтяная с газовой шапкой и т.д.);

— запасов нефти и газа в пласте;

— свойств пласта и насыщающих его жидкостей и газа;

— местоположения залежи (суша, шельф, глубоководный шельф);

— политической и экономической ситуации.

Решение указанной задачи зависит как от общего числа скважин, их типа (добывающая, нагнетательная, наблюдательная и т.п.) и взаимного расположения на площади, так и от применяемого мето­да нефтедобычи.

Большую помощь в решении указанной задачи могут оказать не­которые стандартные правила и подходы, накопленные специали­стами в процессе разработки многих сотен залежей природных уг­леводородов и которые кратко описаны ниже.

В случае запечатанной (т.е. изолированной от других пород-коллекто­ров) залежи газа скважины следует располагать равномерно по пло­щади с использованием той или иной системы расстановки. Выбор интервала перфорации в этом случае не оказывает существенного влияния на показатели разработки (рис. 32а).

В случае, когда газовая залежь подстилается подошвенной водой, рекомендуется интервал перфорации располагать как можно дальше от начального положения ВНК, т.е. в верхней части разреза (рис. 32б).

Нефтяная залежь

В случае нефтяной залежи с подошвенной водой расположение сква­жин должно учитывать форму залежи и водонефтяного контакта. Такое расположение скважин часто называют батарейным. Число та­ких батарей и количество скважин в каждой из них зависит от вели­чины запасов месторождения. При этом в средней части залежи обыч­но следует располагать так называемый разрезающий ряд добываю­щих (или нагнетательных) скважин (рис. 33 а).

В случае запечатанной нефтяной залежи с высоким углом падения пластов, добывающие скважины обычно располагаются в нижней ча­сти структуры по равномерной трех- или четырехточечной сетке с предпочтительно низким интервалом перфорации (рис.33б).

Такое расположение скважин обеспечивает благоприятные условия эксплу­атации в силу следующих причин:

1. при снижении пластового давления ниже давления насыщения газ, первоначально растворенный в нефти, выделяется из не­фти преимущественно в призабойной зоне скважин и в выше­лежащих частях залежи, создавая тем самым более или менее благоприятные условия добычи в условиях режима растворен­ного газа;

2. гравитационные силы при таком расположении скважин помо­гают вязкостным силам и увеличивают приток нефти к сква­жинам, в то время как газ, в силу проявления тех же вязкост­ных сил, движется вверх по восстанию пластов. В некоторых случаях такой процесс добычи приводит к образованию вто­ричной газовой шапки.

Основным недостатком методов добычи нефти на естественном ре­жиме является падение пластового давления, ведущее к развитию режима растворенного газа и, как следствие, снижению дебитов добывающих скважин и неоправданно низкой конечной нефтеотдаче. Даже водонапорный режим, будучи наиболее эффективным, из всех естественных режимов, часто не обеспечивает 100%-ной ком­пенсации отобранной нефти, внедряемой из законтурной зоны во­дой, что вынуждает прибегать к искусственному заводнению для поддержания пластового давления на должном уровне. Заводнение с закачкой предварительно обработанной морской воды является од­ним из наиболее часто используемых методов поддержания пласто­вого давления при разработке шельфовых месторождений. Другие вторичные методы добычи, такие как закачка растворителей, за­качка газа и/или воды с добавкой различных агентов, также являются конкурентоспособными технологиями, используемыми при разработке морских месторождений нефти.

При разработке относительно небольших по запасам месторождений с использованием вторичных методов добычи, основанных на за­качке воды в пласт, обычно применяется законтурное или приконтурное заводнение с системой расстановки скважин, повторяющей форму залежи или водонефтяного контакта (рис.35, а). В залежах со средними запасами нефти регулярные и нерегулярные площадные системы расстановки, как, например, обращенная пяти- или семиточечная система, обеспечивают, как правило, хорошие по­казатели разработки. При разработке крупных и гигантских место­рождений залежи обычно «разрезаются» рядами нагнетательных скважин на несколько частей, которые разрабатываются с исполь­зованием наиболее подходящих для каждой из частей сеток распо­ложения скважин.

В случае разработки крутопадающей нефтяной или газовой залеж с использованием заводнения нагнетательные скважины распола­гают в нижней части структуры, а отбор продукции осуществляет­ся из ее верхней части (рис.35 б).

При использовании газа в качестве агента, закачиваемого в пласт для поддержания пластово­го давления, нагнетательные скважины располагаются в верхней части структуры, а добывающие — в нижней ее части с интерва­лом перфорации в нижней части продуктивной толщи (рис.37 в). Последнее правило остается справедливым при размещении сква­жин на месторождении, разрабатываемом с помощью закачки в пласт углеводородных растворителей.

Такое расположение скважин позволяет создать более благоприят­ные условия вытеснения нефти из залежи и тем самым отсрочить прорыв воды (газа, углеводородного растворителя) в добывающие скважины и увеличить период стабильной добычи нефти. Нагнета­ние в нижнюю часть структуры вытесняющего агента с плотнос­тью выше плотности нефти (например, воды) позволяет избежать более быстрого его продвижения по нижней части пласта и создает условия для более равномерного продвижения фронта вытеснения по всей продуктивной толще. Закачка газов или углеводородных растворителей в вышележащие части структуры предотвращает их преимущественное продвижение по верхней, прикровельной, час­ти пласта и обеспечивает более равномерное продвижение фронта вытеснения нефти. Как следует из теории фильтрации, создание подобного рода фильтрационных потоков в пласте обеспечивает и более полную степень вытеснения нефти, фронтом вытесняющего флюида, позволяя тем самым еще более отсрочить прорыв вытес­няющего агента в добывающие скважины и повысить эффектив­ность процесса разработки.

Одной из важнейших характеристик разработки является коэффици­ент охвата пласта процессом вытеснения, называемый кратко коэф­фициентом охвата Е_А и определяемый как часть объема залежи, вовле­ченная в активную разработку.

Несколько отличное определение дано Уиллхайтом, в соответствии, с которым коэффициентом охвата Е_А счи­тается доля общей площади залежи, с которой нефть извлечена до остаточного насыщения. Необходимо отметить, что в любом случае ко­эффициент охвата не является постоянной величиной: он может меняться с течением времени и в значительной степени зависит от системы расстановки скважин. Его значение на момент начала эксплуа­тации отражает качество системы расположения скважин.

Согласно результатам стохастического моделирования процессов извлечения нефти [6] коэффициент охвата зависит от расстояния между скважинами L следующим образом:

, (1)

где d_f— так называемая фрактальная размерность;

D=1, 2, 3 для линейного, двух- и трехмерного течения жидкости;

С— константа, зависящая от расположения скважин, свойств пласта и насыщающих его флюидов.

Численные эксперименты указывают на следующие значения фрак­тальной размерности d_f

Линейное заводнение: ;

площадное заводнение: ;

обращенная пятиточечная система: .

Принимая во внимание этот результат, можно представить уравне­ние (1) для случаев линейного и площадного заводнения следую­щим образом:

; (2)

. (3)

Соотношение (2) означает, что при прямолинейном одномерном вытеснении нефти водой (например, при исследовании процесса вытеснения на кернах) эффективность охвата Е повышается с уве­личением межскважинного расстояния (длины образца при вытес­нении нефти водой на керне). Как следует из (3), в случая площадного заводнения значение коэффициента охвата Е_А умень­шается с увеличением расстояния между скважинами.

Учитывая, что коэффициент нефтеотдачи E_R может быть прибли­женно определен как произведение коэффициента охвата Е_А и ко­эффициента вытеснения E_D, т.е.

, (4)

мы приходим к важному заключению, что коэффициент нефтеотда­чи уменьшается с увеличением расстояния между скважинами. С дру­гой стороны, большие значения L означают большие извлекаемые запасы на скважину (т.е. более высокие значения параметра S_к). Из этого анализа следует, что при больших расстояниях между сква­жинами (разреженная сетка скважин) объем извлеченной из плас­та нефти может оказаться сравнительно небольшим, в то время как добыча по отдельным скважинам будет высокой. В другом край­нем случае, при очень плотной сетке скважин, нефтеотдача может быть очень высокой, но добыча по каждой из скважин может оказаться значительно ниже, чем в первом случае. Это означает, что существует оптимальное значение межскважинного расстоя­ния L (или, что, в сущности, то же, что и параметр плотности сетки скважин), обеспечивающее наилучшие показатели разработ­ки месторождения при выбранной системе размещения скважин.

Точное определение этого значения сложно и является предметом численного моделирования и оптимизации. Однако для приближен­ной оценки эффективности системы расположения скважин может использоваться следующая простая методика. Согласно статистичес­кому анализу разработки, зависимость нефтеотдачи от расстояния между скважинами L может быть записана в следующей форме :

, (5)

где b — коэффициент, зависящий от свойств пласта/жидкости и выбранной системы расположения скважин.

Выразим удельные извлекаемые запасы S_K как функцию расстоя­ния между скважинами L и нефтеотдачи E_R:

, (6)

Параметр а, в свою очередь, может быть оценен следующим обра­зом:

(7)

где в правой части представлены соответственно средние значения эффективной нефтенасыщенной мощности пласта, его пористости и начальной нефтенасыщенности в части пласта, для которой про­водится оценка.

Далее, вычисляя коэффициент нефтеотдачи и удельные извлекае­мые запасы нефти на скважину в соответствии с соотношениями (5) и (6) для одних и тех же значений L, можно построить график зависимости S_K от E_R, в которой большие значения обоих параметров соответствуют лучшим показателям разработки.

Необходимо отметить, что оба параметра могут использоваться как критерии оптимизации: нефтеотдача, умноженная на цену нефти, дает полный доход, а величина S_K умноженная на цену нефти и деленная на капиталовложения и эксплуатационные расходы, пред­ставляет соотношение прибыли и инвестиций.

В заключение позволим себе дать приблизительную оценку средних значений межскважинных расстояний и удельных извлекаемых за­пасов для месторождений норвежского континентального шельфа. По данным Норвежского нефтяного директората, к 2000 году будет добыто около 44% всех извлекаемых запасов нефти норвежс­кого континентального шельфа. Определив среднее расстояние меж­ду скважинами для этих месторождений приблизительно в 600 м и полагая, что коэффициент вытеснения нефти водой из кернов со­ставляет приблизительно 0.65, нетрудно получить следующие зна­чения параметров E_D и b в соотношении (5):

. (8)

Оценка удельных извлекаемых запасов на скважину S_к получается при этом следующей:

(9)

Если подъем жидкости или смеси с забоя на дневную поверхность происходит только за счет природной энергии W_П (W_И=0), то такой способ будем называть естественно-фонтанным. Если давле­ние на устье скважины больше давления насыщения (Р_у > Р_нас), то свободный газ в подъемнике отсутствует, а жидкость поднимается на поверхность только под действием собственной потенциальной энергии. Такой способ эксплуатации называется артезианским фонтанированием либо подъемом жидкости за счет гидростатического напора пласта. Следует заметить, что в настоящее время этот спо­соб имеет ограниченное распространение.

Рис. 36-Классификация различных энергетических источников подъема продукции скважин и способов эксплуатации.

Если подъем продукции скважины на дневную поверхность про­исходит либо за счет природной и искусственной энергии, либо только за счет искусственной энергии, то такой способ эксплу­атации называется механизированным.

Механизированный спо­соб эксплуатации может осуществляться в двух вариантах:

1. Искусственная энергия вводится в добываемую продукцию цент­рализованно, а распределение ее между добывающими скважи­нами происходит непосредственно в залежи. Такой способ ввода энергии в залежь и ее распределение осуществляются при ис­пользовании методов поддержания пластового давления.

Если при этом каждая конкретная добывающая скважина оборудована только колонной насосно-компрессорных труб (отсутствуют механичес­кие приспособления для подъема продукции скважины), указан­ный способ будем называть искусственно-фонтанным. Искусст­венно-фонтанный способ эксплуатации добывающих скважин получил довольно широкое распространение, особенно в России.

2. Искусственная энергия вводится непосредственно в каждую конк­ретную добывающую скважину с помощью какого-либо механи­ческого, электрического или гидравлического устройства. Ввод искусственной энергии в скважину осуществляется различными способами: компримированным газом (воздухом) или специальными глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в сква­жину мы имеем дело с компрессорным (газлифтным) способом эксплуатации, при втором — с глубиннонасосным способом.

Особое место занимают некоторые способы эксплуатации добываю­щих скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии жидкости и газа с применением специального подземного (внутрискважинного) оборудования, не являющегося источником энер­гии. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным (внутрискважинным) газлифтом, теоретические основы подъема продукции при ко­торой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной экс­плуатации. Разница заключается в том, что для подъема про­дукции используется газ высокого давления, отбираемый из газоносных пропластков в данной скважине либо из отдельной газовой залежи. В этом случае отпадает необходимость использо­вания компрессоров;

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем продукции, происходит за счет природной энергии выделяюще­гося из нефти газа с применением специальных плунжеров. Таким образом, в общем, виде схему используемых энергетических источников для подъема продукции скважин (а, следовательно, и способов эксплуатации) можно представить, как показано на рис. 38.Совершенно очевидно, что представленная схема не претендует на абсолютную полноту, а должна рассматриваться только в качестве классификационной.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем жидкости на поверхность происходит под действием пластовой энергии, называется фонтанным.

Фонтанирование скважин происходит в том случае, если пе­репад давления между пластовым и забойным будет достаточ­ным для преодоления противодавления столба жидкости и по­терь давления на трение, т. е. фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.

Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа раство­рено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше под­нимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость пере­ливается, и скважина начинает фонтанировать.

При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освое­нием. Необходимость их спуска вызвана рациональным исполь­зованием энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтаниро­вание при меньших пластовых давлениях.

На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестови­ков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.

Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов (рис.37) .Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначается для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка служит для направления продукции сква­жины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линия — запасная. На рабочей линии (верхней) за­порное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной — закрыто. Стволовые запорные устройства должны быть откры­тыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтан­ной арматуры, называется главным.

В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной арматуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.

В соответствии с ГОСТ 13846—74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см².

Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регули­рования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.

Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один — на буфере (верх ее), второй — на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в за­висимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяют различные.

Газлитный способ эксплуатации

На рис.38 представлена принципиальная схема газлифтной сква­жины. Сущность процесса подъема продукции скважин при газ­лифтной эксплуатации заключается во введении в подъемник компримированного газа в объеме V_г.

Физической сущностью газлифтной эксплуатации является сни­жение плотности образующейся при закачке газа в подъемник га­зожидкостной смеси до такой величины, чтобы давление на при­еме Р_пр оказалось достаточным для преодоления всех сопротивле­ний в подъемнике.

Этот способ эксплуатации, являясь достаточно простым с техни­ческой и технологической точек зрения, в определенных условиях может оказаться экономически неэффективным. Для его реализа­ции необходимы, как правило, посторонний источник газа и стро­ительство дорогостоящих компрессорных станций, системы подго­товки газа и его распределения по добывающим скважинам

Газлифтная эксплуатация характеризуетсясравни-тельно невысо­ким коэффициентом полезного действия, и, кроме того, удель­ный расход газа на подъем единицы продукции из скважины уве­личивается (иногда существенно) при обводнении скважины. При определенной обводненности продукции удельный расход газа и низкий коэффициент полезного действия могут стать причинами экономически нерентабельной эксплуатации.

Эти установки относятся к классу бесштанговых, что делает их более привлекательными.

Во-первых, они предназначены для экс­плуатации средне- и высокодебитных скважин с достаточно боль­шим диапазоном высоты подъема продукции. Во-вторых, привод глубинного насоса осуществляется электродвигателем, расположен­ным в скважине.

Питание двигателя осуществляется по силовому электрическому кабелю. Схема установки представлена на рис.39. Установка состоит из погружного агрегата, включающего погружной электродвигатель (ПЭД) 1, протектор 2, многоступенчатый центробежный насос 3, спускаемого в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 4. Электрический силовой кабель 5 закрепляется на трубах с помощью хомутов 6. Герметизация кабеля в устьевой арматуре осуществляется специальным сальником 7.

Наземное оборудование включает в себя кабельный барабан 8, трансформатор 9 и станцию управления 10. При необходимости установка комплектуется преобразователем частоты тока, позво­ляющим регулировать параметры погруж-ного агрегата в широком диапазоне. Как погружной электро-двигатель, так и погружной цен­тробежный насос отличаются от обыч-ных и характери-зуются не­большим диаметром и значительной длиной. Характеристики погружного центробежного насоса показаны на рис.40.

Каждый типоразмер погружного насоса предназначен для добычи из скважины определенного количества жидкости, равно­го оптимальной подаче насоса , соответствующей максималь­ному значению КПД —. Это условие требует выпуска про­мышленностью огромного количества типоразмеров погружных насосов, что экономически является нерентабельным.

Изменение характеристик зависит от объемного расходного газо­содержания на входе в насос b_гвх. Как видно из рис. 41 увеличение b_гвх. резко снижает подачу, напор и КПД насоса, т.е. оказывает отрицательное воздействие на эффективность работы погружного цен центробежного насоса. С целью защиты погружного центробежного насоса от вредного влияния свободного газа на приеме насоса устанавливается специ­альное устройство — насосный газосепаратор.

В настоящее время наиболее эффективным является газосепаратор МН-ГСЛ, выпус­каемый в России и отвечающий мировому уровню. Рассмотренные установки обладают существенными преимущества­ми перед штанговыми насосными установками, главными из ко­торых являются:

• более высокий КПД установки;
• высокая степень автоматизации установки
• высокая надежность работы при низких температурах воздуха
• достаточно широкая область применения, как по дебиту, так и по высоте подъема;
• компактность наземного оборудования.

; ;

Как показали результаты широкомасштабного и длительного при­менения УЭЦН в России, этими установками могут эксплуатироваться скважины с вязкостью продукции в несколько десятков (а в отдельных случаях и несколько сотен) мПа·с.

Добыча нефти в России этими установками превышает 60% об­щей добычи.Установки ЭЦН являются наиболее подходящим техническим средством для эксплуатации скважин на Арктическом шельфе.

Эти установки, известные как установки с насосом типа MOINEAU, представляют значительный интерес для эксплуата­ции скважин на шельфе.

Глубинный винтовой насос (рис.42) состоит из ротора (рис.42а) в виде простой спирали (винта) с шагом l_пот и статора (рис. 42 б) в виде двойной спирали с шагом l_ст, в два раза превышающим шаг ротора.

На рис. 42 в показана часть насоса в сборе. Основными параметрами винтового насоса являют­ся: диаметр ротора D, длина шага статора l_ст и эксцентриситет е. Полости, сформированные между ротором и статором, разделены. При вращении ротора эти полости «перемещаются» как по радиу­су, так и по оси. «Перемещение» полостей приводит к проталкива­нию жидкости снизу вверх, поэтому иногда этот насос называют насосом с перемещающейся полостью.

Обычно винтовой ротор выполняется из высокопрочной стали с хромированным или иным покрытием против истирания. Статор изготавливается из пластического материала и располагается в кор­пусе. К материалу для статора предъявляются достаточно жесткие требования. Приводы для данного насоса могут быть глубинными (погружной электродвигатель)или поверхност-ными. При использовании погружного электродвигателя агрегат спускается в скважину на насосно-компрессорных трубах, а питание к электродвигателю под­водится по специальному кабелю (аналогично, как в УЭЦН).

В случае использования наземного привода вращение ротору насо­са передается через колонну штанг. В качестве приводного двигате­ля служит электродвигатель, но могут использоваться и другие двигатели.

Обычно используются электродвигатели с фиксирован­ной скоростью либо с изменяющейся. В качестве вариатора скоро­сти применяют частотный преобразователь тока.

Двигатели с фиксированной скоростью используют в скважинах с хорошей продуктивностью и небольшими динамическими уров­нями, в других случаях — предпочтительнее двигатели с изменя­ющейся скоростью.

Установки винтовых насосов имеют широкий диапазон по пара­метрам: подача от 20 до 240 м³/сут, напор до 2000 м и предназна­чены для эксплуатации скважин с осложненными условиями:

— вязкость нефти — до 20 Па·с,

— повышенное содержание механических примесей (до 1%)

— повышенное содержание свободного газа,

— большие отклонения скважины от вертикали (до 70%).

Кроме того, установки винтовых насосов характеризуются низки­ми капитальными вложениями, являются малогабаритными, име­ют низкий уровень шума и достаточно высокий КПД. Эти уста­новки являются хорошим средством добычи нефти на морских платформах.

Новые средства добычи нефти

Одним из новых и перспективных для нефтепромысловой практики видов оборудования являются установки струйного насоса (СН). Струйные аппараты нашли широкое применение в самых различных отраслях промышленности, что связано с простотой их конст­рукции, отсутствием движущихся частей, высокой надежностью и возможностью работать в очень сложных условиях: при высоком содержании механических примесей и свободного газа, в условиях повышенных температур, высокой вязкости нефти, агрессивности инжектируемой продукции и т.д.

В настоящее время основной прирост добычи нефти во многих странах идет за счет районов, характеризующихся сложными природно-климатическими условиями. Совершенно естественно, что при этом существенно повышаются требования к надежности погружного оборудования для эксплуатации добывающих скважин, к увеличению его межремонтного периода. Кроме того, погружное оборудование должно работать в области повышенных температур, в условиях откачки жидкостей с высоким содержанием свободно­го газа, а зачастую и механических примесей, откачивать из сква­жины вязкую и сверхвязкую жидкость. Использовать в этих усло­виях существующее, широко известное, оборудование не всегда представляется возможным.

Для эксплуатации отдаленных месторождений, где отсутствуют до­роги, линии электропередач и возможности бескомпрессорного газ­лифта, успешно применяются струйные установки. В этом случае приводом силовых наземных насосов служат газовые двигатели, работающие на попутном газе, поступающем из эксплуатируемых скважин.

В настоящее время учеными и специалистами России и США со­зданы различные компоновки струйных насосов: с погружным силовым приводом и с поверхностным, когда силовой насос уста­навливается на поверхности.

Поверхностное оборудование струйных установок выпускается как для одной скважины (индивидуальный привод), так и для группы скважин (групповой привод) и содержит, как правило, блок си­ловых насосов, емкость для рабочей жидкости и гидроциклонный аппарат для очистки рабочей жидкости от механических примесей. Сепарация газа из добываемой жидкости происходит либо в спе­циальной емкости (установка «Econodraulic» фирмы «Dresser Industries»), либо в емкости, совмещающей функции газосепара­тора и хранилища рабочей жидкости (фирма «Tricodraulic»). В пос­леднем случае в компоновку поверхностного оборудования входит подпорный насос, который осуществляет рециркуляцию очищен­ной рабочей жидкости через гидроциклон.

Погружное оборудование содержит стационарный или вставной струйный насос, однорядную колонну труб с пакером или двух­рядный лифт (с параллельной или концентричной подвеской труб). Устье скважины оборудуется 4-ходовым краном, позволяющим менять схему циркуляции рабочей жидкости в скважине при спус­ке или подъеме вставного струйного насоса.

Строго говоря, струйный насос не является насосом в обычном понимании, так как он не создает избыточного напора на выходе. В струйном насосе происходит двойное преобразование гидравлической энергии: сначала потенциальная энергия рабочей жидкости преобразуется в кинетическую энергию, за счет чего, в поток рабо­чей жидкости, подмешивав ген инжектируемый поток. Смешанный поток (рабочий и инжектируемый), проходя через камеру смеше­ния, поступает в диффузор, где происходит преобразование кине­тической энергии смешанного потока в потенциальную энергию.

Принципиальная схема струйного насоса представлена на рис.43.Насос состоит из следующих основных элементов:канала подвода рабочего агента 1, активного сопла 2, канала подвода инжектируемой жидкости 3 (в области сопла этот канал часто на­зывают приемной камерой), камеры смешения 4 и диффузора 5.

Принцип работы струйного насоса заключается в следующем: ра­бочий агент при значительной потенциальной энергии подводится к соплу, где происходит преобразование потенциальной энергии в кинетическую. Струя рабочего агента, вытекающая из сопла, по­нижает давление в приемной камере, вследствие чего часть ин­жектируемой жидкости (продукция скважины) смешивается со струей рабочего агента и поступает в камеру смешения.

В камере смешения рабочий агент и инжектируемая жидкость перемешива­ются, выравниваются их скорости и давления, и смешанный поток поступает в диффузор. В диффузоре происходит плав-ное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. На выходе из диффузора смешанный поток обладает потенциальной энергией, достаточной для подъема на поверхность. Несмотря на достаточно известный и понятный принцип работы этого насоса, расчет его основных элементов является чрезвычай­но сложным, что связано со сложностью продукции скважины (инжектируемого потока). К настоящему времени преодолены прак­тически все трудности проектирования таких насосов, и они начи­нают широко использоваться при эксплуатации скважин с ослож­ненными условиями.

В этом случае силовой насос для закачки, а также оборудование для подготовки рабочего агента устанавливаются на поверхности. Погружной струйный насос спускается в скважину. Как уже отме­чалось, может использоваться однотрубная или двухтрубная схема. При однотрубной схеме в системе используется пакер, который разделяет не только всасывающий трубопровод от нагнетательно­го, но и указанные трубопроводы от затрубного пространства сква­жины. При такой компоновке погружного оборудования возмож­ны два варианта:

1. Рабочий агент под давлением от силового поверхностного насо­са подается к соплу струйного погружного насоса через затрубное пространство. Такая схема (прямая) наименее благо­приятна, так как высокое давление рабочего агента действует на внутреннюю стенку обсадной колонны, нередко приводя к нарушению герметичности обсадной колонны в резьбовых со­единениях.

2. Рабочий агент под давлением силового насоса подается через насосно-компрессорные трубы к соплу струйного насоса, а продукция скважины и рабочий агент поднимаются на повер­хность по затрубному пространству (обратная схема).

На рис.44 приведено погружное оборудование по обратной схеме. При эксплуатации струйных насосных установок одной из глав­ных задач является обеспечение надежного контроля за герметич­ностью основных элементов погружного оборудования. При любой схеме компоновки погружного оборудования имеются три смеж­ные полости с различными давлениями движущейся в них жидкости.

При этом каждая из полостей гидравлически связана с погружным струйным насисом. Так, например, для однотрубной схе­мы с пакером по колонне насосно-компрессорных труб к струйному насосу движется рабочий агент высокого давле­ния, в подпакерном пространстве — инжектируемая жидкость низ­кого давления, в затрубном пространстве — выходящий из струй­ного насоса смешанный поток, давление в котором определяется весом столба газожидкостной смеси над струйным насосом и гидравлическими потерями.

Из сказанного следует, что одним из важ­ных условий нормальной эксплуатации струйной насосной уста­новки являет-ся герметичность элементов погружного оборудова­ния, образующих указанные каналы движения основных потоков в скважине. Поэтому контроль герме-тичности является основной операцией при запуске струйной насосной установки в работу.

Широко применяемые для добычи нефти установки погружных электрических центро-бежных насосов (УЭЦН) могут быть использованы в качестве силовых приводов струйных насосов (СН) при формировании так называемых тандемных установок «ЭЦН-СН».

При разработке принципиальных схем тандемных установок «ЭЦН-СН» исходят из следующих основных требований:

1. возможности увеличения отбора продукции из добывающих скважин;

2. максимального использования сепарирующегося на приеме ЭЦН свободного газа для подъема жидкости из скважины;

3. повышения КПД установки, в том числе и за счет исключения трубопровода для подачи рабочего агента (силовой жидкости);

4. упрощения конструкции установки со струйным насосом, по­вышения надежности ее работы и снижения металлоемкости (исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает не­обходимость использования пакера, отпадает необходимость спе­циальной подготовки рабочего агента и обслуживания всего по­верхностного оборудования).

Кроме того, учитывая характеристики «напор—подача» как УЭЦН, так и струйных насосов, можно утверждать об автоматической на­стройке тандемной установки на наивысший КПД при изменении условий эксплуатации скважины, связанных с изменением пласто­вого давления, свойств продукции и продуктивности скважины. Указанным требованиям отвечает тандемная установка, принци­пиальная схема которой представлена на рис.45. Установка состо­ит из серийной установки ЭЦН 1 (погружной электродвигатель, протектор, многоступенчатый центробежный насос), струйного насоса 2, которые спущены в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 3. Из схемы видно, что струйный насос установлен выше ЭЦН. Струйный насос состоит из сопла 4, приемной камеры 5 с обратным клапаном 6, камеры смешения 7 и диффузора 8.

Тандемная установка работает следующим образом: продукция сква­жины, откачиваемая центробежным насосом, подается к соплу струйного насоса, в котором скорость жидкости возрастает, и ис­текающая из сопла струя попадает в приемную камеру, понижая в ней давление.

При этом обратный клапан приемной камеры открывается, и дополнительная продукция скважины поступает в приемную камеру.

Следует помнить, что в данном случае и рабочая жидкость, и инжектируемая жидкость являются продукцией скважины. Смешиваясь в камере смешения, продукция скважины поступает в дуффузор, а затем – в колонну насосно-компрессорных труб и далее – на поверхность.

Рассмотренные тандемные установки существенно расши-ряют область применения погружного оборудования, а дополненные специальным оборудованием (например, газосеператорами) становятся энергосберегающими. Можно предполагать, что данный способ эксплуатации станет одним из главных при разработке шельфовых месторождений нефти.

Лекция №15. СТРОИТЕЛЬСТВО МОРСКИХ ТРУБОПРОВОДОВ.

Развитие добычи нефти и газа на многих морях привело к необходимости строительства подводных морских трубопроводов различного назначения.

Первые подводные трубопроводы на Каспий начали прокладывать с конца 40-х и начала 1950 годов. Незначительное удаление нефтепромысловых акваторий Каспия от берега, небольшие глубины моря и потребность в трубопроводах малого диаметра предопределили технику и технологию строительства трубопроводов .

Первые трубопроводы диаметром 63-114мм прокладывали методом протаскивания по дну моря с помощью буровой лебедки.

В дальнейшем стали применять метод укладки трубопровода с плавучих средств, с киржима. Последний из указанных методов применяют и в настоящее время для прокладки внутрипромысловых трубопроводов.

Начало строительства подводных магистральных трубопроводов связано с открытием газового месторождения Южное в 60-х годах. Для транспортирования газа с этого месторождения на сушу потребовалось строительство магистрального газопровода в условиях открытого моря. Удаленность района добычи газа от берега обусловила разработку новой технологией строительства трубопроводов, по которой заготовка километровых плетей, их антикоррозионная изоляция, балластировка, оснастка транспортными понтонами производятся на береговой монтажно-сварочной площадке. При благоприятной погоде километровые плети с монтажной площадки сбрасывают в море и на плаву транспортируют в район стройтельства, где вместе с понтонами затапливают по трассе (метод свободного погружения). Отдельные плети трубопровода стыкуют на 40-тонном крановом судне, специально оборудованном для этой цели.

Для транспортировки плетей на плаву институт «Гипроморнефтегаз» разработал специальные понтоны с замковым устройством для автоматического отсоединения понтонов от трубопровода с поверхности воды без участия водолазов.

К настоящему времени по указанной технологии построены сотни километров подводных трубопроводов диаметром до 500 мм на глубинах моря до 30 м.

Практика показала, что укладка подводных трубопроводов методом свободного погружения успешно может быть применена при их строительстве буксировкой плетей на расстояние до 50- 60 км при волнении моря до двух баллов включительно.

По трубопроводным системам различных морских сооружений транспортируются десятки рабочих сред, необходимых для нормаль­ной эксплуатации этих сооружений и всевозможного оборудования В качестве материалов для изготовления трубопроводов в зависимо­сти от вида транспортируемых рабочих сред и их разрушающей ак­тивности применяют углеродистые и нержавеющие стали, чугун, медь и ее сплавы, алюминий и его сплавы, титан, стеклопластик и поли­этилен и другие материалы. Кроме труб трубопроводные системы включают различные трубопроводные элементы, судовую арматуру, приводы, механизмы, аппараты, цистерны, резервуары, приборы, сред­ства автоматики и другое оборудование.

В гражданском строительстве трубопроводные системы принято классифицировать по роду перекачиваемой рабочей среды и в зави­симости от этого различают водопроводы, нефтепроводы, газопрово­ды, аммиакопроводы и т. п.

После извлечения продукта из земли, он должен транспортироваться с моря на берег. Одновременно с монтажом добывающего оборудования, трубоукладочные баржи и бригады занимаются укладкой трубопровода для транспортировки нефти и газа от платформы до места назначения. (рис 46).

Длина этих барж может доходить до 150 метров, а укладываемые ими трубы – до 1525 мм в диаметре. Трубы обычно поставляются длиной 12 метров, и могут быть покрыты бетоном для утяжеления. Трубы привариваются друг к другу вдоль линии сборки, проходящей по длине баржи. Вдоль этой линии расположен ряд сварочных постов, где работают высококвалифи­цированные сварщики на высокоэффективных сварочных машинах.

По мере перемещения каждой следующей трубы на сварочный участок, она становится частью трубопровода, который проходит через корму баржи ко дну моря, и, наконец, ктерминалу, находящемуся на расстоянии в несколько сотен миль. Со сварочного участка трубопровод перемещается на участок рентгеноскопии, где каждый новый сварной шов проверяется на наличие дефектов в соединении. Если дефектов не обнаружено, сварной шов покрывается антикоррозийной изоляцией.

По мере увеличения длины трубопровода баржа переме­шается вперед, каждый раз на несколько метров. После каждого перемещения баржи новый участок трубопровода, приваренный, подвергнутый рентгеноскопии и заизолированный, спускается с кормы в воду, вниз по наклонной площадке, называемой стингером. Стингер поддерживает трубу до некоторого расстояния под водой и направляет ее под небольшим углом на морское дно.

По мере движения трубоукладочной баржи, она тянет за собой плуг, который роет траншею на морском дне. Трубопровод укладываетсяв траншею, где он будет защищен от повреждения путем естественной замывки или засыпки. Морские течения перемещают песок, вырывае­мый плугом, обратно в тран­шею, покрывая трубопровод.

В процессе укладки труб водолазы постоянно инспектиру­ют стингер и трубопровод. Они следят за отсутствием препят­ствий на морском дне, правильной укладкой трубопровода и надлежащим положением стингера.

Затем, после заверше­ния прокладки трубопровода к платформе, водолазы подсое­диняют его к стояку, участку трубопровода, который поднимается с морского дна к палубе и крепится к конструкции.

До эксплуатации трубо­провода он должен быть спрессован и проверен на плотность. Аналогично, все оборудование на палубе, трубопровод и проводка, клапаны и переключатели, насосы и системы, извлекаю­щие сырую нефть из земли, очищающие ее и проталкива­ющие ее в сторону берега, должны быть многократно испытаны, чтобы убедиться в безотказной работе и отсутствии опасности для человека или окружающей среды.

Позже укладка глубоководных трубопроводов была выполнена по новой технологии, сущность которой заключается в том, что для регулирования напряжения в трубопроводе в процессе его погружения на дно моря были применены разгружающие понтоны взамен направляющего устройства- стингера. Это позволило значительно уменьшить изгиб трубопровода и тем самым обеспечить безаварийную его укладку в жестких гидрометеорологических условиях.

Трубопроводы могут быть проложены в различные места. Одни ведут к морским сборочным станциям, где нефть и газ подвергаются дальнейшему разделению, направляются обратно в трубопровод и к берегу для дополнительной переработки.

Другие трубопроводы заканчиваются на берегу в больших нефтебазах, где жидкие углеводороды хранятся для последующего распределения по нефтеперерабатывающим заводам. Углеводороды могут транспор­тироваться по подземному трубопроводу прямо на нефтеперерабатывающий завод, или к морскому терминалу для погрузки на танкеры, напра­вляющиеся в другие части света.

Несколько танкеров могут загружаться и разгружаться с многопричального терминала, или один танкер может загружаться и разгружаться в системе с заякориванием буя.

Многопричальные терминалы находятся в зонах, укрытых от суровой погоды. Они погружают или разгружают нефтепродукты с помощью гигантских стрел, спроектированных с целью компенсации перемещения судна, вызванного приливами и отливами или меняющейся нагрузкой.

При системе с заякориванием буя танкер соединяется шлангами крупного диаметра с шарнирным соединением. Свободное перемещение соединения обеспечивает возможность загрузки нефти независимо от перемещения судна вследствие течений и волн.

С танкеров или береговых нефтебаз, сырая нефть и природный газ поступают на береговой завод, где они перерабатываются в продукты для нефтяной, газовой и химической промышленности. На этих заводах углеводороды становятся ингредиентами для многочисленных продуктов, с которыми мы ежедневно сопри­касаемся. Они превращаются в бензин и моторное масло, в синтетические ткани и пластмассы, в асфальт и другие промышленные продукты, и в топливо для промышленности и наших домов.

Антиклиналь– протяжение складка пород с выгибом вверх нескольких слоев пород, объединенных на оснований некоторой общности их свойств.

Водоносный слой – водоносная проницаемая порода.

Водяной (газовый) конус– очертание водяной (газовой) массы в нефтеносном пласте.

Вторичные добычи нефти – метоы, основанные в основном на закачке в пласт различных агентов (воды, газа и т.д.) с целью поддержания пластового давления.

Выброс –неконтролируемый поток жидкости/ газа из скважины.

Газовый фактор – объем газа, добываемого на единицу объема добытой нефти, , измеряемый в поверхностных условиях м³/м³.

Газовая шапка– скопление свободного газа над нефтенасыщенной частью пласта.

Гидростатическое давление – давление водяного столба.

Доразбуривание – бурение дополнительного количества скважин между имеющимися на старом месторождении с целью интенсификации добычи.

Третичные методы добычи – методы, основанные на закачке в пласт агентов, позволяющих увеличить степень нефтеизвлечения по сравнению со вторичными методами добычи.

Штуцер– прибор для ограничения притока и регулирования уровня добычи.

Залежь – общий термин, обозначающий нефте – и/или газоносный пласт.

Водонефтяной контакт (ВНК)– условная поверхность раздела нефтенасыщенной и водонасыщенной толщ пласта. Ниже ВНК нефть может находится только в случае нефтесмачиваемых пород. Выше ВНК присутствуют обе фазы.

Газонефтяной контакт (ГНК) – условная поверхность, разделяющая газонасыщенную и нефтенасыщенную толщи . Ниже ГНК газ может присутствовать только в растворенном в нефти состоянии, выше ГНК присутствуют обе фазы.

Режим работы пласта – режим, называемый по типу источника энергии, расходуемой на извлечение нефти и газа из пласта.

Континентальный склон – склон, ведущий вниз от континентального шельфа к глубоководной части океана.

Континентальный шельф – платформа, окружающая контингент, простирающая от берега до глубины океана приблизительно 150 м.

Коэффициент нефте/ газоотдачи – доля геологических запасов нефти или газа залежи/ месторождения, которая в конечном счете может быть добыта из пласта при существующих технике и технологии добычи и природно- экономических условиях добычи.

Коэффициент усадки– отношение объема извлеченной и дегазированной нефти к объему этой же нефти в пластовых условиях; величина, обратная объемному коэффициенту нефти.

Ледниковый период– эпоха около 2 миллионов лет назад, когда ледники покрывали значительную часть поверхности Земли. (плейстоцен).