Файл: Литературный обзор.docx

Литературный обзор
Один из механизированных способов добычи нефти — газлифтный, при котором жидкость из скважины поднимается за счет энергии газа, нагнетаемого под давлением с поверхности. Различают компрессорный газлифт и бескомпрессорный (используется газ высокого давления от газовой скважины).

Газлифтный способ добычи нефти позволяет эффективно экс­плуатировать скважины со значительным отклонением от вер­тикали, с низкими динамическими уровнями и высокой температурой, продукция скважин содержит большое количество газа, песка и воды.

Наиболее рациональная технологическая схема газлифтной эксплуатации — замкнутый газлифтный цикл (рис. 4.1), при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости из скважины.

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации.

При непрерывном газлифтном способе газ нагнетают в ко­лонну подъемных труб или в затрубное пространство, и жидкость непрерывно поднимают с забоя на устье.

Периодический газлифтный способ характеризуется цикличностью подачи нагнетаемого газа в колонну подъемных труб для продавки скважины после ее остановки на заданное время, необходимое для накопления жидкости в подъемных трубах.

Непрерывным газлифтным способом рекомендуется эксплуатировать скважины с высоким коэффициентом продуктивности, а периодическим — с низким забойным давлением.


Скважины с высоким коэффициентом продуктивности и низким забойным давлением можно эксплуатировать обоими способами, из которых выбирают оптимальный (по минимальному расходу нагнетаемого газа и геолого-техническим условиям).

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом из одного пласта скважины выпускают газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛНТ, обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабильную работу в заданном режиме при требуемой депрессии на пласт.

Установки позволяют использовать однорядный подъемник (подъемные трубы), осуществлять переход с фонтанного спо­соба эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.

Для эксплуатации скважин периодическим газлифтным спо­собом выпускают газлифтную установку типа ЛНП с регулиро­ванием цикличности подачи газа.

---

Газлифтные установки типа Л, ЛН, ЛНТ и ЛНП имеют съемные клапаны, устанавливаемые в эксцентрично располо­женных карманах скважинных камер, чем обеспечивается со­хранение центрального проходного сечения подъемных труб, позволяющее проводить все технологические операции в скважине без подъема труб.

Физико-химические свойства продукции нефтегазодобывающих скважин

Нефть и углеводородный газ относятся к невозобновляемым источникам энергии. Единого мнения о происхождении нефти и газа пока не существует. Имеются две основные гипотезы: неорганического и органического происхождения нефти и газа. Целый ряд ученых придерживается неорганического происхождения нефти и газа в недрах Земли в результате химических реакций между водородом и углеродом в условиях высоких температур и давлений при отсутствии органических веществ. Источниками углерода и водорода считаются вода и углекислый газ. Благоприятная для реакции химическая среда обеспечивается присутствием закисных соединений металлов, содержание которых в вулканических породах доходит до 20%.

Гипотеза органического происхождения предполагает образование нефти и газа из остатков организмов животного и растительного мира в условиях высоких температур при отсутствии кислорода. Полагают, что для преобразования первичного органического материала в нефть необходима совокупность ряда факторов: повышенные температуры (60÷150°С) и давления (15÷45 МПа), глубины 1,5÷6 км, деятельность бактерий, действие радиоактивных веществ.

Нефть в природных условиях представляет собой жидкую гидрофобную фазу, распределённую в пустотном пространстве горной породы. Дать определение понятия «нефть» можно с разных позиций:

геологическое определение – жидкий каустобиолит (горючая органическая порода), углеродистый минерал;

органолептическое определение – маслянистая жидкость бурого или чёрного цвета с характерным запахом, легче воды;

химическое определение – естественная сложная смесь углеводородов

игетероатомных (преимущественно серо-, кислородо- и азотосодержащих) органических соединений.
Различают элементный, фракционный и групповой составы нефти. Элементарный состав. Основными элементами нефти являются углерод и

водород. В среднем в состав нефти входит 86% углерода и 13% водорода . Большой интерес для промысловой практики

---

представляют другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Их количество в составе нефтей незначительно. Однако кислород и сера могут существенно влиять на свойства поверхностей раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности движения жидкостей и газов. С этими веществами также связаны процессы, имеющие важное промысловое значение, коррозия, образование и разрушение нефтяных эмульсий, выделение из нефти и отложение парафина в поровых каналах пласта, в скважинах, в промысловом оборудовании.

Наиболее часто встречающаяся примесь – сера (до 7%), хотя во многих нефтях серы практически нет. Сера содержится как в чистом виде, так и в виде сероводорода и меркаптанов. Она усиливает коррозию металлов.

Согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» по массовой доле общей серы нефть подразделяется на классы:

1 – малосернистая,	не более 0,60%;
2 – сернистая,	0,61÷1,80%;
3 – высокосернистая,	1,81÷3,50%;
4 – особо высокосернистая,	более 3,50%.

Азота в нефтях содержится не более 1,7%. Он обычно безвреден благодаря своей инертности.

Кислород встречается не в чистом виде, а в различных соединениях (кислоты, фенолы, эфиры и т. д.). Его в нефти не более 3,6%.

Из металлов в нефти присутствует железо, магний, алюминий, медь, натрий, олово, кобальт, хром, германий, ванадий, никель, ртуть и др. Содержание металлов очень мало, их обнаруживают лишь в золе, оставшейся после сжигания нефти.

Групповой состав. Под групповым составом нефти понимают количественное соотношение в ней отдельных групп углеводородов и других соединений.

Нефть представляет собой смесь углеводородов метанового – алканы, нафтенового – циклоалканы и ароматического – арены рядов, причём преобладают чаще углеводороды метанового или нафтенового рядов.

---

Алканы − насыщенны, предельны, химически малоактивны. Химическая формула CnH2n+2 (n – число атомов углерода). При стандартных условиях (давление 0,1 МПа и температура 20°С):

-С1÷С4 – газы;

-С5÷С17 – жидкости;

-при n > 17 – твёрдые вещества. С18÷С35 – истинные парафины (кристаллы имеют рыхлую структуру), С36÷С72 – церезины (кристаллическое, игольчатое строение, легко выносятся с потоком нефти).

Классификация нефти по содержанию парафина:

-малопарафиновая (П1) – менее 1,5%;

-парафиновая (П2) – 1,5÷6,0%;

-высокопарафиновая (П3) – более 6,0%.

Циклоалканы состоят из нескольких метиленовых групп СН2 с двумя валентностями, которые соединены в кольцо или цикл. Могут присоединять к себе объединённые кольца и цепочки метанового строения (циклопропан, циклобутан, циклопентан и т. д.). Химическая формула циклоалканов CnH2n.

Арены имеют также циклическое строение, объединяющие радикалы СН. Трёхвалентны. В ароматическом кольце соединение происходит через одно не одинарными, а двойными связями. Поэтому они ненасыщенные и непредельные, но из-за циклического строения химически малоактивны. Химическая формула аренов − CnH2n-m (здесь m – чётные цифры от 6 и выше).

Кроме групп углеводородов в нефти содержатся кислородные, сернистые и азотистыесоединения.

К кислородным соединениям относятся нафтеновые кислоты, вызывающие коррозию, и асфальтосмолистые вещества (АСВ).

АСВ – это сложные высокомолекулярные органические соединения, содержащие кроме углерода и водорода кислород (до 2%), серу (до 7%) и азот (до 1%). Содержание АСВ в нефти может достигать 40%. При обычных температурах они представляют собой малотекучее или твёрдое вещество с плотностью, превышающую плотность воды. Часть АСВ, растворимая в бензине, относится к смолам, а нерастворимая – к асфальтам (асфальтенам).

Фракционный состав нефти определяется при разделении сложной смеси соединений по температуре кипения. Фракцией (дистиллятом) называется доля нефти, выкипающая в определённом интервале температур.

Началом кипения фракции считают температуру падения первой капли сконденсировавшихся паров.

На практике используют стандартный метод фракционной разгонки, при котором нефть разгоняют на стандартные температурные фракции. При заводской перегонке нефти, как правило, отбираются фракции, имеющие следующие температурные интервалы кипения:

40÷180°С – авиационный бензин;

---

40÷205°С – автомобильный бензин;

200÷300°С – керосин; 270÷350°С – лигроин.

Все остальные высококипящие фракции относятся к масляным.

Классификация нефти по содержанию светлых фракций, выкипающих

до 350°С:

тип Т1 – более 45%;

тип Т2 – 30÷44,9%;

тип Т3 – менее 30%.

Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин с применением глубиных клапанов
Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необхо­димы два канала:

1) для подачи газа;

2) для подъема на повер­хность жидкости.

В зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем.

Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника используют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом.

Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фон­танной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению рабочего агента различают кольцевую и центральную систему. Системы газовых подъемников приведены на рис. 3.4.

В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, а) сжатый газ нагнетается в затрубное пространство между экс­плуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъем­ной колонне.

В однорядном подъемнике центральной системы (рис. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.

Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 3.4, в и г. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним рядами труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разного диаметра с целью уменьшения общего веса труб. На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и на фонтанных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину.

---