§ 1.1.2. Видобування нафти і газу

Розвідка родовищ. Виявлення, оцінка запасів та підготовка до промислової розробки покладів нафти і газу провадяться за допомогою нафторозвідки. Процес нафторозвідки складається з двох етапів: пошукового та розвідувального. В ході пошукового етапу здійснюються геологічна, аеромагнітна та гравіметрична зйомки місцевості, геохімічне дослідження порід і вод, складання карт. Потім проводиться розвідувальне буріння пошукових свердловин. Результатом пошукового етапу є попередня оцінка запасів нових родовищ. Головні цілі розвідувального етапу — позначити (оконтурити) поклади, визначити потужність і нафтогазонасиченість пластів та горизонтів. Після завершення розвідувального етапу обчислюються промислові запаси нафти і розробляються рекомендації щодо введення родовища в експлуатацію.

Буріння. Видобування нафти спершу здійснювалося збиранням з поверхні відкритих водойм, добуванням з колодязів піску чи вапняку, просоченого нафтою. Збирання нафти у водоймах проводили до нашої ери в Мідії, Вавилонії, Сирії.

У середині ХІХ ст. розпочинається механічне добування нафти з бурових свердловин. Першу нафтову свердловину було пробурено в США в 1859 році, а в Росії, на Кубані — в 1864 р.

Залежно від того, як діє буровий інструмент, що роздроблює і розпушує породу, розрізняють ударне та обертальне буріння. При ударному бурінні породу руйнують ударами спеціального долота, яке підіймають і опускають механічною лебідкою. Розпушену породу періодично видаляють за допомогою желонки — порожнистого стального циліндра, що має вгорі дужку для приєднання до каната чи штанги, а внизу — клапан.

При обертальному бурінні породу висвердлюють обертовим долотом. Розрізняють долота сколювальної або різальної дії та шарошечні долота дробильної дії. Для буріння в твердих породах здебільшого застосовують тришарошечні долота.

Буріння промислових нафтових свердловин проводять за допомогою стаціонарних установок з важкими буровими верстатами. Спершу у свердловину вводять одну бурильну трубу, в міру поглиблення свердловини пригвинчують нові труби. Довжина кожної бурильної труби 6—10 м. Для видалення розбуреної породи свердловину промивають циркулюючим глинистим розчином.

Недолік цього виду буріння — необхідність обертати всю колону бурильних труб разом з долотом. Коли глибина свердловини сягає 2500—3000 м, лише незначна частка затрачуваної енергії використовується на буріння і поглиблення свердловини. Основна ж енергія витрачається непродуктивно, на тертя труб.

Більш ефективний спосіб, що грунтується на застосуванні забійних двигунів. Колона бурових труб лишається нерухомою, а обертається тільки долото за допомогою електродвигуна або спеціальної турбіни (турбобура), що приводиться в дію потоком глинистого розчину, який нагнітають у бурильні труби. Електродвигун чи турбобур розміщують у забої свердловини, безпосередньо над долотом.

Видобування нафти. Добування нафти з надр землі здійснюється за рахунок енергії двох видів — природної енергії пласта та енергії, яка подається у свердловину тим чи іншим способом. Спосіб експлуатації нафтової свердловини, при якому використовується енергія пласта, називається фонтанним. Фонтанний спосіб застосовується у початковий період експлуатації, коли пластовий тиск покладу досить великий. Фонтанний спосіб найбільш економічний. Свердловини, що експлуатуються фонтанним способом, обладнують спеціальною арматурою, яка дає змогу герметизувати гирло свердловини, регулювати та контролювати режим її роботи, забезпечувати повне закриття свердловини під тиском.

Способи добування, при яких нафта підіймається на земну поверхню за рахунок підведеної ззовні енергії, називають механізованими. Існують два різновиди механізованого способу експлуатації — компресорний і насосний.

При компресорному або газліфтному методі у свердловину компресором закачують газ, який змішується з нафтою. Щільність нафти знижується, забійний тиск стає нижчим за пластовий, що викликає рух рідини до поверхні землі. Іноді у свердловину подають газ під тиском з розташованих поблизу газових пластів (метод безкомпресорного газліфта). На деяких старих родовищах існують системи ерліфта, в котрих як робочий агент використовують повітря. Недоліки цього методу — необхідність спалювання попутного нафтового газу, змішаного з повітрям, підвищена корозія трубопроводів. Газліфтний метод застосовується на родовищах Західного Сибіру, Туркменії, Західного Казахстану.

При насосному способі експлуатації на визначену глибину спускають насоси, які приводяться в дію за рахунок енергії, що передається різними способами. На більшості нафтодобувних підприємств світу набули поширення штангові насоси.

Для підйому нафти штанговими насосами (мал. 1.1.5) у свердловину опускають труби, всередині яких знаходяться циліндр і всмоктуючий клапан 1. У циліндрі переміщується вгору і вниз плунжер з нагнітальним клапаном 2.

Під час руху плунжера вгору нагнітальний клапан закритий, бо на нього давить рідина, що знаходиться в насосних трубах, а всмоктуючий клапан відкритий. При русі плунжера вниз нижній всмоктуючий клапан закривається, а верхній нагнітальний клапан відкривається. Рідина з циліндра переходить у простір над плунжером. Поступово підіймаючись, нафта виходить на поверхню. Зворотно-поступальний рух передається плунжеру від балансира 6 верстата-качалки, з яким плунжер з’єднано системою сталевих насосних штанг. Продуктивність штангових глибинних насосів при глибині свердловини 200—400 м досягає 500 м3 на добу, а при глибині до 3200 м становить не більше 20 м3 на добу.

Існують також способи добування нафти із застосуванням безштангових насосів. У цих випадках до насоса підводять через ствол свердловини електричну енергію (по спеціальному кабелю) або інший потік енергонесучої рідини (стиснений газ, теплоносій). Найбільш поширені установки з відцентровими електронасосами (мал. 1.1.6).

За їх допомогою видобувають близько 1/3 загальної кількості нафти. Установка із заглибним електронасосом складається із заглибного електродвигуна, багатоступінчатого насоса і кабельної лінії, які опускають за допомогою насосних труб у свердловину. На землі встановлюють станцію керування і трансформатор.

Збір і підготовка нафти до транспортування. Нафта, яка надходить з надр на поверхню землі, містить попутний газ (50—100 м3/т), воду (200—300 кг/т), мінеральні солі (до 10—15 кг/т), механічні домішки. Перед транспортуванням та подачею на переробку гази, механічні домішки, основна частина води і солей мають бути видалені з нафти.

Існують різні системи внутрішньопромислового збору і транспортування нафти, що відрізняються умовами переміщення нафти і газу, схемою відокремлення газу від нафти. Найстаріша — самопливна система, при якій переміщення нафти відбувається за рахунок перевищення позначки гирла свердловини над позначкою замірної установки (мал. 1.1.7-а).

Система внутрішньопромислового збору і транспортування нафти

Мал. 1.1.7. Система внутрішньопромислового збору і транспортування нафти

Нафта, газ і вода від свердловини 1 надходять на індивідуальну замірну установку (ІЗУ) 2, розташовану поблизу від свердловини. В ІЗУ від газу відокремлюють нафту і воду, які по самопливних викидних лініях 4 транспортуються у дільничні негерметизовані резервуари 5. З резервуарів 5 нафту насосами 6 подають по колектору 7 на установку підготовки нафти 9, а воду після відстою скидають у каналізацію. Якщо дозволяє рельєф місцевості, то насоси 6 не споруджують, а колектор 7 являє собою самопливний трубопровід. Газ, що виділився в ІЗУ, передають на газопереробний завод (ГПЗ).

Самопливні системи збору нафти мають ряд істотних недоліків: через низьку швидкість руху потоку рідини в них утворюються відкладення механічних домішок, солей, парафіну; через наявність відкритих вимірників та резервуарів великі втрати газу і легких фракцій, що досягають 3% від загального обсягу нафти. Ці системи важко автоматизуються і потребують численного обслуговуючого персоналу.

На нових нафтових родовищах експлуатуються герметизовані високонапірні системи збору нафти, газу і води, технологічна схема яких визначається величиною і формою площі родовища, рельєфом місцевості, фізико-хімічними властивостями нафти. На мал. 1.1.7-б зображено одну з таких систем, характерну для великого родовища.

Сира нафта від гирла свердловини 1 рухається під власним тиском по викидних лініях довжиною 1—3 км до групових замірних установок (ГЗУ) 12. На ГЗУ відбувається відокремлення нафтового газу від рідини та автоматичне вимірювання кількості одержаних продуктів. Потім газ знову змішують з водою і нафтою; суміш по колектору 13 довжиною до 8 км переміщується на дожимну закачують через нагнітальні свердловини 22 у пласт.

Збезводнену і знесолену на УПН нафту подають у герметизовані резервуари, а потім насосами 6 — на автоматизовану установку «Рубін» 23, призначену для оцінювання якості та кількості нафти. З установки «Рубін» нафту подають у товарні резервуари 24, з яких насосами направляють у магістральний нафтопровід 16, що транспортує нафту до нафтопереробних заводів. Якщо на установці «Рубін» встановлюють, що нафта не відповідає кондиціям, то її повертають на УПН.

За допомогою герметизованих систем усувають втрати легких фракцій нафти, створюють можливість транспортування нафти по всій площі родовища за рахунок тиску на гирла свердловин.

Після багатоступінчатої сепарації у нафті все ж залишається значна кількість вуглеводнів С1 — С4, які можуть бути втрачені при перекачуванні з резервуара в резервуар, зберіганні та транспортуванні нафти. Щоб уникнути можливих втрат вуглеводнів, усунути небезпеку забруднення повітря газами і легкими фракціями, нафту на багатьох промислах піддають стабілізації у спеціальних ректифікаційних колонах. У стабільній нафті міститься не більше 1% вуглеводнів С1 — С4, а в нестабільній 2—3%. Знесолену і збезводнену нафту по магістральних трубопроводах або залізницею транспортують на нафтопереробні заводи.

Добування природних газів. Родовища горючих газів поділяють на власне газові, в яких скупчення газів не пов’язане з іншими корисними копалинами; газонафтові, де газоподібні вуглеводні розчинені в нафті або знаходяться над нафтовим покладом у вигляді так званої газової шапки; газоконденсатні, у яких газ збагачений рідкими вуглеводнями. Добування горючих газів включає їх видобування з землі, збір, облік, підготовку до транспортування споживачу.

Газ, як і нафту, видобувають із землі через мережу свердловин. Оскільки він знаходиться в земних надрах під високим тиском, для його добування застосовують, як правило, фонтанний спосіб. Щоб газ почав надходити на поверхню, досить відкрити свердловину, пробурену в газоносному пласті. При вільному витіканні газу нераціонально витрачається енергія пласта, можливе руйнування свердловини. Тому на голівці свердловини встановлюють штуцер (місцеве звуження труби), обмежуючи надходження газу. Розробка газового покладу триває 15—20 років, за цей час видобувається 80—90% запасів.

Газ, що надійшов із свердловини, безпосередньо на промислі підготовляють до транспортування. З нього видаляють механічні домішки, водяні пари, важкі вуглеводні, в разі необхідності очищають від сірковмісних сполук.

X

Вхід

Завантажую...