Добыча нефти

 

 

 

 

 

Газлифтный способ добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии  переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором  вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких  способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный  и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный  и периодический газлифт.

 
Рис. 2

 

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в  НКТ — повышаться. Когда уровень  жидкости понизится до нижнего конца  НКТ, сжатый газ начнет поступать  в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой  газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей  из пласта, а уровень в НКТ будет  повышаться. Чем больше будет введено  газа, тем меньше будет плотность  смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной  подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно  поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников  определяются в зависимости от числа  рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления  движения сжатого газа. По числу  спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению  нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см.рис.2).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое  пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается  по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а  газожидкостная смесь поднимается  по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник  кольцевой системы (см.рис.2а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см.рис.2б).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ  направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а  газожидкостная смесь поднимается  по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см.рис.2в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом  подъемнике кольцевой системы в  скважину спускают два ряда насосно-компрессорных  труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы  большего диаметра, а в нижней —  меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают  в кольцевое пространство между  внутренним и наружным рядами НКТ, а  газожидкостная смесь поднимается  по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой  подъемник называется двухрядным центральной системы (см.рис.2г).

Недостатком кольцевой системы  является возможность абразивного  износа соединительных труб колонн при  наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме  того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного  подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см.рис.2д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Использование газлифтного  способа эксплуатации скважин в  общем виде определяется его преимуществами:

1. Возможность отбора  больших объемов жидкости практически  при всех диаметрах эксплуатационных  колонн и форсированного отбора  сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин  с большим газовым фактором, т.е.  использование энергии пластового  газа.

З. Малое влияние профиля  ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для  наклонно-направленных скважин, т.е. для  условий морских месторождений  и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния  высоких давлений и температуры  продукции скважин, а также  наличия в ней мехпримесей  (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная  простота регулирования режима  работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения  одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией,  отложениями солей и парафина, а также простота исследования  скважин.

Указанным преимуществам  могут быть противопоставлены недостатки:

1. Большие начальные капитальные  вложения в строительство компрессорных  станций

2. Сравнительно низкий  коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования  стойких эмульсий в процессе подъема  продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно  использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

 

 

Добыча нефти  в мире

Добыча нефти  в странах мира — данные за 2009 год в баррелях добытой нефти  за 1 день в среднем в течении года

Нефтедобыча, является ведущей  отраслью экономики всех стран имеющих  месторождения нефти на своих территориях.

Львиная доля от всех мировых  запасов нефти, на 2009 год, расположена  на территории Саудовской Аравии - примерно двадцать пять процентов, что составляет более тридцать пять миллиардов тонн доказанных запасов. В день производится одиннадцать миллионов баррелей. Крупнейшие месторождения: Гавар –  величайшее в мире месторождение  на суше, примерно содержит 9,6 миллиардов тонн, Сафания примерно 2,6 миллиардов тонн и другие крупные месторождения.

Второе место по добычи нефти прочно удерживает Россия - 9,5 миллионов баррелей на день. В стране находятся две тысячи действующих  нефтегазовых и нефтяных скважин. Крупнейшие месторождения расположены на шельфе Сахалина, Каспийского и Карского морей. Огромная часть разведанных  запасов находится на территории Западной Сибири и Уральского федерального округа. Эти месторождения открыты  недавно и находятся на пике освоения. Началось освоение Дальнего Востока  и Восточной Сибири где обнаружились весьма перспективные месторождения. Наиболее старые районы добычи нефти - Северный Кавказ и Урало-Поволжье практически исчерпали себя. Нефтедобыча в 2009 году возросла на 2,1 процента в сравнении с 2006 годом и составила 491 миллион тонн. А к концу добыча нефти 2009 года выросла на 0.7%.

Третье место по добычи нефти 2009 года занимает США - 8,2 миллионов  баррелей в день. Большая часть  месторождений расположена на Тихоокеанском  побережье (штат Калифорния), шельфе Мексиканского  залива, и побережье Ледовитого океана. Основными районами нефтедобычи  являются Техас, Луизиана, Калифорния, Оклахома и Аляска. За последние  двадцать лет США снизило количество добываемой нефти с 528 миллионов  тонн до 350 миллионов тонн, связанно это с увеличившейся конкуренцией между импортерами зарубежной нефти  и американскими производителями. 
Краткая статистика добычи нефти 2007-го года по остальным странам: в Иране примерно добывается 4,2 миллиона баррелей в день, Мексика - 3,8 миллиона баррелей в день, по добычи нефти обогнала Венесуэлу (2,8 млн. б/день) и заняла лидирующее место в странах Латинской Америки. Китай и Канада – 3,1 миллиона б/день, Норвегия – три миллиона б/день, Кувейт – 2,7 миллиона б/день, Нигерия – 2,6 миллиона б/день, Алжир – 2,1 миллиона б/день и Бразилия 2 миллиона б/день.

Переводить баррели добытой  нефти в тонны приходится очень  часто, здесь надо учитывать плотность  нефти, которая для основных сортов нефти России колеблется в пределах — от 820 до 905,5 кг на кубометр.

В связи с этим меняется и масса каждого барреля. Коэффициент  перевода из измерений в тоннах в  американские нефтяные баррели для  российской нефти марки Urals, идущей на экспорт, составляет примерно. 7,285 барр./т.

Такой же коэффициент для  легкой норвежской нефти марки Brent, со скидкой к которой продается Urals на мировом рынке, составляет 7,59 барр./т.

Можно использовать следующие соотношения для перевода:

* 1 баррель (американский, нефтяной) = 42 галлона ≈ 158,988 литров = 0,158987 м³

* 1 баррель (американский, нефтяной) ≈ 0,1364 тонн нефти (в  среднем по США, этоболее точно  зависит от марки нефти, соответственно  от плотности и температуры) = 136,4 кг нефти.

Добыча нефти  в странах мира за 2009 г.

№ п.п.	Страна	Добыча нефти (тыс. баррелей/день)
1	Россия	9 932
2	Саудовская Аравия	9 764
3	Соединенные Штаты	9 056
4	Иран	4 172
5	Китай	3 991
6	Канада	3 289
7	Мексика	3 001
8	Объединенные Арабские Эмираты	2 789
9	Бразилия	2 572
10	Кувейт	2 494
11	Венесуэла	2 472
12	Ирак	2 399
13	Европейский союз	2 383
14	Норвегия	2 350
15	Нигерия	2 211
16	Алжир	2 125
17	Ангола	1 948
18	Ливия	1 790
19	Казахстан	1 540
20	Соединенное Королевство	1 502

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Месторождения нефти в России

По мировым запасам  нефти Россия имеет позицию второго  места, уступая по ресурсу только Саудовской Аравии. Россия имеет огромный нефтяной потенциал; по статистике в 2010 году было добыто только 495 млн тонн этого черного золота.

По запасам нефти Российская федерация занимает второе место  в мире, уступая по количеству нефти  только Саудовской Аравии. Россия владеет  большим нефтяным потенциалом; по статистике в 2010 году было добыто только 495 млн тонн  черного золота. Главными районами по месторождениям нефти  являются: Волго-Уральский район, Западная Сибирь, Европейский Север и Северный Кавказ. Самым перспективным регионом добычи является Дальний Восток.

Сегодня главным месторождением нефти в России является Уральский федеральный округ. В Уральском округе в 2007 году было добыто черного золота на 250 миллионов тонн. Запасы месторождений нефти Уральского района составляют 66 процентов нефти России. Главные месторождения нефти располагаются в течении реки Оби.

Самый большой запас ресурсов находится в Волго-Уральском районе, в республиках Башкортостане, Татарстане, Коми и в республиках Дагестане и Чечне. Дальний Восток и Сахалин обладают тоже нефтяным ресурсом. Многие российские регионы являются перспективными в плане нефтяной добычи. Наиболее эффективным способом добычи нефти в России является «Фонтанный».

Разведывательные структуры  месторождения нефти уже достигают 65-70 % в Западносибирском регионе. На Дальнем востоке месторождения  разведаны только на 6 и 8( по другим данным) процентов. Шельфы морской отрасли разведаны всего лишь только на 1 процент. И поэтому на данный момент в России эти районы являются главными перспективными в плане добычи нефти.

Крупнейшие Российские месторождения нефти.
Месторождение	Предполагаемые  полные запасы,  млн. т.	Остаточные запасы,  млн. т.	Добыча,  тыс. т./сут.	Лицензия
Самотлорское	3200	1000 (2004)	120 (2004)	ТНК-BP
Ромашкинское	2700	400 (2004)	37 (2004)	Татнефть
Приобское	2000	1700 (2005)	64 (2005)	Роснефть,Газпром нефть
Лянторское	2000	380 (2004)	26 (2004)	Сургутнефтегаз
Фёдоровское	1800		34,2 (2007)	Сургутнефтегаз
Салымская группа (в том числе Правдинское, Салымское и т.д.)	1800		24,7 ((1).2007)	Роснефть, Салым Петролеум Девелопмент (Shell/SibirEnergy)
Уренгойскоегазонефтеконденсатное	свыше 1500		27 (2007)	Газпром
Мамонтовское	1300		20,5 (2007)	Роснефть
Красноленинская группа (в том числе Каменное, Талинское, Ем-Ёговское и т.д.)	1200			ТНК-BP/ЛУКойл/Газпром
проект Сахалин-5	до 1500		0 (2008)	Роснефть/ТНК-BP
Курмангазы (с Казахстаном)	1100			Роснефть/КазМунайГаз
проект Сахалин-3	700		0 (2008)	распределено частично, Роснефть (2007)
Южное Хыльчую	490			ЛУКойл
Туймазинское	480		2,5 (2004)	Башнефть
Русское газонефтяное	400			Газпром
Арланское	400			Башнефть
Астраханское газоконденсатное	400			Газпром
Северо-Долгинское	350			не распределено (2007)
Вать-Еганское	325	180 (2005)	22,5 (2005)	ЛУКойл
проект Сахалин-1 (Чайво, Одопту, Аркутун-Даги)	307			ExxonMobil/Роснефть/ONGC/SODECO
Нижнечутинское	273			TimanOil&Gas
Повховское	270	105 (2005)	16 (2005)	ЛУКойл
Ванкорское	260			Роснефть
Южно-Долгинское	260			ЛУКойл
Тевлинско-Русскинское	250	140 (2005)	31 (2005)	ЛУКойл
Юрубчено-Тохомское	240			Роснефть
Усинское	236	80 (2005)	5,8 (2005)	ЛУКойл
Южно-Ягунское	222	104 (2005)	12 (2005)	ЛУКойл
Имени Владимира Филановского	220		0 (2009)	ЛУКойл
Верхнечонское	202			ТНК-BP/Роснефть
Покачёвское	185	50 (2005)	9,3 (2005)	ЛУКойл
проект Сахалин-2	182		10 (2008)	Газпром/Shell/Mitsui/Mitsubishi
Западно-Матвеевское	180			ЛУКойл
Савостьяновское	160			Роснефть
Харьягинское	160	130 (2005)	7,5 (2005)	ЛУКойл
Спорышевское	151	54,6 (2007)		Газпромнефть
Малобалыкское	150			Роснефть
Ярегскоевязконефтяное	130		1,3 (2001)	ЛУКойл
Возейское	127	30 (2005)	2,9 (2005)	ЛУКойл
Урьевское	119	42 (2005)	5,3 (2005)	ЛУКойл
Ковыктинское	115			Газпром
Талаканское нефтегазовое	105		4 (2008)	Сургутнефтегаз
Ишимбайское	100			Башнефть
Усть-Балыкское	100			Роснефть
Южно-Сургутское	100			Сургутнефтегаз
Западно-Сургутское	100			Сургутнефтегаз
Грозненские	100			Роснефть
Комсомольское нефтегазоконденсатное	81		5,4 (2007)	Роснефть
Имени Юрия Корчагина	80		0 (2008)	Лукойл
Северо-Покачёвское	76		2,4 (2009)	Лукойл
Холмогорское	70			Газпром нефть
Чаяндинское нефтегазоконденсатное	68			Газпром
Дружное	63	20 (2005)	3,8 (2005)	ЛУКойл
Ангаро-Ленское газовоконденсатное	62			Газпром
Нивагальское	61	45 (2005)	3,5 (2005)	ЛУКойл
Нонг-Еганское	57	28 (2005)	4,2 (2005)	ЛУКойл
Хвалынское нефтегазоконденсатное	53		0 (2009)	ЛУКойл
Когалымское	53	30 (2005)	6,7 (2005)	ЛУКойл
Памятно-Сасовское	52	23 (2005)	6,9 (2005)	ЛУКойл
Южно-Тамбейское газоконденсатное	50		0 (2008)	Ямал СПГ
Сарматское нефтегазоконденсатное	50		0 (2009)	Лукойл
Приразломное	46			Газпром
Уньвинское	43	20 (2005)	3,2 (2005)	ЛУКойл
Еты-Пуровское	40			Газпром нефть
Тазовское	40			Газпром
Юрчукское	37		0,9	ЛУКойл
Ключевое	36	18 (2005)	4 (2005)	ЛУКойл
Западно-Малобалыкское	35		4,1 (2009)	РуссНефть
Утреннее (Салмановское) газоконденсатнонефтяное	34		0 (2008)	не распределено (2008)
Верх-Тарское	32		3,7 (2005)	ТНК-BP
Штокмановское газовое	31			Газпром
Ямбургское	30			Газпром
Лугинецкое	27			Роснефть
Южно-Шапкинское	23	20 (2005)	4,1 (2005)	ЛУКойл
Кравцовское	21		1,5 (2005)	ЛУКойл
Марковское	20			Иркутская НК
Тэдинское	16	14 (2005)	2,4 (2005)	ЛУКойл
Ярактинское	15			УстьКутНефтегаз
Кочевское	14	11 (2005)	2,9 (2005)	ЛУКойл
Средне-Хулымское	13	9 (2005)	3,0 (2005)	ЛУКойл
Лонг-Юганское	10			ЛУКойл
Бованенковское	10			Газпром
Южно-Русское	6			Газпром/BASF