Нефтяная и газовая промышленность
Нефть и природный газ используют как высокоэффективное топливо и ценное сырье для химической промышленности. На нефть в структуре добычи топлива в пересчете на условное топливо приходится 7,2%, на природный газ-26,1%.
Начиная с 70-х годов, добыча нефти и газа неуклонно сокращался. В то время Украина была основным районом добычи природного газа в бывшем СССР и много лет украинский газ использовался для газификации городов и сел России. Из Украины был проложен мощные газопроводы в Москву и Ленинград. Украинский газ поступал также в Молдову, Беларуси, республик Прибалтики. Украина же с собственным газом была газифицирована или не самое худшее. В 2004 г.. Добыто 4,0 млн.т нефти (включая газовый конденсат) и 19300000000 м 3 газа.
Хотя добыча нефти и газа в нашей стране уменьшается, однако есть и благоприятные факторы: большие мощности по переработке нефти, около 70 млн. Т, которые отсутствуют в России, и большие газохранилища. Поскольку газ хранить в трубах невозможно, Россия вынуждена закачивать большие его объемы в украинские газохранилища. Этот газ она продает в страны Западной и Центральной Европы. При разумной международной политике это может дать Украине огромные валютные поступления.
Основные районы нефте- и газодобычи
Нефть и природный газ в Украине добывают в Прикарпатье, на Левобережье и в причерноморском нефтегазоносном регионе. Ведущее место принадлежит Левобережью. Здесь, в Черниговской, Сумской и Полтавской областях имеются месторождения высококачественной нефти. Они имеют значительное количество попутного газа, который используется для газификации близлежащих городов и сел.? небольшие месторождения нефти на юге страны.
Крупнейшие месторождения газа сосредоточены в Харьковской области, среди которых особенно известно Щебелинське. Меньше пятой части добычи природного газа Украины сосредоточено в Прикарпатье. Это Дашава и месторождения Ивано-Франковской области. Довольно значительные месторождения природного газа на юге страны и прежде всего в Крыму. В последние годы растет добыча газа со дна Черного моря.
В Украине сложилась густая сеть газопроводов, ведущих от месторождений Харьковской области, Прикарпатья и Крыма в больших индустриальных центров; Полтавы, Киева, Львова, Днепропетровска, Кривого Рога, Одессы, Харькова, Симферополя, Севастополя, Ялты тошо.
Перспективы развития нефтяной и газовой промышленности
Украина имеет большие перспективные нефтегазоносные площади. По оценкам специалистов, здесь возможны открытия месторождений мирового масштаба. Прежде всего это касается шельфа Черного моря. Есть также перспективы дальнейшего добычи нефти и природного газа в районах, где их добывают десятки лет. Во-первых, при существующей ныне в Украине неэффективной технологии эксплуатации нефтяных месторождений около 70% нефти остается в недрах земли. Известны новые способы добычи, которые позволят получить эти "остатки". Во-вторых, как оказалось, Украина исследована в геологическом отношении недостаточно, то есть перспектива поиска энергоносителей практически на всей ее территории Закарпатье, Прикарпатье, Волынь, Черниговщина, Причерноморья, Азовское море, Донбасс, Приднепровье и др. В-третьих, сейчас есть новые, отличные от тех, что существовали ранее, теории происхождения нефти и газа, а это значительно расширяет диапазон их поиска.
В ближайшие годы можно ожидать новых большие открытии месторождений нефти и газа. Перспективы здесь настолько велики, что свои капиталы в развитие нефтяной и газовой промышленности нашего государства готовы вкладывать крупнейшие нефтяные компании мира, в том числе "Шелл", которая работает только с месторождениями мировой величины.
Нефть – это горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, состоящая из углеводородов и соединений, которые содержат кроме углерода и водорода кислород, серу и азот. Цвет нефти изменяется от почти прозрачного до черного. Различают легкую (0,65-0,87 г./см.3), среднюю (0,871-0,910 г/см.3) и тяжелую (0,910-1,05 г/см.3) нефть. Теплота сгорания 43,7- 46,2 Мдж/кг. (10400-11000ккал/кг). По химическому составу классифицируют на малосернистую (до 0,5% S), сернистую (0,5-2% S), и высокосернистую (свыше 2% S). Преобладает малосернистая нефть. Мировые запасы оцениваются в 70-75 млрд. т.
Почти вся добываемая в мире нефть. извлекается посредством буровых скважин, закреплённых стальными трубами высокого давления. Для подъёма нефти и сопутствующих ей газа и воды на поверхность скважина имеет герметичную систему подъёмных труб, механизмов и запорной арматуры, рассчитанную на работу с давлениями, соизмеримыми с пластовыми.
Процесс добычи нефти, начиная от притока её по продуктивному (нефтяному) пласту к забоям скважин и до внешней перекачки товарной нефти с промысла, можно разделить на три этапа.
Первый этап — движение нефти по пласту к скважинам благодаря искусственно создаваемой разности давлений в пласте и на забоях скважин (т. н. разработка нефтяной залежи или месторождения).
Второй этап — движение нефти от забоев скважин до их устьев на поверхности — эксплуатация нефтяных скважин.
Третий этап — сбор нефти и сопровождающих её газа и воды на поверхности, их разделение, удаление воды и минеральных солей из нефти (т. н. подготовка нефти), обработка пластовой воды перед закачкой в пласт при его заводнении или для сброса в промышленную канализацию, закачка воды в пласт через нагнетательные скважины, сбор попутного нефтяного газа. Осуществление процесса добычи нефти с помощью скважин и технологических установок называется эксплуатацией нефтяного промысла.
Под разработкой нефтяного месторождения понимается осуществление процесса перемещения жидкостей (нефти, воды) и газа в пластах к эксплуатационным скважинам. Управление процессом движения жидкостей и газа достигается размещением на месторождении нефтяных, нагнетательных и контрольных скважин, количеством и порядком ввода их в эксплуатацию, режимом работы скважин и балансом пластовой энергии. Принятая для конкретной залежи система разработки предопределяет технико-экономические показатели — дебит нефти, изменение его во времени, коэффициент нефтеотдачи, капитальные вложения, себестоимость и т. д. Перед разбуриванием залежи проводят проектирование системы разработки. В проекте разработки на основании данных разведки и пробной эксплуатации устанавливают условия, при которых будет протекать эксплуатация залежи, т. е. её геологическое строение, коллекторские свойства пород (пористость, проницаемость, степень неоднородности), физические свойства жидкостей и газов, насыщающих пласт (вязкость, плотность, растворимость газов и твёрдых углеводородов в нефти), насыщенность пород нефтью водой и газом, пластовые давления, температуpa и т. д. Базируясь на этих данных, при помощи гидродинамических расчётов устанавливают технические показатели эксплуатации залежи для различных вариантов системы разработки и производят экономическую оценку вариантов системы. В результате технико-экономического сравнения выбирают оптимальную систему разработки.
Современные системы разработки в большинстве случаев предусматривают нагнетание воды в пласт (около 75% всей добычи по СССР приходилось на системы с искусственным заводнением). Применяются в основном два вида заводнения — законтурное, или приконтурное (для относительно небольшого размера залежей), и разного вида внутри-контурные (для залежей среднего размера и крупных).
Законтурное заводнение – способ разработки нефтяных месторождений, при котором поддержка или возобновление баланса пластовой энергии осуществляется закачкой воды в нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром залежи на расстоянии 100-1000 м (по периметру залежи). Законтурное заводнение является наиболее эффективным на относительно небольших месторождениях, пласты которых составлены однородными породами с хорошей проницаемостью, без геологических нарушений и содержащих маловязкую нефть.
Наиболее распространено внутриконтурное заводнение – система разработки нефтяных месторождений, при которой с целью поддержки или возобновления баланса пластовой энергии через нагнетательные скважины закачивают воду непосредственно в нефтенасыщенную часть нефтяного пласта. Это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия на нефтяной пласт. По типу взаимного расположения нефтедобывающих и водонагнетательных скважин различают несколько разновидностей внутриконтурного заводнения. Один из них - заводнение с "разрезанием" залежи рядами нагнетательных скважин на отдельные полосы, которые разрабатываются независимо одна от другой как самостоятельные залежи. Ряды нагнетательных скважин ориентируют вдоль или поперек продольной оси структуры. Часто применяется схема с поперечным “разрезанием» нефтяных залежей вытянутой формы на отдельные участки — блоки (т.н. блочное заводнение). Между рядами нагнетательных скважин обычно размещают 3 или 5 рядов нефтяных скважин (трех- или пятирядные системы заводнения) (Рис.). Для повышения конечной нефтеотдачи и ускорения темпов разработки вводятся дополнительные нагнетательные скважины из числа нефтяных и преимущественно обводненных, которые образуют новые ряды или отдельные ячейки заводнения (очаговое заводнение). На нефтяных пластах с резко выраженной зональной неоднородностью производительного коллектора временами применяют выборочное заводнение. В этом случае залежь сначала разбуривают по равномерной сетке, а затем часть скважин (обычно 1/5-1/3), которые равномерно распределены по всей площади залежи и имеют наивысшую производительность, переоборудуют под нагнетание воды, создается система отдельных ячеек заводнення.
Наиболее интенсивный способ — заводнение по площади, при котором нефтяные и нагнетательные скважины чередуются между собой в определенной последовательности, равномерно размещаясь по площади залежи. Основное преимущество — возможность существенного повышения темпов добычи нефти из залежи не только за счет увеличения количества скважин, но и соотношения нагнетательных и нефтяных скважин, повышения давления в нагнетательных скважинах и др.
В этом случае нагнетательные скважины располагаются по всей площади пласта. Расстояния между скважинами составляют от 400 до 800 м. На одном месторождении пробуривают от нескольких десятков до нескольких тысяч эксплуатационных скважин (в зависимости от размера месторождения). Воздействие на пласт интенсифицируют увеличением соотношения между числом нагнетательных и эксплуатационных скважин, а также созданием в пласте давления нагнетаемой воды значительно выше начального пластового, вплоть до значения горного давления.
Выборочное заводнение – разновидность внутриконтурного несплошного заводнення, которое предусматривает конкретное расположение нагнетательных скважин с учетом деталей геологического строения разрабатываемой залежи с целью обеспечения максимальной интенсификации добычи.
Вытеснение нефти водой при разработке залежей успешно применяется для нефти с вязкостью в пластовых условиях до 0,15—0,2 пз (0,015—0,02 н.сек/м2). При больших вязкостях коэффициент нефтеотдачи существенно снижается, а расход воды на вытеснение единицы объёма нефти увеличивается. Однако даже при низких вязкостях при вытеснении нефти водой около половины геологических запасов нефти остаётся в недрах.
Ведутся работы по повышению нефтеотдачи пластов путём улучшения отмывающей и вытесняющей способности нагнетаемой воды, добавкой различного рода присадок — поверхностно-активных веществ, углекислоты, веществ, повышающих вязкость воды, что уменьшает неблагоприятное соотношение вязкостей нефти и вытесняющей её жидкости. Изменение неблагоприятного соотношения вязкости осуществляют также понижением вязкости нефти. Этот способ может быть реализован нагнетанием в пласт теплоносителей (горячей воды или пара). В 70-х гг. вновь начали применять тепловое воздействие на пласт путём создания внутрипластового очага горения, впервые предложенного в СССР в начале 30-х гг. Большие перспективы связаны со способом добычи нефти при помощи сочетания заводнения с внутрипластовым горением, которое поддерживается закачкой в пласт водовоздушных смесей. Проводятся теоретические и экспериментальные исследования повышения нефтеотдачи путём вытеснения нефти растворителями и системами, растворимыми одновременно в нефти и в воде. При глубоком залегании пластов для повышения нефтеотдачи в ряде случаев успешно применяется нагнетание в пласт газа высокого давления.
Разработку неглубоко залегающих пластов, насыщенных высоковязкой нефтью, в некоторых случаях осуществляют шахтным способом.
Извлечение нефти из скважин производится либо за счёт естественного фонтанирования под действием пластовой энергии, либо путём использования одного из нескольких механизированных способов подъёма жидкости. Обычно в начальной стадии разработки месторождений преобладает фонтанная добыча, а по мере ослабления фонтанирования скважину переводят на механизированный способ добычи. К механизированным способам относятся: газлифтный или эрлифтный, и глубинно-насосный (с помощью штанговых, погружных электроцентробежных, гидропоршневых н винтовых насосов).
Штанговые глубинно-насосные скважины составляют до 50% всех эксплуатируемых скважин, 15,0% фонтанные, 12% скважины с погружными электроцентробежными насосами, 30% газлифтные скважины. Развивающимися способами эксплуатации скважин являются газлифтный, и способ, использующий погружные электроцентробежные насосы, который позволяет отбирать из скважин большое кoличecтвo жидкости (воды и нефти). В США 8% скважин эксплуатируются фонтанным способом и 92% – механизированным. На месторождениях нефти Ближнего Востока большая часть скважин эксплуатируется фонтанным способом.
Нефть на нефтяных месторождениях находится в тонких каналах - капиллярах - продуктивных пластах под давлением, которое называют пластовым. Причины наличия в пластах пластового давления связаны большей частью с давлением воды, а также и газа, которые контактируют с нефтью (воднонефтевые и газонефтевые контакты), а также с упругим сжатием горных пород пластов: силами гравитации.
Различают такие виды режимов эксплуатации залежей: водонапорный, газонапорный, растворенного газа и гравитационный.
Водонапорный режим: связан с вытеснением нефти и перемещением ее по капиллярам в пласте за счет подпора воды, которая с ней контактирует. Различают жесткий и упругий водонапорный режимы. При жестком водонапорном режиме нефть к буровым скважинам перемещается за счет подпора крайних и подошвенных пластовых вод. При этом в процессе эксплуатации залежи количество воды в пласте возобновляется за счет атмосферных осадков и поверхностных водоемов. В таком режиме эксплуатации вода вытесняет нефть из капилляров в пласте.
При жестком водонапорном режиме эксплуатации достигают высочайшего коэффициента нефтеотдачи пласта 0,5-0,8. Коэффициент нефтеотдачи пласта характеризует собой полноту выемки нефти из залежи и является отношением объема добытой из залежи нефти к ее начальному объему в пластах залежи. Чем выше коэффициент нефтеотдачи, тем большая эффективность разработки нефтяного месторождения. Упругий водонапорный режим эксплуатации базируется на упругом сжатии жидкости (воды) и горных пород пласта в естественном состоянии и накоплении ими упругой энергии.
При отборе жидкости (нефти) из пласта происходит упругое расширение горной породы и самой жидкости, которое предопределяет ее перемещение капиллярами пласта к забою буровой скважины. Хотя упругое расширение горных пород и жидкости относительно единицы их объема незначительное, но, учитывая огромные объемы горных пород и жидкости, их упругая энергия достигает значительных величин. При упругом водонапорном режиме коэффициент нефтеотдачи пласта приблизительно равен коэффициенту при жестком водонапорном режиме.
Газонапорный режим: эксплуатации нефтяных буровых скважин связан с перемещением нефти в капиллярах пласта под давлением газа, который с ней контактирует. Газ, в отличие от воды, размещается в верхней части пласта, образовывая так называемую газовую шапку. Естественно, что газ в газовой шапке находится под высоким давлением. Во время добычи нефти из буровых скважин давление в пласте будет снижаться, газ расширяться и за нефтью будет проникать в поры пласта, вытесняя при этом нефть из пласта в буровую скважину.
Вязкость газа намного меньше, чем нефти, и поэтому газ через капилляры пласта может прорываться через пласты нефти. Если забой буровой скважины находится недалеко от границы газовой шапки, то газ прорывается в буровую скважину. Это снижает приток нефти к забою буровой скважины. В этом случае сложно поддерживать оптимальные режимы эксплуатации буровых скважин с целью сохранения пластовой энергии. Поэтому коэффициент нефтеотдачи при газонапорном режиме меньше, чем при водонапорном, и составляет 0,4-0,7.
Режим растворенного газа: характерен для нефтяных месторождений, в которых свободный газ в залежи отсутствует, а в нефтяную часть пласта практически не поступает пластовая вода. Движущей силой, которая перемещает нефть в пласте к забою буровой скважины, есть растворенный газ. При добыче нефти из буровой скважины и снижении давления в пласте растворенный газ выделяется из нефти и расширяется в свободном состоянии. Свободный газ опережает движение нефти по капиллярам пласта и только частично выносит ее за собой.
Эффект действия этого механизма незначителен из-за интенсивного действия сил трения. Поэтому к забою буровой скважины поступает только часть нефти из пласта, а энергия газа быстро снижается. Коэффициент нефтеотдачи при режиме растворенного газа очень низкий и составляет 0,15-0,3.
Гравитационный режим: эксплуатации нефтяных буровых скважин наступает при полной потере пластовой энергии. При гравитационном режиме одной движущей силой перемещения нефти по капиллярам пласта есть лишь сила тяжести нефти в пласте. В этом случае перемещение нефти происходит только в наклонных к буровым скважинам, размещенным в их нижних точках, пластах.
Гравитационный режим есть наименее эффективным из всех режимов эксплуатации буровых скважин. Следует отметить, что в изолированном (чистом) виде каждый из режимов эксплуатации случается чрезвычайно редко.
Нефть добывается при помощи пробуренных с поверхности земли скважин. Процесс эксплуатации нефтяных буровых скважин состоит в поднятии нефти от уровня продуктивных пластов (из забоя) на поверхность земли. На практике эксплуатацию нефтяных буровых скважин проводят фонтанным, газлифтним или механическим (насосным) способом.
При фонтанном способе: на колонную головку буровой скважины монтируют фонтанную арматуру – " елку ". Фонтанная арматура получила такое название за сходство ее контура с елкой. Фонтанная арматура предназначена для контроля и регулирования режима эксплуатации фонтанной буровой скважины. Ветви "елки" соединяют с трубопроводами промысла. Задвижки, установленные на ветках фонтанной "елки", дают возможность направить поток нефти из буровых скважин в одну или другую линию промышленного трубопровода. При необходимости можно перекрыть подачу нефти из буровой скважины.
Большое значение для режима фонтанной эксплуатации имеет определение оптимальных размеров фонтанного подъемника (колонны фонтанных труб) – его длины и диаметра. Длина фонтанного подъемника зависит от состояния пород продуктивного пласта. Если продуктивный пласт составлен сыпучим песком, то подъемные трубы опускают к забою. Это дает возможность обеспечить лучшие условия для выноса песка на поверхность. Если продуктивный пласт составлен плотными и крепкими горными породами, то нет необходимости размещать фонтанные трубы у забоя. В этом случае глубину расположения фонтанных труб в буровой скважине ограничивают зоной, где давление равняется давлению насыщения нефти газом.
При выборе оптимального диаметра фонтанных труб необходимо обеспечить максимальную продолжительность работы буровой скважины в фонтанном режиме за счет снижения энергии при подъеме жидкости. Исходя из этих условий, диаметры фонтанных труб подбираются специальным расчетом.
Для обеспечения продолжительной бесперебойной работы буровой скважины в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, которая поступает из буровой скважины и называется дебитом буровой скважины. Для контроля за дебитом буровой скважины в боковом отводе фонтанной "елки" устанавливают сменный штуцер, которым регулируется принятый режим эксплуатации буровой скважины.
Во время фонтанной эксплуатации необходимо обеспечить сохранение дебита на всем периоде. Наиболее частая причина изменения режима эксплуатации – уменьшение проходного сечения фонтанных труб из-за отложения парафина на их внутренней поверхности. На некоторых месторождениях содержание парафина в нефти составляет 3%. В условиях пластового давления парафин растворен в нефти. В процессе добычи парафин вследствие снижения давления выделяется из нефти и откладывается на стенках внутренней поверхности труб, сужает их и, если не принять меры, полностью закупоривает.
Для устранения этого явления используют тепловое действие водяного пара или механические скребки. В затрубное пространство закачивают водяной пар, при прохождении которого отложения твердого парафина на стенках труб расплавляются и выносятся с потоком нефти на поверхность. Скребки, опущенные в колонну, срезают парафин со стенок труб и поток нефти выносит его на поверхность. Наиболее эффективно предотвращают отложения парафина нанесенные на внутреннюю поверхность труб стекло, лак или эмаль.
Если уровень пластового давления уже недостаточен для поднятия нефти на поверхность, переходят к механизированным способам добычи – газлифтному и насосному.
Газлифтную эксплуатацию: осуществляют путем закачки в буровую скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации называется газлифтным, а во втором – эрлифтным. Газ с поверхности подают под давлением вследствие его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным. Если газ подают в нефтяную буровую скважину из газовых пластов под давлением без его дополнительной компрессии, то такой способ называют бескомпрессорным. В практике добычи нефти большей частью используют газлифтный способ, поскольку при подаче воздуха в буровую скважину возможное окисление нефти и ухудшение ее свойств.
ГАЗЛИФТ (от газ и англ. lift — поднимать), устройство для подъема капельной жидкости за счёт энергии, содержащейся в смешиваемом с ней сжатом газе. Газлифт применяют главным образом для подъёма нефти из буровых скважин, используя при этом газ, выходящий из нефтеносных пластов. Известны подъёмники, в которых для подачи жидкости, главным образом воды, используют атмосферный воздух. Такие подъёмники называют эрлифтами или мамут - насосами.
Рабочий процесс газлифта сопровождается явлением увлечения жидкости пузырьками газа или воздуха, которые, поднимаясь вверх, расширяются и увеличивают скорость движения газо-жидкостной смеси. Оптимальные скорости движения эмульсии в нижней части трубы 3 м/сек, а в верхней 6-8 м/сек.
Газлифты могут подавать воду на высоту до 200 м и нефть до 1000 м при часовой подаче до 500 м3. Газлифты имеют кпд от 15 до 36%.
Несмотря на наличие более эффективных технических средств для подъёма жидкости, газлифты и в настоящее время имеют применение.
На практике применяют газлифтные подъемники двух видов – однорядные и двухрядные.
В однорядном газлифтном подъемнике в буровую скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из буровой скважины на поверхность. Однорядный подъемник отличается от двухрядного меньшей металлоемкостью, но при этом не обеспечивается вынос песка и жидкости из забоя буровой скважины. Его применяют на буровых скважинах, которые эксплуатируются без воды и выноса песка.
В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси проходит через внутреннюю трубу меньшего диаметра. За счет этого возрастает скорость подъема газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. При этом, двухрядный подъемник работает с меньшей пульсацией рабочего давления и сжатия жидкости, что, в свою очередь, снижает затрату рабочего агента – газа.
Преимущества газлифтного метода:
- простота конструкций скважин, поскольку в ней отсутствуют насосы, детали которых быстро изнашиваются;
- упрощается проведение ремонтных работ;
- обеспечивается возможность отбора больших объемов жидкости независимо от глубины размещения продуктивных пластов (до 1800-1900 т/сут);
- возможность эксплуатации нефтяных буровых скважин при сильном обводнении и большом содержании песка;
- простое регулирование дебита буровых скважин.
Недостатки газлифтного метода:
- большой объем начальных капиталовложений для строительства мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов,
- низкий КПД газлифтного подъемника и системы "компрессор-скважина";
- повышенный расход насосно-компрессорных труб, особенно при использовании двухрядных подъемников;
- резкое увеличение затрат энергии на подъем 1 т нефти по мере уменьшения дебита буровой скважины.
В то же время большие первоначальные затраты на строительство мощных компрессорных станций и систем газопроводов быстро окупаются за счет малых эксплуатационных затрат, а себестоимость добычи 1 т нефти значительно ниже в сравнении с насосными способами эксплуатации. Вот почему газлифтный метод эксплуатации более распространен.
Насосный способ добычи нефти применяют при прекращении фонтанирования буровой скважины и снижении уровня нефти в буровой скважине, когда использование газлифтного способа неэкономично. При насосной эксплуатации поднимают жидкость насосами, опущенными в буровую скважину ниже динамического уровня. Для этого используют погружные штанговые плунжерные и безштанговые центробежные электронасосы, опускаемые в буровую скважину ниже динамического уровня жидкости (на 5-6 м).
Штанга – это круглый стальной стержень длиной 8 м и диаметрами 16, 19, 22 и 25 мм. Между собой штанги соединены резьбовыми муфтами.
Станок - качели состоит из рамы, стойки сопротивления, балансира 5, электропривода и кривошипно-шатунного механизма с балансир - качелями - 6. Электродвигатель 7 через редуктор вращает кривошип. Последний через шатун приводит в движение балансир. На переднем конце балансира закрепленная головка качели 4 с опорной поверхностью в виде части круга. В верхней точке головки балансира закрепленные два стальных каната, нижние конца которых, в свою очередь, крепятся в канатной подвеске.
В канатной подвеске закрепляют верхний конец колонны штанг в виде полированного штока. Раскачиваясь, балансир приводит в возвратно-поступательное движение колонну насосно-компрессорных штанг, приводит в действие плунжер штангового насоса. Наличие опорной поверхности головки балансира в виде круга, к которой плотно прилегают тяговые канаты, обеспечивает плавное (без рывков) движение колонны насосных штанг. Для подвески колонны насосно-компрессорных труб герметизации и подачи нефти в сборные промышленные коллекторы в устье буровой скважины устанавливают специальное устьевое оборудование, которое состоит из колонного фланца, тройника 3 для отвода нефти и сальника, через который проходит полированный шток. Колонну насосно-компрессорных труб подвешивают на колонном фланце внутри обсадной трубы 8.
Штанговый скважный насос работает таким образом. Во время движения плунжера вместе с колонной штанг вверх в цилиндре под плунжером создается разрежение. Всасывающий клапан под давлением нефти, которая находится в буровой скважине, приоткрывается и нефть проходит в пустоту цилиндра Во время движения плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, а при сжатии жидкости приоткрывается нагнетательный клапан и порция жидкости попадает из плунжера в колонну насосно-компрессорных труб. Такие циклы работы насоса беспрерывно повторяются и нефть по колонне насосно-компрессорных труб за счет давления, которое создает насос, поступает на поверхность земли. Плунжер штангового скважинного насоса осуществляет от 5 до 15 циклов в минуту.
Штанговые насосы обеспечивают подачу из буровой скважины от 0,5 до 30-50 т/сут. Максимальная глубина подвески штанговых насосов не превышает 3500 м., поскольку увеличение глубины подвески значительно утяжеляет колонну штанг и для их изготовления необходимы дорогие легированные стали. Недостатком штанговых насосов является ограниченность глубины их применения и малая подача нефти из буровой скважины. Особенно на заключительной стадии эксплуатации, когда вместе с нефтью из буровой скважины поступает большое количество пластовой воды и использование штанговых насосов становится малоэффективным. Перечисленных недостатков не имеют погружные центробежные электронасосы.
Погружные насосы – это малогабаритные (по диаметру) центробежные насосы, которые вместе с электродвигателем размещаются на необходимой глубине в буровой скважине. Такие насосы подвешивают в насосно-компрессорных трубах, а в последнее время – на специальных кабелях канатах. Погружные насосы обеспечивают подачу нефти от 40 до 700 м3 /сут при глубине от 1400 до 3000 м. В собранном виде насосная установка состоит из: насосного агрегата, бронированного кабеля, устьевой арматуры, автотрансформатора и станции управления. В состав насосного агрегата входят погружной центробежный насос с электродвигателем и протектором, размещенные снизу вверх в следующей последовательности: электродвигатель, протектор, насос.
В настоящее время для добычи нефти разработаны и применяются винтовые и гидропоршневые насосы.
Винтовой насос - это погружной насос с приводом электродвигателя, но жидкость в насосе перемещается за счет вращения ротора-винта. Использование подобных винтовых насосов особенно эффективно при добыче нефти с повышенной вязкостью.
Гидропоршневой насос - это погружной поршневой насос, который приводится в действие потоком жидкости. И может работать на глубине до 4000 м с производительностью 20 м3 /сут. Оборудование состоит из наземного гидропривода, который подает под давлением рабочую жидкость к глубинному гидропоршневому насосу. Сам привод имеет 2-3 плунжерных насоса типа "Триплекс", которые нагнетают в буровую скважину рабочую жидкость (воду или нефть) давлением до 25 МПа и производительностью от 10 л/с до 25 л/с. Недостатком этих насосов как и всех других, есть неудовлетворительная работа в условиях пескопроявления и большого содержания газа в нефти, а также сложность самой конструкции гидропоршневого насоса.
Насосно-эжекторные установки сегодня используют для эксплуатации буровых скважин с аномальными условиями: большой температурой, высокой вязкостью нефти, большим содержанием газа и песка. Для этих насосов используют наземный гидропривод, как и в гидропоршневых насосах, а сами насосы представляют собой високонапорний эжектор, в котором рабочими органами является рабочая насадка, камера смешивания и камера инжекции.
В Украине разработчиком этих установок является Ивано-Франковский государственный технический университет нефти и газа.
В условиях низкого пластового давления можно разрабатывать нефть шахтным способом с помощью наклонных дренажных штреков, проведенных в кровле и почве нефтяного пласта, из которых бурятся скважины или устраиваются колодцы, в которых накапливается вытекаемая из пористого тела нефть.
Природный горючий газ – смесь газов земной коры – углеводородов метанового ряда и неуглеводородных компонентов, способных гореть. Встречается в осадочной толще земной коры в виде свободных скоплений, а также в растворенном в нефти и воде, рассеянном (сорбированном) в горных породах и в твердом (в газогидратных залежах) состоянии. Представлен метаном (до 85-90%), этаном (суммарное содержание 0,1-20%) и парами легких жидких углеводородов.
В соответствии с неорганической или абиогенной теорией, нефть и газ образуются вследствие синтеза углерода и водорода в условиях синтеза углерода и водорода в условиях высоких температур и горного давления в земной коре. По органической теории газообразные углеводороды генерируются в процессе преобразований гумусовых и сапропелевых органических веществ.
Формирование газовых залежей происходит вследствие миграции газа из материнских толщ и аккумулирования их в природных резервуарах.
Преобладающая часть разведанных запасов (свыше 90%) находится в чисто газовых или газоконденсатных месторождениях, разведанные запасы газа в мире – свыше 80 трлн. м.3. Из недр на сегодня добыто около 2 трлн. м.3 и его, по прогнозам Мирового энергетического конгресса, должно хватить до 2050г. В Украине разведанные запасы природного газа составляют 1 млрд. т. условного топлива. Сейчас открыто около 120 месторождений.
После 1945г. в Украине были разведаны и сданы в эксплуатацию крупные месторождения природного газа. С середины 50-х и к середине 70-х гг. добыча газа стабильно росла и её максимум приходится на 1975 г. – 68,7 млрд. м.3. В дальнейшем в связи с истощением обнаруженных запасов добыча природного газа постепенно снижается. Начиная с 1999г. и по сей день в Украине добывается около 18 млрд. м.3 в год. Фонд действующих скважин в 1987 г. составлял 1585, из них 98% дают продукцию (1245 – газ и конденсат, 311 – только газ).
В Украине создана разветвленная система распределительных газовых сетей газоснабжения отраслей народного хозяйства. Около 80% природного, сопутствующего и искусственного газа потребляет промышленность (электростанции, металлургическая и химическая промышленность), более 17% - коммунальные службы.
Теплотворная способность – 32,7 Мдж/м.3 (7800 ккал./м.3).
Газы, содержащие в 1 м.3 более 100г. тяжелых углеводородных газов (этан, пропан и др.) называют богатыми, а меньше 100г. – сухими.
Одним из основных условий рациональной разработки углеводородных месторождений является наиболее полное извлечение из недр нефти и газа. Показателем степени использования запасов нефти есть коэффициент нефтеотдачи Кн. Динамику этого процесса можно выразить несколькими значениями, но наиболее важными являются текущий и конечный коэффициенты нефтеотдачи Кн.тек. и Кн. кон., которые колеблются в весьма широких пределах в зависимости от множества разнообразных факторов.
Из методов повышения нефтеотдачи, кроме традиционного заводнения, можно назвать вытеснение нефти мицелярными растворами, двуокисью углерода, паром, с помощью внутрипластового горения. При использовании этих методов в пластах протекают очень сложные процессы и явления: адсорбция и десорбция химических реагентов, разрушение структуры растворов и сложных молекул, фазовые переходы, массопереносы, диффузия, дистилляция и окисление нефти, конвективный перенос тепла, химические реакции и преобразование веществ, выпадение солей, инверсия смачиваемости, капиллярные процессы, которые еще достаточно не изучены. Эти процессы и явления определяют особенности механизма извлечения углеводородов и эффективность повышения нефте- и газоотдачи.
Остаточная нефть в природны