Фонтанная эксплуатация

СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В зависимости от значения пластового давления, физических свойств нефти, содержания в ней воды и газа, проницаемости пород пласта и других факторов нефтяные скважины эксплуа­тируются различными способами. Все известные способы эксп­луатации скважин подразделяются на следующие группы:

1) фонтанная, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважи­ну извне;

3) насосная — извлечение нефти с помощью насосов раз­личных типов.

Две последние группы способов эксплуатации условно при­нято называть механизированными, хотя этот термин в от­дельных случаях не отражает истинный процесс.

Все газовые скважины эксплуатируются только фонтан­ным способом, т. е. при любом пластовом давлении механиз­мов для извлечения газа из пласта не применяют.

Способ эксплуатации скважин, при котором подъем не­фти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счет природной энергии, называется фон­танным.

Если давление столба жидкости, заполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загряз­нена (ствол скважины сообщается с пластом), то жидкость будет переливаться через устье скважины, т. е. фонтаниро­вать. Фонтанирование может происходить под влиянием гид­ростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.

В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пла­сте. Это справедливо даже для месторождений с явно выра­женным водонапорным режимом, когда газ в пластовых ус­ловиях полностью растворен в нефти и в пласте движется однородная жидкость. При эксплуатации скважины, пробу­ренной на такой пласт, свободный газ из нефти начинает выделяться лишь в подъемных трубах и на такой глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае подъем нефти в скважине будет происходить за счет гидростатического напора и энергии сжатого газа, про­являющейся только в верхней части скважины.

На глубине, соответствующей давлению насыщения нефти газом, последний начинает выделяться из нефти в виде мель­чайших пузырьков. По мере продвижения вверх пузырьки газа испытывают все меньшее давление, в результате чего их объем увеличивается, а плотность смеси жидкости и газа начинает снижаться. Общее давление столба газожидкостной смеси на забой скважины становится меньше пластового, что вызывает самоизлив нефти, т. е. фонтанирование скважины.

При всех способах эксплуатации, в том числе и при фон­танном, подъем жидкости и газа на поверхность происходит по трубам небольшого диаметра, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Эти трубы называются насосно-компрессорными (НКТ). В зависимости от способа эк­сплуатации их также называют фонтанными, компрессорны­ми, насосными, а также подъемными (лифтовыми).

Общероссийским стандартом предусмотрено изготовление насосно-компрессорных труб следующих условных диаметров (по внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 104 и 114 мм с толщиной стенок от 3,5 до 7 мм. Длина одной трубы состав­ляет 5 — 8,5 м (в среднем 8 м). Трубы изготавливаются бес­шовными, т. е. цельнотянутыми из сталей высокопрочных марок. На концах каждой трубы нарезают одинаковую резь­бу. На один ее конец на заводе навинчивают муфту, чтобы при свинчивании трубы со свободным концом другой трубы муфта не отвинчивалась.

При фонтанной эксплуатации в большинстве случаев при­меняют насосно-компрессорные трубы диаметрами 60, 73 и 89 мм, а для высокодебитных скважин — диаметрами 102 и 114 мм. Трубы обычно спускают до фильтра.

Применение подъемных труб при фонтанной эксплуата­ции диктуется следующими соображениями.

1. Облегчаются работы по освоению скважины. Два са­мостоятельных канала в ней (подъемные трубы и затрубное пространство) позволяют заменять глинистый раствор в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъем­ные трубы позволяют осваивать скважину при помощи ком­прессора.

2. Рационально используется энергия расширяющегося газа. При подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при стекании ее вниз по стенкам труб и умень­шаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании через эксплуатационную колонну, а следо­вательно, в большей степени снижается удельный вес газа. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом пластовом давлении.

3. Использование подъемных труб самого малого диамет­ра — один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.

4. Предотвращается образование песчаных пробок на за­бое скважин, так как большие скорости газонефтяной струи в трубах меньшего сечения обеспечивает полный вынос на поверхность песка из скважины.

5. Облегчается борьба с отложениями парафина, образую­щимися при добыче нефтей, в которых содержится значи­тельное количество парафина.

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой, состоящей из трубной головки фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства, фонтанная елка — для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы сква­жин. Так как фонтанные елки по условиям эксплуатации относят к одному из наиболее ответственных видов промыс­лового оборудования, их испытывают на давление, вдвое превышающее паспортную величину.

КЛАССИФИКАЦИЯ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и проч­ностным признакам [9, 34]:

1) по рабочему давлению — отечественные заводы выпус­кают фонтанную арматуру, рассчитанную на давление от 7 до 105 МПа. Арматуру, рассчитанную на давление 105 МПа, можно использовать для сверхглубоких скважин или сква­жин с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). Для фонтанных нефтяных скважин в основном применяют арма­туру, рассчитанную на рабочее давление от 7 до 35 МПа;

2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм. Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин;

3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройниковые. На рис. 3.3 представлены схемы арматуры. Боковые отводы в этих видах арматуры при помощи выкидных линий соединяются со сборными и замерными установками;

4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — одно­рядные и двухрядные. На рис. 3.3 показана фонтанная арма­тура для однорядного подъемника;

5) по виду запорных устройств — с задвижками и кранами. Задвижки применяют на нефтяных скважинах, а краны — на газовых.

Освоение и пуск в эксплуатацию фонтанной скважины проводится при установленной на ее устье фонтанной арма­туры одним из следующих способов:

промывка — замена жидкости, заполняющей ствол сква­жины после бурения, на более легкую, например, глинистого раствора на воду, воды — на нефть;

продавливание сжатым газом (воздухом) — насыщение заполняющей скважину жидкости газом или воздухом, нагне­таемым с поверхности;

аэрация — замена жидкости в скважине на газожидкост­ную смесь.

При промывке скважины для вызова фонтана жидкость нагнетают с помощью насоса в межтрубное пространство, при этом более тяжелая жидкость, заполняющая скважину (глинистый раствор), вытесняется на поверхность по фонтан­ным трубам. При значительном пластовом давлении скважи­на может фонтанировать даже после неполной замены гли­нистого раствора водой или нефтью.

Рис. 3.3. Виды фонтанной арматуры:

а — крестовая; б — тройниковая; / — манометр; 2 — трехходовой кран; 3,11 — верхний и нижний буфера; 4 — тройник; 5 — штуцер; 6 — запорное устройство (боковая задвижка, кран); 7 — запорное устройство (стволовая задвижка, кран); 8 — переводник; 9 — крестовик; 10 — колон­ный фланец; 12 — крестовик елки

Сущность продавки скважины сжатым воздухом заключа­ется в нагнетании последнего в кольцевое пространство между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной. Сжа­тый воздух вытесняет жидкость, заполняющую скважину, че­рез фонтанные трубы наружу и одновременно, поступая в эти трубы через специальные (пусковые) клапаны, установленные на расчетной глубине, газирует жидкость и тем самым умень­шает плотность. Для продавливания скважин применяют спе­циальные компрессоры, рассчитанные на давление 8 — 20 МПа. Значительное понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды (нефти) и газа (воздуха). В этом случае к скважине, кроме водяной (нефтяной), линии от насоса, подводят также газовую (воздушную) линию от компрессора. Жидкость и газ (воздух) смешиваются в смесителе (эжекторе), после чего га­зожидкостная смесь нагнетается в затрубное пространство скважины. При замене этой смесью жидкости, находящейся в скважине, давление на забой снижается, и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Нагнетание смеси прекраща­ется, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.

Дата добавления: 2014-11-06