Фонтанный способ эксплуатации скважин

Фонтанный способ эксплуатации скважин осуществляют в начальный период разработки месторождения. Режим работы фонтанной скважины регулируют в основном с помощью устьевого штуцера, исследуют - с помощью глубинных приборов, спускаемых через фонтанный лифт до забоя скважины. Перед подземным ремонтом требуется глушить ( задавить) фонтан глинистым раствором или пластовбй ( соленой) водой. [1]

Фонтанный способ эксплуатации скважин применяют в начальный период разработки месторождения.

Фонтанный способ эксплуатации скважин требует постоянного контроля за состоянием штуцеров и штуцерных патрубков. 

При фонтанном способе эксплуатации скважин контролируют исправность, прочность и герметичность фонтанной арматуры, рабочее давление на скважине, при компрессорном способе - исправную работу компрессорных станций, обеспечивающих подачу воздуха или газа в скважину, температурный режим компрессоров и давление в системе; при глубиннонасосном способе - исправную работу механизмов станка-качалки. Для предупреждения заклинивания плунжера насоса от попадания в него песка на конце колонны труб устанавливают специальные фильтры. Предупреждение розлива нефти у скважины достигают установкой обратного клапана на выкидной линии, соединяющей арматуру скважины с газосепаратором. 

При фонтанном способе эксплуатации скважин жидкость и газ поднимаются на поверхность под действием естественной пластовой энергии. При этом несчастные случаи довольно редки, однако они носят обычно тяжелый характер и происходят главным образом при установке, снятии и ремонте арматуры. 

При фонтанном способе эксплуатации скважин чаще всего происходят разрывы обвязки под давлением, а также вспышки газа. 

Таким образом, данное предложение устраняет  противоречие между фонтанным способом эксплуатации скважин, требующим снижения буферных давлений, и совместным сбором нефти и газа до сборного пункта, при котором возникают противодавления на устьях удаленных скважин до 20 кгс / см2 и выше. 

Ранее сделанный вывод о том, что  при фонтанном способе эксплуатации скважин нерационально расходуется пластовая энергия, требует некоторых дополнительных пояснений. 

По  окончании бурения и получении  фонтана первое время применяется фонтанный способ эксплуатации скважины. Нефть вместе с газом поднимается на поверхность за счет высокого пластового давления, достигающего десятков и сотен атмосфер. Такой способ является самым выгодным для эксплуатации, так как не требует механизмов для извлечения нефти из пласта. В то же время каждая фонтанная скважина очень ценна для промысла как обеспечивающая высокий уровень добычи нефти, поэтому применяется ряд новых методов эксплуатации для продления фонтанного периода действия скважины. 

Рассматриваются условия, при которых возможно самоочищение лифтовых труб при фонтанном способе эксплуатации скважин. Дается вывод формулы для расхода нефти, при котором возможен срыв смхую-парафино-вых отложений.

На  начальном этапе ( при обводнении добываемой продукции до 35 - 40 %) будет осуществлен фонтанный способ эксплуатации скважин, а затем по части скважин - газлифтный и по другой части - с применением УЭЦН.

Законы  движения жидкости по вертикальным трубам в газовоздушном подъемнике практически те же, что и при фонтанном способе эксплуатации скважин.

Новая технология разработки нефтяных месторождений  обеспечивает высокий стабильный текущий  дебит, резкое сокращение общих сроков разработки месторождения, продолжительный  период наиболее экономичного фонтанного способа эксплуатации скважин. Перевод скважин на насосную эксплуатацию на более ранней стадии разработки месторождений, проводимый в настоящее время, связан со стремлением повысить эффективность разработки в фонтанный период за счет применения высокопроизводительных скважинных насосов. 

Фонтанирование  нефти или газа из скважины происходит за счет пластового давления или внутриконтурного или законтурного заводнения. При фонтанном способе эксплуатации скважин добыча нефти производится с помощью труб и специальной фонтанной арматуры состоящей из: колонной головки; трубной головки; фонтанной елки; штуцера; фонтанной трубы; эксплуатационной колонны и обсадной колонны.

Наиболее  чистые нефти получаются при фонтанном способе эксплуатации скважин, наиболее эмульгированные - при компрессорном способе добыче нефти. Глубиннонасосная эксплуатация скважин дает значительно меньшее количество эмульгированной нефти по сравнению с компрессорной добычей. Причиной образования нефтяных эмульсий является перемешивание нефти с пластовой водой.

При разработке конкретного нефтяного  месторождения можно выделить три  этапа, каждый из которых характеризуется  своими индивидуальными особенностями и необратимостью их во времени. Для первого из них характерен рост добычи нефти и преобладание фонтанного способа эксплуатации скважины. На втором этапе добыча нефти некоторое время сохраняется на достигнутом уровне, затем, по мере выработки извлекаемых запасов нефти, снижается. В продукции скважин вместе с нефтью появляется пластовая вода, содержание которой со временем возрастает, что обусловливает перевод обводненных фонтанных скважин на механизированный способ эксплуатации. С ростом доли пластовой воды в извлекаемой нефти появляется необходимость обезвоживания и обессоливания продукции скважин. Третий этап разработки нефтяного месторождейия ( который часто именуют поздней стадией эксплуатации) характеризуется неуклонным падением уровня добычи нефти, высокой степенью ее обводненности. На этом этапе скважины эксплуатируют механизированным способом.

Основным  по объему вытесняющим агентом является сжатый газ и это обеспечивает ускорение темпа разработки залежей, фонтанный способ эксплуатации скважин, добычу без-ч водной нефти. Газ под высоким давлением и вода в определенном количественном соотношении за счет различного физико-химического воздействия обеспечивают высокую эффективность вытеснения и охват пласта, что ведет в целом к повышению нефтеотдачи залежей.

Снижение  забойного давления в добывающих скважинах по большинству эксплуатационных объектов возможно путем массового  перевода скважин на механизированный способ эксплуатации, По залежам с  низкой продуктивностью для обеспечения  достаточных уровней добычи нефти  механизированную эксплуатацию скважин  следует применять с самого начала разработки. Высоко - и среднепродуктивные залежи могут продолжительное время ( до появления значительной доли воды в добываемой продукции) разрабатываться с применением преимущественно фонтанного способа эксплуатации скважин. В 1956 г. А. П. Крыловым научно обоснована целесообразность снижения забойного давления путем применения механизированных способов эксплуатации и для залежей с высокой и средней продуктивностью. 

Анализ  эффективности различных систем заводнения показал, что наиболее технологически и экономически эффективными являются системы заводнения высокой степени активности, вплоть до площадного заводнения. В нефтяных залежах с низкой гидропро-водностью системы заводнения высокой активности являются единственным средством достижения высоких темпов отбора нефти, их применение при сравнительно хороших коллекторских свойствах позволяет иметь значительный запас производительности залежи и обеспечивать в основном фонтанный способ эксплуатации скважин. 

Эксплуатация нефтяных скважин  ведется фонтанным, газлифтным или  насосным способом.

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность  составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс  может происходить как за счет природной энергии Wn поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wu.

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное  устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые  трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах  на устье скважин поддерживается то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

W1 + W2 + W3 = Wn + Wu,

где   W1 - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W2 - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W3 - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если  Wu = 0, то эксплуатация называется фонтанной;

при Wu 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии Wu осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования

Рпл > r·g·h.

В большинстве случаев  вместе с нефтью в пласте находится  газ, и он играет главную роль в  фонтанировании скважин. Это справедливо  даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для  водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося  из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную  работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

Фонтанирование скважин  обычно происходит на вновь открытых месторождениях нефти, когда запас  пластовой энергии велик, т. е. давление на забоях скважин достаточно большое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на преодоление трения, связанное с движением этой жидкости.

Различают два вида фонтанирования скважин:

§ фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, - артезианское фонтанирование;

§ фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.

Артезианский способ встречается  при добыче нефти редко. Он возможен при полном отсутствии растворенного  газа в нефти и при забойном давлении, превышающем гидростатическое давление столба негазированной жидкости в скважине. При наличии растворенного  газа в жидкости, который не выделяется благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при давлении на забое, превышающем сумму двух давлений: гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье скважины.

Поскольку присутствие пузырьков  свободного газа в жидкости уменьшает  плотность последней и, следовательно, гидростатическое давление такого столба жидкости, то давление на забое скважины, необходимое для фонтанирования газированной жидкости, существенно  меньше, чем при артезианском фонтанировании.

 

Роль фонтанных  труб.

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно  получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его  может не хватить  для 200 миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование  прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных  труб, тем больше надо газа для подъема  нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются  скважины, которые при обычных  условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается  достигнуть фонтанирования. Поэтому  с целью рационального использования  энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед  освоением оборудуют лифтовыми  трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают  опытным путем в зависимости  от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность  фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические  выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем  замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления  фонтанирования малодебитных скважин.

 

Оборудование фонтанных скважин.

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так  и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют  "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных  скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин  в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости  полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при  установке на устье фонтанирующей  скважины колонной головки и фонтанной  арматуры с манифольдом.