Основы нефтегазового дела (стр. 8 )

Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше коэффициента нефтеотдачи. В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с поверхностью пористой среды, об­ладает незначительной вязкостью (в 100 раз и более мень­шей, чем вязкость легких нефтей).

Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному. Поэтому газоотдача газо­вых залежей может теоретически достигать высоких значе­ний — 90 — 95 % и более. Например, Бенгойское месторожде­ние в Чечне по состоянию на 2000 г. выработано на 98 %. Однако следует учитывать, что на газоотдачу влияет множе­ство факторов и ее величина практически бывает ниже ука­занных значений.

Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи — остаточное давление в залежи на конечной стадии ее разра­ботки. Естественно, что наибольшая газоотдача газовых пла­стов может быть достигнута при снижении пластового давле­ния до возможно минимального значения, при котором усть­евые давления в скважинах будут близки или даже ниже атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих условиях дебиты скважин становятся крайне низки­ми вследствие небольших перепадов давления (рил — р заб). Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, раз­работку газовой залежи практически прекращают при давле­нии на устьях скважин, больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах обычно принимают равным 0,7 —0,8.

Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводороды, называются газоконденсатными.

Историю открытия и освоения газоконденсатных место­рождений небезынтересно проследить на примере США. По мере развития глубокого бурения и вскрытия пластов с ано­мально высоким давлением промышленники столкнулись с месторождениями, чрезвычайно богатыми газом, притом в отличие от чисто газовых месторождений продукция содер­жала значительное количество тяжелых углеводородов. Поиски нефти в этих районах положительных результатов не дали. Таким образом были обнаружены месторождения осо­бого типа, названные впоследствии конденсатными.

Было установлено, что применение к ним известных зако­нов газового состояния, в достаточной степени оправдавших себя (с практической точки зрения) в первый период време­ни, т. е. до вскрытия глубоких пластов, при новых условиях абсолютно неприемлемо и дает парадоксальные результаты. Незнание истинной природы этих месторождений, поведения газовых смесей в условиях пласта при столь высоких давле­ниях (обычно превышающих 100 атм или 10 МПа), законов ретроградной конденсации и игнорирование их после того, как эти законы стали известны, привело к значительным потерям топлива.

В 1936 г. В. Воуген предложил сайклинг-процесс при экс­плуатации конденсатных месторождений, суть которого зак­лючалась в обратной закачке в пласт осушенного газа. Газ с конденсатом из скважины поступает в конденсатную уста­новку, в которой при соответствующем давлении и темпера­туре выделяются жидкие компоненты. Затем сухой газ сжи­мается в компрессорах до давления, на 15 — 20 % превышаю­щего давление в скважинах, и под этим давлением через нагнетательные скважины подается обратно в пласт. Это пред­ложение нашло широкое применение в США и Канаде. Од­ним из первых месторождений, где был внедрен сайклинг-процесс, было газоконденсатное месторождение Ла Глория в округе Джим Веле (Техас).

Первой в нашей стране книгой, освещающей опыт США по эксплуатации газоконденсатных месторождений, была моно­графия «Теория и практика эксплуатации конденсатных месторождений», изданная в Баку в 1944 г. Ценность этой книги заключалась в том, что она знакомила работников нефтегазовой промышленности с особенностями эксплуатации конденсатных месторождений США. Одновре­менно автор предполагал наличие конденсатных месторожде­ний в нашей стране (тогда — СССР). Действительно, в нача­ле 1955 г. в 25 км юго-западнее Баку было открыто первое в стране газоконденсатное месторождение Карадаг.

Согласно литературным источникам, общее число выяв­ленных газоконденсатных месторождений на земном шаре приблизилось к нескольким тысячам, из них примерно 10 — 12 % приходится на долю России. Газоконденсатные место­рождения и залежи установлены почти во всех нефтегазо­носных провинциях и областях, охватывающих различные по возрасту и характеру складчатости тектонические мегаэлементы.

Содержание конденсата в газе зависит от состава газа, пластового давления и температуры. В одних залежах кон­денсата в 1 м3 содержится всего лишь несколько кубических сантиметров, в других — до нескольких сот кубических сан­тиметров. В основном содержание конденсата в газе нахо­дится в пределах 40 — 600 см3/м3.

Газоконденсатные месторождения, залегающие на глуби­нах свыше 1500 м, характеризуются тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси находятся обычно в однофаз­ном состоянии — тяжелые углеводороды полностью раство­рены в массе легких газообразных компонентов. При разра­ботке газоконденсатного месторождения по мере падения давления из газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь конденсируются наиболее тяжелые компоненты, а затем — все более легкие. Давление, при котором начинает­ся выделение из газа конденсата, называется давлением начала конденсации.

Конденсат может выделяться как на поверхности, так и в пласте при снижении давления. В последнем случае конден­сат впитывается породой пласта, и значительная часть его может остаться в пласте безвозвратно. Поэтому газоконден­сатные месторождения следует разрабатывать при забойных давлениях на забое скважин, больших давления начала кон­денсации, по круговой схеме сайклинг-процесса.

Естественная пластовая энергия в большинстве случаев не обеспечивает высоких темпов и достаточной полноты отбора нефти из залежи. Даже при наиболее эффективном водона­порном режиме дренирования в процессе разработки залежи давление обычно снижается, что указывает на истощение пластовой энергии. Это объясняется тем, что объем поступа­ющей в нефтяную часть залежи пластовой воды обычно меньше объема извлекаемых из пласта нефти и газа, вследствие чего пластовое давление начинает падать.

Искусственное поддержание пластовой энергии — наибо­лее эффективное мероприятие по увеличению темпа отбора нефти из залежи и получению повышенных коэффициентов

нефтеотдачи, характерных для напорных режимов разработ­ки [9]. В большинстве случаев поддержание пластовой энер­гии осуществляется заводнением пластов. Различают следую­щие виды заводнения: законтурное и внутриконтурное.

При законтурном заводнении воду закачивают в законтур­ные водоносные зоны залежи (рис. 3.1). Воду закачивают в пласт через нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности по периметру залежи. Эксплуатационные нефтяные скважины располагаются внут­ри контура нефтеносности рядами, параллельными контуру. В результате заводнения создается искусственный контур пи­тания залежи водой, приближенный к зоне разработки пласта, что создает благоприятные условия для повышения отбора нефти из него и, следовательно, для интенсификации разра­ботки залежи. В этом случае повышенное давление, создавае­мое на линии нагнетательных скважин, активно воздействует только на два-четыре близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Если площадь нефтяной залежи значительная по размерам, то для интенсификации ее разработки применяют внутриконтурное заводнение. Сущность этого метода состоит в искусственном «разрезании» месторождения на отдельные площади или блоки путем закачки воды в ряды нагнетательных скважин, которые располагаются вдоль контура нефте­носности. Таким образом создаются близкие к эксплуатаци­онным скважинам искусственные контуры питания, а каждая площадь разрабатывается самостоятельно (рис. 3.2, а). Внутриконтурное заводнение впервые было осуществлено на Ромашкинском нефтяном месторождении в Татарии, которое разрезано рядами нагнетательными скважинами на 20 с лиш­ним эксплуатационных площадей.

В ряде случаев для интенсификации разработки применя­ют комбинацию законтурного заводнения с внутриконтурным (центральным) или очаговым заводнением (рис. 3.2, б и в соответственно).

Для поддержания пластового давления в нефтяной залежи на заданном уровне объем закачиваемой воды в процессе заводнения должен равняться объему извлекаемых из залежи нефти, газа и пластовой воды. Во время проектирования процесса заводнения пласта учитываются возможные потери воды из-за ее утечки в периферийные зоны пласта. При внутриконтурном заводнении возможен уход части нагнетае­мой воды в верхние или нижние пласты через неплотности в цементном кольце отдельных скважин.

Практикой установлено, что для поддержания пластового давления на одном уровне при законтурном или внутриконтурном заводнении в пласт следует закачивать 1,6 — 2,0 м3 воды на каждую тонну извлекаемой нефти. При извлечении вместе с нефтью пластовой воды учитывается и ее объем. Если требуется повысить пластовое давление, то объем на­гнетаемой воды увеличивают.

Число нагнетательных скважин при заводнении пластов определяют делением заданного объема закачиваемой воды на среднюю поглотительную способность одной скважины при оптимальном давлении нагнетания.

На месторождениях, разрабатываемых при помощи закон­турного заводнения, высокий уровень текущей добычи нефти сохраняется длительное время и только на последних этапах разработки снижается до минимума.

При заводнении нефтяных пластов в качестве рабочего агента могут быть использованы воды как поверхностных водоемов (реки, моря, озера), так и глубинных водоносных горизонтов, а также пластовые воды, извлекаемые из недр вместе с нефтью. Для заводнения продуктивных пластов мно­гих нефтяных месторождений Западной Сибири используют­ся подземные воды водоносных отложений, залегающих выше продуктивных горизонтов. Дебиты скважин, пробуренных на эти горизонты, достигают 3000 — 4000 м3/сут.

Вода, предназначенная для закачки в пласт, должна быть по возможности чистой, не содержать больших количеств меха­нических примесей, соединений железа, сероводорода, угле­кислоты, нефти, а также органических примесей (бактерии и водоросли). Схемы водоснабжения для заводнения пластов могут отличаться друг от друга в зависимости от местных условий каждого района. Однако любая схема, когда используются поверхностные водоемы в качестве источников водоснабже­ния, должна включать следующие основные элементы:

1) водозаборные сооружения, предназначенные для забора воды из источников и подачи ее в водопроводную сеть или на водоочистную установку;

2) водоочистную установку (если требуется очистка воды);

3) сеть магистральных и разводящих водопроводов;

4) насосные станции для подачи воды в водопроводную сеть и закачки ее в нагнетательные скважины;

5) нагнетательные скважины.

Для непосредственной закачки в пласт воды через нагне­тательные скважины предназначены кустовые насосные стан­ции. Они оборудованы мощными многоступенчатыми центробежными насосами с подачей до 150 м3/ч и развиваемым давлением до 10 — 20 МПа. В зависимости от числа установ­ленных насосов (с учетом их резерва) рабочая подача одной кустовой станции составляет 4—10 тыс. м3 воды в сутки.

Вода распределяется по нагнетательным скважинам через водораспределительные батареи, устанавливаемые на каждой кустовой станции. Через батареи регулируется подача воды в каждую скважину; установленные на них диафрагменные счет­чики замеряют и записывают количество закачиваемой воды.

Рассмотрим следующий способ искусственного поддержа­ния пластового давления — нагнетание в пласт газа. В зале­жах нефти с газовой шапкой или большими углами падения пород поддержание давления достигается нагнетанием газа или воздуха в повышенную ее часть (газовую шапку). Для осуществления этого метода с начала разработки пласта тре­буется строительство мощных компрессорных станций с ком­прессорами, рассчитанными на высокое давление, так как давление нагнетания должно быть на 10 — 20 % выше пласто­вого. Сооружение таких компрессорных станций со всем подсобным хозяйством связано с затратой значительных ка­питаловложений и является весьма трудоемкой работой. По­этому в большинстве случаев ограничиваются поддержанием пластового давления на уровне, который может быть обеспе­чен давлением стандартных, выпускаемых промышленностью компрессоров (5—10 МПа), т. е. закачку газа начинают на более поздней стадии его разработки.

Газ или воздух обычно нагнетается в скважины, распо­ложенные в присводовой части залежи. При этом в каче­стве рабочего агента лучше всего применять естественный нефтяной газ, но если промысел не располагает нужным количеством газа, то при отсутствии в пласте газовой шапки можно в сводовую часть залежи нагнетать также и воздух. Нагнетание воздуха в газовую шапку нежелательно, так как это приводит к значительному ухудшению свойств газа. Ко­личество нагнетаемого в скважины газа или воздуха оцени­вается опытным определением поглотительной способности скважин. Практически можно считать нормальным, если в каждую нагнетательную скважину закачивается от 10 до 25 тыс. м3 газа в сутки.

Рассмотрим метод площадного заводнения. Его можно рас­сматривать как вторичный метод поддержания пластового давления. Если нефтяная залежь разрабатывается без поддержания пластового давления, то первоначальные запасы плас­товой энергии быстро расходуются, из-за чего дебиты скважин значительно снижаются. При этом в залежи остаются огромные количества нефти.

Для повышения текущей добычи нефти из таких «истощен­ных» залежей и увеличения суммарной нефтеотдачи применя­ют нагнетание в пласт воды или газа, но в меньших объемах и при меньших давлениях, чем при заводнении или при нагне­тании в пласт газа. Нагнетание в пласт воды или газа осуще­ствляется чаще всего по всей площади нефтяной залежи.

Нагнетательные скважины располагают непосредственно в нефтяной зоне, между эксплуатационными скважинами. Обыч­но в качестве нагнетательных используют нефтяные скважи­ны, выбывшие из эксплуатации.

Регулирование процесса площадного заводнения или пло­щадной закачки газа в пласт преследует цель равномерного проталкивания нефти к забоям эксплуатационных скважин. Это достигается ограничением закачки воды или газа в сква­жины, являющиеся очагами их прорывов по отдельным на­правлениям, ограничением отбора нефти из эксплуатацион­ных скважин или, наоборот, путем увеличения закачанных объемов воды или газа и усиленного отбора нефти из отдель­ных скважин или групп скважин. Для получения большего эффекта скважины (нагнетательные и нефтяные) желательно размещать по правильным геометрическим сеткам.

Применение искусственных методов воздействия на плас­ты (законтурное и внутриконтурное заводнение, закачка в пласт воздуха или газа) позволяет восполнять пластовую энер­гию, расходуемую в процессе разработки нефтяных залежей, значительно сокращать сроки разработки залежей за счет более интенсивных темпов отбора нефти и в какой-то мере повышать степень использования геологических запасов не­фти, содержащихся в недрах. Но следует учитывать, что ко­нечная нефтеотдача пластов при любых известных методах воздействия на них даже в лабораторных условиях редко превышает 70 — 80 %. В недрах всегда остается значительное количество нефти, которая удерживается в порах пласта ка­пиллярными силами или находится в «целиках» — в зонах пласта, не затронутых воздействием движущих сил. Чем больше вязкость пластовой нефти и меньше поровые каналы, тем сильнее проявляются удерживающие нефть капиллярные силы и больше в недрах остается нефти.

В современных условиях при проектировании процесса разработки нефтяных месторождений коэффициент конеч­ной нефтеотдачи пластов даже в условиях применения мето­дов поддержания пластовых давлений в большинстве случаев принимают в пределах 50 — 60 %. Поэтому в последнее время значительно усилены работы по нахождению путей повыше­ния конечной нефтеотдачи пластов.

Известно несколько методов вытеснения нефти из плас­тов, обеспечивающих повышение их суммарной нефтеотдачи.

1. Закачка в пласт воды, обработанной ПАВ. Поверхнос­тно-активные вещества (ПАВ) применяются во многих отрас­лях промышленности как моющие и пенообразующие сред­ства, снижающие поверхностное натяжение на жидкой или твердой поверхности раздела фаз вследствие положительной адсорбции этих веществ на поверхности раздела.

Концентрация ПАВ в поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в объеме раствора. Благо­даря этому процессами, происходящими в поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно малых концентрациях ПАВ в растворе. Так, концентрация некоторых ПАВ в воде при за­воднении пластов не превышает 0,05 %.

При закачке в пласт воды с добавкой ПАВ в нефтяном коллекторе изменяются поверхностно-молекулярные свойства полиминеральной среды — резко снижается поверхностное натяжение на границе нефти с водой или же на границе нефти с породой. Значительное снижение поверхностного натяжения на границах раздела фаз — одна из причин более полного вытеснения нефти из пористой среды растворами ПАВ, кото­рые способствуют дроблению глобул нефти, охваченных водой, снижают необходимый перепад давления для фильтрации жид­костей в пористой среде и улучшают моющие свойства воды.

2. Вытеснение нефти оторочкой загущенной воды. Вытес­нение нефти из неоднородного коллектора может быть эф­фективным, если применить воду повышенной вязкости. При этом создаются условия для более равномерного продвиже­ния водонефтяного контакта и повышение конечной водоот­дачи пласта. Для загущения воды применяют различные во­дорастворимые полимеры, из которых наиболее хорошие ре­зультаты получили после использования гидролизованного полиакриламида (ПАА). Этот полимер сравнительно хорошо растворяется в воде и при небольших концентрациях его в воде образуются вязкие растворы.

При практическом осуществлении процесса вытеснения нефти наиболее рационально закачивать на первой стадии небольшое количество загущенной воды для создания в пла­сте оторочки. Далее следует закачивать обычную воду, кото­рая проталкивает оторочку в глубь пласта.

В качестве рабочего агента повышенной вязкости можно использовать пены, приготовленные на аэрированной воде с добавкой 0,2 — 1,0 % пенообразующих веществ. Вязкость пены в 5 — 10 раз больше вязкости воды. Оторочка из пены протал­кивается в глубь пласта водой.

3. Закачка в пласт углекислоты. Для увеличения нефтеот­дачи в пласт нагнетается углекислый газ в сжиженном виде и проталкивается далее карбонизированной водой. Также эффективно вытеснение нефти непосредственно водными ра­створами углекислоты. Повышение нефтеотдачи при вытес­нении нефти углекислотой объясняется рядом причин. Про­исходит взаимное растворение углекислоты в нефти и угле­водородов в жидком СО2, что сопровождается уменьшением вязкости нефти, возрастанием ее объема, снижением повер­хностного натяжения на границе с водой.

4. Нагнетание в пласт теплоносителя. В качестве теплоно­сителя для нагнетания в пласт обычно используют горячую воду и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти и увеличение нефтеотда­чи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти и теплового расширения пла­стовой нефти и скелета пласта.

Для более рационального использования тепла русскими учеными на основе теоретических и лабораторных исследо­ваний предложена следующая схема процесса нагнетания в пласт теплоносителя. Вначале в пласт в течение определенно­го времени нагнетают горячий агент. После образования в пласте нагретой зоны значительных размеров прекращают нагнетать горячий агент и начинают нагнетать холодный. При поступлении в нагретую зону холодный агент нагревает­ся (т. е. превращается в теплоноситель) и во время дальней­шего движения прогревает более удаленные участки пласта. Пористая среда (порода-коллектор) действует как теплооб­менник с большой поверхностью теплообмена. По мере осты­вания первоначально нагретого участка пласта некоторая часть тепла постепенно возвращается обратно в пласт. Таким обра­зом, тепло, аккумулированное в пласте (а также частично в окружающих его породах), реализуется для нагревания рабо­чего агента непосредственно в пластовых условиях.

5. Внутрипластовое горение. При этом методе после зажи­гания тем или иным способом нефти у забоя зажигательной (нагнетательной) скважины в пласте создается движущийся очаг горения за счет постоянного нагнетания с поверхности воздуха или смеси воздуха с природным газом. Образующи­еся впереди фронта горения пары нефти, а также нагретая нефть с пониженной вязкостью движутся к эксплуатацион­ным скважинам и извлекаются через них на поверхность.

6. Вытеснение нефти из пласта растворителями. Частич­ное или полное устранение отрицательного влияния на неф­теотдачу молекулярно-поверхностных сил может быть достиг­нуто путем создания в пласте условий, при которых вытесня­емая фаза (нефть) полностью смешивалась бы с вытесняю­щей фазой (растворитель, газ) без образования границы раз­дела между ними. Это возможно лишь при условии, когда вытесняемая и вытесняющая фазы взаимно растворимы и образуют однофазную систему. В качестве вытесняющей фазы могут быть использованы пропан, бутан, пропан-бутановая смесь, газ высокого давления. При нагнетании в пласт при определенном давлении какого-либо из этих компонентов происходит их смешивание с нефтью и полное взаимное растворение в нефти, исчезают границы раздела между вы­тесняющей и вытесняемой средами, ослабляется прилипание нефти к стенкам пор.

Повышение газоотдачи газовых пластов достигается за счет режимных мероприятий и прежде всего своевременной изоляцией прорвавшихся вод по отдельным пропласткам. Кроме того, повышение газоотдачи может быть достигнуто путем доведения пластового давления до минимально воз­можного — отбор газа из скважин под вакуумом.

Повышение конденсатоотдачи в газоконденсатных место­рождениях может быть достигнуто путем поддержания пла­стового давления, т. е. закачкой сухого газа в разрабатыва­емый пласт.

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.

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.

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах: 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19