Лекция №10. Фонтанная и газлифтная эксплуатации
При вводе в разработку новых месторождений, как правило, пластовой энергии бывает достаточно для подъема нефти из скважины. Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.
По мере падения пластового давления или с ростом обводнения скважин переходят на механизированные способы эксплуатации: газлифтный или насосный.
При насосной эксплуатации скважин используют установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) и штанговые скважинные насосы (ШСН).
После прекращения фонтанирования высокопродуктивные скважины эксплуатируются газлифтным способом или с помощью погружных центробежных электронасосов, а низкопродуктивные — штанговых скважинных насосов.
Минерализованную пластовую воду закачивают обратно в пласты для поддержания давления и предотвращения загрязнения окружающей среды.
Артезианские скважины. Такие скважины фонтанируют, когда пластовое давление больше гидростатического давления столба жидкости в скважине, т. е.
рпл > сжgH,
где сж—плотность жидкости. При установившемся режиме эксплуатации скважины забойное давление определяют его по уравнению притока в зависимости от дебита скважины Q. При линейной фильтрации рз=рпл–(Q/K), где К — коэффициент продуктивности скважины. Забойное давление компенсирует гидростатическое давление столба жидкости, потери на трение при ее движении и давление на устье, необходимое для транспорта продукции, т. е.
рз=сжgH+ртр+ру. (1)
Фонтанные нефтяные скважины. Фонтанирование таких скважин может происходить и при пластовом давлении, меньшем, чем гидростатическое давление столба жидкости в скважине. Это обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Со снижением давления во время подъема продукции скважины в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью ссм (ссм < сж).
Условие фонтанирования нефтяной скважины:
рпл> ссмgH. (2)
Уравнение баланса давления имеет вид
рз = ссмgH+ ртр + ру, (3)
где ссм —средняя плотность смеси вдоль колонны НКТ.
Итак, количество свободного газа в смеси вдоль ствола скважины увеличивается по мере приближения к устью, соответственно меняется и плотность смеси. Поэтому в формулах (2) и (3) принята средняя плотность смеси ссм, соответствующая среднему объему выделившегося газа, приходящегося на единицу массы или объема жидкости.
Оборудование скважин
Для эксплуатации фонтанных и газлифтных нефтяных, а также газовых скважин используют наземное и скважинное оборудование, обеспечивающее отбор продукции в установленном режиме, проведении необходимых технологических операций и гарантирующее защиту от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды. Основные элементы оборудования таких скважин насосно - компрессорные трубы и фонтанная арматура.
В качестве НКТ используют стальные бесшовные трубы различных групп прочности (предел текучести от 373 до 930 МПа). Условный их диаметр изменяется от 27 до 114 мм, толщина стенок от 3 до 8мм. Чаще применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм. Трубы изготовляют исполнений А и Б – гладкие и с высаженными наружу концами. Трубы исполнения А выпускают длиной 10 м, а исполнения Б –5,5-8,5 и 8,5-10м. Выпускают гладкие трубы в обычном исполнении и высокогерметичные (соединяются они с помощью муфт).
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля режима ее эксплуатации и проведения различных технологических операций. Рассчитана она на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа. Если давление меньше 21 МПа, то в качестве запорных устройств применяют проходные пробковые краны, при более высоком давлении - прямоточные задвижки.
На рис. 1 показана арматура крестового типа. Она состоит из трубной головки и фонтанной елки (набора тройников, крестовин, переводников, запорных и регулирующих устройств)
Трубная головка предусмотрена для подвески одного или двух рядов НКТ с помощью переводника или муфты, их герметизации и выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины, а фонтанная елка – для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, замера давления и температуры потока. Если скважины оборудованы двухрядным лифтом, фонтанные трубы (рис. 1) подвешивают с помощью тройника 3, а трубы 4 меньшего диаметра – с помощью переводника 5. При однорядной конструкции подъемника тройник 3 не устанавливают и ряд труб 4 подвешивают к переводнику 5, непосредственно соединяемому с крестовиной 1. Продукция скважины, пройдя центральную задвижку 6, поступает в выкидные линии 8, на которых установлены регулирующие устройства 9 – быстросъемные или регулируемые дроссели, предназначенные для изменения режима эксплуатации скважины. На рис. 1 в качестве регулирующего устройства показан штуцер втулочного типа. Для удобства работ по смене штуцеров обычно используют две выкидные линии 8, работающие поочередно. Давление на устье и в затрубном пространстве измеряют манометрами 11. Для спуска в скважину глубинных манометров и других приборов вместо буфера 10 ставят лубрикатор.
Рис. 1 Фонтанная арматура крестового типа
При газлифтном способе эксплуатации газ, нагнетаемый с поверхности или поступающий из пласта, вводится в поток продукции скважины. В этом случае плотность газожидкостной смеси уменьшается, давление на забое становится достаточным для обеспечения заданного отбора продукции и транспорта ее до сборного пункта.
Различают компрессорный и бескомпрессорный способы газлифтной эксплуатации. В первом случае рабочий агент сжимается на компрессорных станциях, во втором используется газ месторождения при естественном давлении. Разновидность бескомпрессорного способа — внутрискважинный газлифт, когда для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскрытого этой же скважиной.
Различают непрерывный и периодический режимы эксплуатации. При периодической эксплуатации после остановки скважины на время, необходимое для накопления жидкости в подъемных трубах, осуществляется продавка ее на поверхность.
Основные преимущества газлифтного способа перед другими механизированными способами следующие: простота оборудования и обслуживания, продолжительный межремонтный период, высокий коэффициент эксплуатации, широкий диапазон дебитов по жидкости (от десятков до 1800 м3/сут), возможность эксплуатации наклонных скважин и скважин, в продукции которых содержится большое количество газа и песка. Недостатки способа—крупные начальные капиталовложения на строительство компрессорных станций и системы газораспределения, большие удельные расходы энергии и низкий к. п.д. установок при низких забойных давлениях. Поэтому газлифтный способ чаще всего применяют на крупных месторождениях с высокими пластовыми давлениями в скважинах и значительными коэффициентами продуктивности.
Контрольные вопросы:
Какая энергия способствует фонтанированию? Для чего предназначены НКТ? Основные элементы оборудования фонтанирующих скважин? Для фонтанирования скважины какое условие должно выполняться? Для чего нужна фонтанная арматура? Газлифтная экспуатация. Бескомпрессорный газлифт. Периодический газлифт. В каких месторождениях нецелесообразно использование газлифтной эксплуатации? Фонтанная эксплуатация.