Исследования фонтанного типа скважин
При добыче нефти в особенно перспективном месторождении чаще всего находит применение схема фонтанной скважины: в данном случае поднятие нефти до устья производится естественным образом (при помощи пластовой энергии). Данный способ добычи требует меньше всего затрат как на покупку и обслуживание оборудования, так и по времени: поскольку поднятие осуществляется самостоятельно, то на трубах и специальных механизмах можно сэкономить. Конструкция фонтанной скважины и схема расположения оборудования достаточно проста, поэтому ее устройство является наиболее предпочтительным, а в дальнейшем при ослабевании давления можно дооборудовать скважину для создания искусственного поднятия.
Схема фонтанной скважины
Для данного типа скважины колонны труб подвешиваются на арматурной основе, которая ставится на устье. Арматура играет роль подвески, также выполняя функции герметизации самого устья и контроля режима работы всей скважины. НКТ-трубы являются каналом, по которому нефть поднимается от забоя на поверхность. В зависимости от длины скважины протяженность труб доходит до 3 км, колонна может собираться из нескольких изделий, скрепляемых друг с другом последовательно. Длина отдельной трубы варьируется до 10 метров. Оптимальный способ соединения – с помощью муфт с резьбой. Нежелательно использовать сварку для соединения, поскольку после того, как схема фонтанной скважины потребует доработки, придется извлекать на поверхность всю колонну. Спуск, а также поднятие элементов колонны необходимо производить при помощи спецтехники.
Главным элементом конструкции является фонтанная арматура, которая создает прочную конструкцию из стальных прутков и запорных механизмов, и каждый элемент должен быть рассчитан на повышенное давление. Масса готовой конструкции доходит до 1-2 центнеров. Чаще всего используют крестовую или тройную арматуру: первый тип чаще используется на нефтяных месторождениях, где нет примесей механического типа.
Оборудование фонтанных скважин
Фонтанные скважины могут оснащаться оборудованием и в области забоя, и на устье. В случае, если в районе продуктивных пластов породы отличаются высокой прочностью, то может использоваться технология открытого забоя, когда колонна доходит до верхней части пласта, и вскрытие производится на полную мощность. При неустойчивых горных породах, высоком риске осыпания песка забойную область следует укреплять обсадной трубой и цементировать пространство за ее пределами. Приток жидкости при этом создается посредством перфорирования по нижнему краю трубы.
Схема фонтанной скважины подразумевает герметизацию устья, которая производится посредством монтажа головки колонны и арматурной конструкции, оснащенной манифольдом. Создание арматуры производится по требованиям ГОСТ 13846-89, при этом конструкция может иметь отличия по прочности и типу структуры. Основой служит головка, или обвязка, а фонтанная елка включает запорные устройства и элементы для регулирования работы скважины. Головка в конструкции необходима для обвязывания трубопроводов в скважине, а также для регулировки направления и силы потока в затрубной зоне.
Конструктивно арматура для фонтанной скважины позволяет измерить показатели давления на верхнем сегменте елки, выявить температурный режим на боковых отводах елки и самой головки. По стандарту ГОСТ конструкция должна включать блочные элемента и устройствами для предохранения конструкции, которые при необходимости можно активировать на расстоянии. Фонтанная елка представляет собой важную часть общей конструкции, и она позволяет регулировать силу потока в самом трубопроводе и направлять его в промысловое русло.
Оборудование парой труб НКТ изделия большего диаметра помещаются на нижней детали при помощи резьбового соединения на элемент, который служит одновременно для герметизации пространства за трубами. Если скважину не следует останавливать при работе, имеет смысл поставить двухсекционную елку, которая заканчивается сверху специальным буфером и манометром. При спуске в функционирующую фонтанную скважину данные устройства заменяет лубрикатор. Разновидности конструкции выбираются, исходя из характеристик скважины и характеристик добычи нефти в конкретном месторождении.
Исследование фонтанных скважин
Схема фонтанной скважины требует проведения регулярных исследований, которые осуществляются по методике пробных откачек жидкости и по способу восстановления давления в забое в момент после остановки работы оборудования. Корректировку режима функционирования специалисты производят, меняя штуцеры и устанавливая элементы с различными по размеру отверстиями. Способ пробной откачки может с успехом использоваться при выявлении степени продуктивности скважины и определения оптимального режима ее функционирования. Что касается способа восстановления уровня давления, то по нему можно вычислить основные характеристики пласта.
Исследование по методу пробной откачки в последнее время производится для построения линий индикации по зависимости дебитов от изменений в давлении. Также работа необходима для вычисления продуктивного коэффициента, содержания примесей, в том числе воды, во время разных режимов эксплуатации. Замеры производятся при помощи манометра, расходометра, определяют размеры отверстий в штуцере. Посредством замены на главном манифольде специалист ставит новый режим работы и замеряет показатели давления и расхода, после чего выясняет, что сообщает разница результатов.
Процедура отбора жидкости для исследования проводится при помощи специальных приспособлений, которые фиксируются и опускаются наподобие манометра. Спуск самого манометра требует наличия в конструкции лубрикатора, который будет оснащен сальником с роликом. Сальник играет роль герметизирующего вещества для отверстия, через которое проводится проволока. При необходимости осуществить глубокие исследования необходимо воспользоваться механической подъемной лебедкой, которая ставится в 20-30 метрах от устья.
Сначала вниз опускают шаблон, затем измерительный прибор (иногда с утяжелителем). Чтобы проволока не оборвалась в момент проведения исследования, нельзя, чтобы оборудование спускалось ниже края трубы. Чтобы предотвратить подобное явление, башмак оснащается специальной шпилькой, которая ограничивает спуск внутри колонны. Поднятие производится на малой скорости, на последних метрах она должна быть минимальной (в ряде случаев устройства для исследований вытаскивают вручную).
Измерение дебита производится на групповых установках, и для отбора используется краник, который забирает пробу жидкости и выдает результат через некоторое время.
Выводы
Фонтанные скважины достаточно часто устраиваются для добычи нефти, когда жидкость может подниматься посредством пластового давления высокой мощности. Как и другие типы скважин, она оборудуется специальными видами оснастки. Грамотные расчеты и правильно взятые анализы – гарантия того, что продуктивность горизонтов, степень разработки и иные важные факторы будут на высоте.
Видео: Фонтанный и газлифтный способ добычи нефти
Источник
Принципы газлифтной эксплуатации скважин
Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу.
Газлифтная скважина – фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 1 ниже).
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на Газлифт — это механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию в виде сжатого газа. Обычно способ используется после прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии.
По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости.
В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность.
Все понятия и определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в вертикальных трубах, в равной мере применимы к газлифтной эксплуатации скважин и служат ее теоретической основой.Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р1 = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р1 и потери давления на трение газа в трубе Р2, причем Р1 увеличивает давление внизу Р1, а Р2 уменьшает.
Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень жидкости на величину h; давление газа Р1 в точке его ввода в трубы пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением Р1 = h*g. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины, называется рабочим давлением Рp. Оно практически равно давлению у башмака Р1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба Р1 и потери давления на трение газа в трубе Р2, причем Р1 увеличивает давление внизу Р1, а Р2 уменьшает. Таким образом,
В реальных скважинах Р1 составляет несколько процентов от Р1, а Р2 еще меньше. Поэтому рабочее давление Рр и давление у башмака Р1 мало отличаются друг от друга.
Достаточно просто определить давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему давлению на устье.
Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины, регулировку ее работы и установление оптимального режима.
Скважину, в которую закачивают газ для использования его энергии для подъема жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха – эрлифтной.
Применение воздуха способствует образованию в насосно-компрессорных трубах (НКТ) очень стойкой эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.
Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях образует взрывчатую смесь.
Это создает необходимость выпуска отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.
Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения чистой кондиционной нефти.
Это объясняется отсутствием кислорода или его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную основу.
Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек, препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их оседанию при отстое.
Вследствие своей относительной взрывобезопасности отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и утилизируется.
Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается бензиновыми фракциями.
При физической переработке такого газа на газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные продукты.
Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее испарение при транспортировке и хранении.
Переработанный (осушенный) на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на компрессорных станциях промысла.
Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с эрлифтом.
Единственным достоинством эрлифта является неограниченность источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.
Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на рис. 1, так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя.
Эта схема приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта.
Однако ее использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с широким проходным сечением.
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ, сжатый до давления 4 -10 МПа.
Источниками сжатого газа обычно бывают либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и обеспечивающие нужную подачу.
Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным газлифтом.
Системы, в которых для газлифта используется природный газ из чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют бескомпрессорным газлифтом.
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установках, которая заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого газа перед распределением по скважинам.
Избыточное давление обычно понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней штуцеров.
Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом.
В этих системах источником сжатого газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта.
Оба пласта вскрываются общим фильтром.
В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа, поступающего в НКТ.
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта.
Этот способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы газлифта.
Источник