Г л а в аIii 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 т. д. нефтяные скважины эксплуатируются различными способами.

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1) фонтанная, когда нефть извлекается из скважин само-изливом;

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.

§ 1. Фонтанная эксплуатация

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. скважина будет фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.

Фонтанирование только за счет гидростатического давления пласта — явление довольно редкое в практике эксплуатации нефтяных скважин. Это происходит тогда, когда в пластовой нефти содержится небольшое количество газа. При этом пластовое давление выше давления столба нефти, заполняющей скважину.

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 объем пузырьков газа увеличивается и плотность смеси жидкости и газа становится все меньше и меньше. 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-комп-рессорными. В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, а также подъемными (лифтовыми).

Общесоюзным стандартом предусмотрено изготовление на-сосно-компрессорных труб следующих условных диаметров (па внешнему диаметру): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 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 изготовляют 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, так как два самостоятельных каналов в ней (подъемные трубы и затруб-ное пространство) позволяют заменять глинистый раствор-в стволе более легкой жидкостью (вода, нефть). Кроме того, подъемные трубы позволяют осваивать скважину при помощи компрессора.

2. Рациональное использование энергии расширяющегося газа, так как при подъеме смеси по каналу с незначительной площадью поперечного сечения (подъемные трубы) резко сокращаются потери нефти при стекании ее по стенкам труб и уменьшаются потери на трение в результате скольжения газа. Кроме того, из нефти выделяется меньшее количество газа, чем при фонтанировании череа эксплуатационную колонну, а следовательно, в большей степени уменьшается удельный вес газа. Поэтому фонтанирование может происходить при небольшом значении пластового давления.

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

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

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

Устье фонтанных скважин оборудуют прочной стальной арматурой (трубной головки и 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 самых ответственных видов промыслового оборудования, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам:

1) по рабочему давлению — отечественные заводы выпускают фонтанную арматуру, рассчитанную на давление от 7 до 105 МПа;

2) по размерам проходного поперечного сечения ствола — от 50 до 150 мм;

3) по конструкции фонтанной елки — крестовые и тройни-ковые;

4) по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные;

5) по виду запорных устройств — с задвижками или с кранами.

Фонтанная арматура с диаметрами ствола, равными 100 и 150 мм, предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин. Арматуру, рассчитанную на давление 105 МПа, можно использовать для сверхглубоких скважин или скважин с аномально высоким пластовым давлением. Для фонтанных нефтяных скважин в основном применяют арматуру, рассчитанную на рабочее давление от 7 до 35 МПа.

На рис. 81 показана фонтанная арматура для однорядного подъемника, а на рис. 82 — тройниковая для двухрядного подъемника с крановыми запорными устройствами. Боковые отводы в этих арматурах при помощи выкидных линий соединяются со сборными и замерными установками.

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

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

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

3) заменой жидкости в скважине на газожидкостную смесь — аэрация.

Рис. 81. Фонтанные арматуры: а — крестовая; б — тройниковая; / — манометр; 2 — трехходовой кран; 3 —верхний буфер; 4 — тройник; 5 — штуцер; 6 — запорное устройство (боковая задвижка, кран); 7 — запорное устройство (стволовая задвижка, кран); 8 — переводник; 9 — крестовик; 10 — колонный фланец; 11 — нижний буфер; 12 — крестовик елки
Рис. 82. Тройниковая фонтанная арматура для двухрядного подъемника

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 пространства

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 ее плотность. Для продавки скважин применяют специальные передвижные 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). Схема оборудования скважины при этом методе освоения показана на рис. 83.

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 прекращают, как только скважина начинает устойчиво фонтанировать.

Регулирование работы фонтанных скважин

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее и по наиболее рациональному расходованию пластовой энергии. Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в обеспечении оптимального дебита при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктивные пласты сложены из песков, во время фонтанирования скважины необходимо поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим. В процессе фонтанирования необходимо также регулировать соотношение нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.

Рис. 83. Оборудование скважины при освоении ее аэрированной жидкостью: / — выкидная линия; 2 — компрессор; 3 — насос; 4— смеситель; 5 — обсадная колонна; 6 — насосно-компрессорные трубы; 7 — нефтяной пласт

Работа фонтанной скважины в большинстве случаев регулируется созданием противодавления на выкидных линиях при помощи штуцеров — цилиндрических болванок со сквозным отверстием в центре (иногда дисков с отверстием). Диаметр отверстия зависит от заданного режима эксплуатации скважины и подбирается опытным путем. Обычные пределы диаметра штуцеров составляют 3—15 мм и редко выше. Штуцера устанавливают на выкидных линиях сразу же за боковой задвижкой.

Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах. Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В нормальных условиях парафины — твердые кристаллические вещества, в пластах же они чаще всего растворены в нефти. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Последние могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься восходящим потоком нефти на поверхность. Однако они могут также откладываться по пути движения в подъемных трубах, выкидных трубопроводах, трапах, приемных резервуарах. Выпадению парафина из нефти способствует значительное понижение температуры вследствие расширения сопровождающего нефть газа с понижением давления или вследствие низкой температуры окружающей среды. Чем выше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения нефти.

Эффект охлаждения струи, обусловленный расширением газа и понижением температуры окружающей среды, усиливается по мере приближения к устью скважины. Поэтому отложения парафина наблюдаются главным образом в верхней части подъемных труб (400—700 м от устья скважины), а также в выкидных линиях; в последних парафинизация труб увеличивается в холодное время года.

Существуют различные способы борьбы с отложениями парафина на стенках труб в действующих фонтанных скважинах:

1) расплавление парафина путем нагревания;

2) растворение парафина различными растворителями;

3) механическое удаление парафина со стенок труб с помощью скребков.

Каждый из этих способов имеет свои недостатки, применение их связано с необходимостью дополнительных затрат труда и использования различных механизмов. Поэтому все эти способы в последнее время имеют второстепенное, подчиненное значение. Главное направление в решении проблемы борьбы с отложениями парафина на стенках труб — профилактические мероприятия, направленные на предупреждение осаждения парафина на стенках труб. Это достигается покрытием внутренних поверхностей труб (подъемных и выкидных) лаками, эмалями или стеклом.

Практика показала, что парафин выпадает на остеклованной или покрытой лаком поверхности в ограниченном количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается потоком. Это объясняется несколькими причинами: небольшими силами сцепления между частицами парафина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачиваемостью поверхности покрытия нефтью и диэлектрическими свойствами покрытий, благодаря которым частицы парафина, обладающие электрическим зарядом, не могут взаимодействовать с металлом труб.

Стеклянные, эмалевые и лаковые покрытия обладают стойкостью против кислот, щелочей, пластовых вод, поэтому они играют также роль защиты металла труб от коррозии.