Глава 3 технологія і техніка видобування нафти

3.1 Експлуатація свердловин фонтанним способом

Способи експлуатації свердловин. Процес видобування нафти охоплює переміщення нафти, газу і води (флюїдів) у пласті до вибоїв видобувних свердловин, їх піднімання з вибоїв на поверхню та промислове збирання продукції свердловин. Спосіб піднімання нафти у стовбурі з вибою на поверхню називають способом експлуатації свердловини. У теперішній час застосовують такі основні способи експлуатації свердловин: фонтанний, газліфтний і насосні.

Піднімання нафти у стовбурі свердловини може відбуватись або за рахунок пластової енергії , або за рахунок пластової та штучно введеної у свердловину з поверхні енергій. У стовбурі свердловини енергія витрачається на подолання сили ваги гідростатичного стовпа водонафтової суміші ( ), сил шляхового (гідравлічне тертя) опору ( ), місцевих (розширення, звуження, зміна напрямку потоку) опорів ( ) та інерційних (прискорення) опорів ( ), пов’язаних з рухом, а також на транспортування продукції свердловини від гирла до пункту збору і підготовки нафти ( ). Звідси рівняння балансу енергій в працюючій (яка подає на поверхню нафту) свердловині можна записати у вигляді:

. (3.1)

У загальному балансі витрати енергії на місцеві ( ) та інерційні ( ) опори дуже малі, тому ними, як правило, нехтують.

Якщо свердловина працює тільки за рахунок пластової енергії, такий спосіб її експлуатації називають фонтанним. Зрозуміло, що в разі фонтанного способу . Звідси фонтанний спосіб є найекономічнішим і, як природний спосіб, має місце на щойно відкритих, енергетично невиснажених родовищах. Якщо в покладі підтримується пластовий тиск шляхом закачування води чи газу, то в окремих випадках вдається значно продовжити період фонтанування свердловин. Фонтанним способом вилучається основна частина світового видобутку нафти (до 75-80 %).

Я

Рисунок 3.1 – Принципова схема газорідинного піднімача:

1 – підіймальні труби; 2 – лінія газоподавання

кщо свердловини не можуть фонтанувати, їх переводять на механізовані способи експлуатації: газліфтний чи насосні, коли і . У цьому випадку за рахунок пластової енергії нафта піднімається лише на висоту, меншу глибини свердловини, тобто рівень рідини у свердловині не доходить до гирла свердловини. Для піднімання рідини до гирла свердловини і подавання її у викидну лінію (збірний трубопровід) потрібно ввести у свердловину штучну енергію . У разі газліфтного способу у свердловину подають енергію стисненого газу , а в разі насосних способів – енергію, яка створюється насосом.

Під час експлуатації свердловини будь-яким (фонтанним, газліфтним, насосним) способом, у міру проходження нафти вздовж стовбура, із неї виділяється розчинений газ внаслідок зменшення тиску, коли він стає меншим тиску насичення нафти газом. При цьому утворюється газорідинна суміш. Газ, який виділяється у висхідному потоці виконує роботу з піднімання рідини в трубі, причому рідина може бути однофазною (нафта) або двофазною (суміш нафти та води).

Принцип та характеристика роботи газорідинного піднімача. Принципову схему газорідинного піднімача показано на рис. 3.1. У водоймище з постійним рівнем занурено підіймальні труби 1 довжиною L на глибину h₁. До нижнього кінця підіймальних труб (до башмака труб) по трубах 2 (лінія газоподавання) підводиться газ. У підіймальних трубах газ спливає в рідині згідно з законом Архімеда і утворює газорідинну суміш, яка піднімається на висоту h. Оскільки труби 1 і водойма є сполученими посудинами, то у башмака труб буде абсолютний тиск, з одного боку,

(3.2)

і, з другого боку,

, (3.3)

де: – густини відповідно рідини та газорідинної суміші; – прискорення вільного падіння; – атмосферний тиск повітря над рівнем рідини; – протитиск на викиді з підіймальних труб.

Прирівнюючи (3.2) і (3.3), у випадку однакових тисків газу над рідиною в трубах та водоймі, тобто за умови р₂ = р_о, отримуємо:

. (3.4)

Так як середня густина суміші рідини і газу ρ_с є меншою густини рідини , то . Для будь-якого тіла за постійної маси густина тим менша, чим більший його об’єм. Із збільшенням об’єму газу в суміші (об’ємна витрата газу), зменшується густина суміші і, відповідно, підвищується . Така суміш може існувати тільки під час руху одної чи двох фаз. Отже, принцип піднімання рідини (роботи газорідинного піднімача) полягає в зменшенні густини суміші в підіймальних трубах.

Експерименти показали, що зі збільшенням витрати газу збільшується висота піднімання рідини в трубах і за певної його витрати починається переливання рідини ( ). Витрата рідини під час збільшення витрати газу спершу зростає, сягає максимуму, а відтак зменшується до нуля. Це пов’язано з тим, що труба заданої довжини та діаметра за постійного перепаду (різниці) тиску може пропускати цілком конкретну кількість рідини, газу або газорідинної суміші. Залежність об’ємної витрати рідини від об’ємної витрати газу , яка зведена до нормальних умов (тиск 0,1 МПа, температура 273 К) називають кривою ліфтування (рис. 3.2). Звідси, газорідинний піднімач можна назвати газліфтом.

Рисунок 3.2 – Залежність продуктивності піднімача q, коефіцієнта корисної дії і питомої витрати газу від витрати газу

На кривій ліфтування є чотири характерні точки. Точка А відповідає початку подавання (переливання) рідини (нульовий режим роботи ; ; ), точки і – оптимальній і максимальній продуктивностям (оптимальному і максимальному режимам роботи) піднімача, точка D – зриванню подавання піднімача за рідиною ( ; ). Оптимальний режим роботи характеризується максимальною значиною коефіцієнта корисної дії піднімача, який може бути обчислений як відношення корисно витраченої роботи чи потужності до загальної , тобто:

(3.5)

У розгорнутому вигляді рівняння (3.5) можна записати:

(3.6)

де: – константа для вибраних умов роботи піднімача; – питома витрата газу за нормальних умов, яка припадає на одиницю витрати рідини.

Так як із рис. 3.2 маємо, що , де – кут нахилу прямої, проведеної з початку координат через будь-яку точку кривої ліфтування, то максимальна значина відповідає точці дотику прямої і кривої ліфтування, оскільки тільки для цієї точки кут максимальний. У разі значина . Для точок A i D і (див. рис. 3.2). Відрізок ВС кривої називають робочою гілкою кривої ліфтування, так як робота піднімача характеризується великими значинами , і малими значинами .

Графічну залежність на рис 3.2 отримано для заданого відносного занурення труб під рівень рідини

, (3.7)

або з урахуванням протитиску р₂ на виході із підіймальних труб

. (3.8)

Експерименти показали, що в загальному випадку продуктивність газорідинного піднімача є функцією багатьох параметрів:

, (3.9)

де – відповідно відношення густин і динамічних коефіцієнтів в’язкостей рідини та газу; σ – поверхневий натяг на межі розподілу газ-рідина.

Сукупність кривих ліфтування залежно від визначальних параметрів показано на рис. 3.3. З аналізу рис. 3.3 і рівняння (3.8) випливає, що зі збільшенням тиску р₁, зменшенням тиску р₂ або довжини підіймальних труб L продуктивність q зростає. Оскільки зі збільшенням h₁ або р₁ потрібно меншу витрату газу для початку переливання, то чим більша величина відносного занурення ε, тим вище повинна бути розміщена крива ліфтування. Залежність у випадку є граничною, яка виходить із початку координат. Випадку відповідає природне фонтанування, так як для витрати запомповуваного газу продуктивність , причому запомповуванням газу можна збільшити продуктивність q. Випадку відповідає газліфтний спосіб експлуатації. У разі виконати процес ліфтування неможливо. Зі збільшенням діаметра труб криві ліфтування зміщуються вправо і вверх уздовж осей і відповідно (див. рис. 3.3).

Піднімання газорідинної суміші супроводжується відносним рухом у рідині газових бульбашок різних розмірів (ковзання газу) як наслідок спільної дії архімедової сили і сили опору рідини, причому бульбашки нерівномірно розподілені в рідині. Вони мігрують до стінки труби і утворюють пристінний газовий шар (“газовий підшипник”). Бульбашки газу в рідині можуть бути різною мірою подріблені (дисперговані). Залежно від цього виділяють структури газорідинної суміші (режими двофазного потоку). Стосовно до практики нафтовидобування можна виділити три структури (рис. 3.4): а – бульбашкову (емульсійну, пінну); б – пробкову (снарядну); в – стержневу (дисперсно-кільцеву).

Окремі структури важко розмежувати. В основному бульбашкова структура має місце у випадках відносної швидкості газу до 0,3…0,4 м/с, пробкова – від 0,3…0,4 до 1,2 м/с, стержнева – понад 1,2 м/с. Із збільшенням відносної швидкості газу погіршується ефективність ліфтування.

Рисунок 3.3 – Сукупність кривих ліфтування q(V₀) за різних значень ε(а), р₁(б), L(г), d(д) і постійних інших параметрів

У нафтових свердловинах у міру піднімання нафти внаслідок зменшення тиску відбувається виділення із нафти розчиненого газу, збільшення кількості та розмірів газових бульбашок, що створює передумови для можливого переходу однієї структури в іншу та існування різних структур, які послідовно змінюються. Переважно спостерігаються бульбашкова і пробкова структури потоку. У разі досліджень потоку присутність глибинного вимірювального пристрою, наприклад манометра, в трубах призводить до зміни структури поблизу нього.

Структура газоводонафтової суміші набагато складніша. Нафта та вода як взаємнонерозчинні фази утворюють суміші (емульсії) прямого (нафта у воді – Н/В) або зворотного (вода в нафті – В/Н) типу. Перетворення (інверсія) суміші наступає за об’ємного вмісту води в ній 0,5-0,9, найчастіше 0,7. Оскільки густина нафти , як правило, трохи менша густини води , то нафта у висхідному потоці може випереджувати воду. Це залежить від дисперсності, дійсного вмісту фаз, швидкості руху суміші. За ступенем дисперсності внутрішньої фази двофазного потоку виділяють дві структури: а) крапельну (краплі діаметром 0,5…2см); б) емульсійну (те ж 0,001…1мм). Суміш з першою структурою можна ще назвати нестійкою емульсією, коли фази розшаровуються (нафта спливає), а з другою – стійкою.

Рисунок 3.4 – Структури висхідного потоку газорідинної суміші у вертикальних трубах:

1 – рідина; 2 – газ

На структуру трифазного газоводонафтового потоку істотно впливає механізм утворення суміші – виділення газу з нафти (у воді дуже мало розчиненого газу) і введення його ззовні. Бульбашки газу виділяються переважно на межі розділу тверде тіло-нафта, вода-нафта. У першому випадку газові бульбашки відриваються від твердого тіла (поверхня труби, піщинки) і рухаються в нафті. У другому випадку вони разом з краплями води утворюють своєрідні конгломерати, відносна швидкість яких може бути додатною, від’ємною або нульовою (порівняно із швидкістю нафти). Подібне має місце і за наявності крапель нафти у воді. За ступенем дисперсності внутрішньої рідинної фази і вільного газу відповідно виділяють крапельно-бульбашкову, емульсійно-бульбашкову та емульсійно-снарядну структури. Цей механізм утворення та руху сумішей фаз необхідно враховувати під час інструментального вивчення насичення потоку фазами у стовбурі свердловини.

Закономірність руху газорідинної суміші. Вона набагато складніша закономірності руху однорідної рідини або газу, окремо взятих. На основі рівняння балансу енергій (3.1) за , , можна записати, що зміна потенціальної пластової енергії, зумовленої силами гідродинамічного тиску, відповідає роботі, яка витрачається на подолання сил тяжіння та тертя. Тому що робота та енергія рівні добутку одного і того ж об’єму суміші на відповідну втрату тиску, то рівняння балансу тисків (аналог рівняння Бернулі для газорідинної суміші) має вигляд:

, (3.10)

де: – загальна втрата тиску по довжині підіймальних труб ; – втрата тиску, зумовлена гідростатичним стовпом суміші; – втрата тиску на тертя (гідравлічний опір).

Густина газоводонафтової суміші виражається через густину нафти , води і газу у вигляді:

(3.11)

де , , – дійсні об’ємні вмісти (насиченості) фаз (відповідно нафти, води та газу) в потоці.

Якщо яка-небудь із фаз відсутня, то її вміст у суміші прирівнюють до нуля. Величини , , можна визначити в лабораторних умовах методом відсікання (одночасне відсікання суміші в трубі на її кінцях). Можливі і інші методи визначення, які грунтуються на різних фізичних явищах та ефектах (просвічування суміші пучком гамма-випромінювання, зміна ємності конденсатора та інш.). Для переходу до визначуваних у промислових умовах параметрів вводять поняття об’ємного витратного вмісту фази в потоці. Наприклад, для двофазного газорідинного потоку об’ємний витратний газовміст потоку

(3.12)

де V, q – витрати газу та рідини за термобаричних умов у точці їх визначення.

Залежність між і встановлюють за експериментальними даними.

Втрати тиску на тертя під час руху газорідинної суміші більші, ніж під час руху однорідної рідини. Їх також подають залежно від дійсного об’ємного вмісту фаз.

У випадку висхідного руху газорідинної суміші у підіймальних трубах тиск і температура зменшуються. Суміш рухається в бік меншого тиску. Температура надр Землі зростає з глибиною, але стала в часі. Проте температура нафти, яку видобувають із глибинного пласта, в міру піднімання вздовж стовбура, зменшується внаслідок неусталеного (змінного в часі) теплообміну з оточуючими стовбур свердловини гірськими породами (нафта віддає теплоту породам). Зменшення тиску та температури вздовж стовбура свердловини (знизу вверх) супроводжується зміною параметрів газорідинної суміші (густина, в’язкість, газовміст та інш.) і відповідно до складових рівняння балансу тисків. Тому рівняння (3.10) справедливе для піднімача малої довжини, в межах якої можна допускати параметри суміші незмінними. Тому, щоб визначити тиск біля башмака підіймальних труб у разі відомого тиску на викиді чи навпаки, усю довжину труб розбивають на короткі ділянки довжиною , для яких розраховують втрати тиску з використанням рівняння (3.10). Так як тиск на початку однієї ділянки рівний тиску на кінці попередньої (або заданому тиску на кінці підіймальних труб), то в результаті розраховують і будують криву розподілу тиску вздовж підіймальних труб, яку показано на рис. 3.5. На рис. 3.5 зображено також криву зміни тиску спадного потоку газу в лінії газоподавання.

Умови фонтанування свердловин. Стосовно до фонтанної свердловини рівняння балансу тисків (3.10) можна перетворити до вигляду:

, (3.13)

де: – вибійний тиск (тиск на вибої свердловини в процесі її роботи); р₂ – тиск на гирлі (викиді) свердловини (гирловий тиск), – гідростатичний тиск флюїдів у свердловині; – втрати тиску на тертя (гідравлічний опір).

Рис. 3.5 – Криві розподілу тиску висхідного потоку газорідинної суміші вздовж підіймальних труб (1) і спадного потоку газу в лінії газоподавання (2)

Залежно від співвідношення тисків і з тиском насичення нафти газом (або інакше від місцезнаходження початку виділення розчиненого газу із нафти) розрізняємо три види фонтанування і відповідні їм три типи фонтанних свердловин.

Перший вид – артезіанське фонтанування: , , тобто фонтанування відбувається за рахунок гідростатичного напору рідини (рис. 3.6, а).

а б в

Рисунок 3.6 – Типи фонтанних свердловин:

а – артезіанське фонтанування; б – газліфтне фонтанування з початком виділення газу у свердловині; в – газліфтне фонтанування з початком виділення газу в пласті; 1 – піднімальні труби; 2 – експлуатаційна колона

У свердловині має місце звичайне переливання рідини через гирло, рухається негазована (без вільного газу) рідина (аналогічно артезіанським водяним свердловинам). У затрубному просторі між насосно-компресорними (підіймальними) трубами 1 (НКТ) і обсадною експлуатаційною колоною 2 знаходиться рідина, в чому можна переконатися, відкривши, наприклад, триходовий кран під манометром, що показує затрубний тиск

Другий вид – газліфтне фонтанування з початком виділення газу у стовбурі свердловини: ; (рис. 3.6, б). У пласті рухається негазована рідина, а у свердловині – газована суміш (газліфтна суміш). Якщо тиск біля башмака НКТ , то в затрубному просторі усюди і біля гирла знаходиться газ, а затрубний тиск , як правило, не перевищує (0,1…0,5 МПа). Так як , то в міру піднімання нафти тиск знижується, збільшується кількість вільного газу, має місце розширення газу, зростає газовміст потоку, тобто фонтанування відбувається за принципом роботи газорідинного піднімача.

Третій вид – газліфтне фонтанування з початком виділення газу в пласті: ; (рис. 3.6,в). У пласті рухається газована рідина, до вибою свердловини та до башмака НКТ поступає газорідинна суміш. Внаслідок часткової сепарації газу біля башмака НКТ у затрубний простір поступає вільний газ, тому в разі коли , рівень рідини завжди встановлюється біля башмака НКТ. Затрубний тиск газу , як правило, високий, майже сягає значень тисків р₁ і р₂. У разі наявності витікань газу із затрубного простору (через канали негерметичності в різьових з’єднинах НКТ і обсадної колони, в гирловому устаткуванні) рівень рідини буде знаходитись вище башмака НКТ.

Фонтанування свердловини будь-якого типу можливе в тому випадку, якщо із пласта на вибій надходить енергії не менше, ніж потрібно її для піднімання флюїдів на поверхню.

Умова артезіанського фонтанування безпосередньо випливає із рівняння (3.13) балансу тисків:

, (3.14)

де Н – глибина свердловини по вертикалі (береться, звичайно, до середини інтервалу продуктивного пласта); – середня густина рідини у свердловині; – густина рідини відповідно в умовах вибою та гирла; g – прискорення вільного падіння.

Втрати тиску на тертя розраховуємо за формулою Дарсі-Вейсбаха:

(3.15)

де: d – діаметр труб, через які проходить рух рідини з об’ємною швидкістю w; – коефіцієнт гідравлічного опору.

Тиск р₂ приймаємо залежно від умов нафтозбору. Він забезпечує рух продукції свердловини від гирла до пункту збору, залежно від втрат тиску на гідравлічний опір в гирловому устаткуванні, системі збору і т.д.

Внаслідок нерозривності потоку тривале фонтанування можливе за умови рівності витрат рідини , яка припливає із пласта, і рідини, яка піднімається в стовбурі свердловини, :

. (3.16)

Оскільки приплив і піднімання рідини відбуваються за рахунок пластової енергії, то спільна робота пласта і фонтанної свердловини буде узгоджуватися через величину вибійного тиску . Приплив (дебіт свердловини) можна описати, наприклад, степеневим рівнянням .

Визначивши із нього вибійний тиск , умову взаємнопов’язаної узгодженої роботи пласта і свердловини на основі (3.14) записуємо у вигляді:

(3.17)

або у функціональному вигляді з урахуванням залежності від Q.

. (3.18)

Розв’язуючи рівняння (3.17) графоаналітичним методом (рис.3.17,а) або шляхом ітерації (наближення), знаходимо дебіт свердловини Q і відповідний йому вибійний тиск, який називаємо мінімальним (граничним) вибійним тиском артезіанського фонтанування . Фонтанування можливе тільки за усіх вибійних тисків , однак у разі узгодженої роботи пласта і свердловини вибійний тиск , тобто артезіанське фонтанування свердловин можливе за умови .

Якщо НКТ опущено до вибою, то за відомою величиною затрубного тиску , виміряною манометром, можна розрахувати вибійний тиск:

. (3.19)

Фонтанні свердловини другого та третього типів являють собою газорідинний піднімач, причому газ не вводиться з поверхні, а виділяється із нафти, яка припливає із пласта. За тиску, рівного тиску насичення нафти газом , кількість вільного газу дорівнює нулю, весь газ розчинений у нафті. Вздовж шляху руху в міру зниження тиску від до кількість вільного газу, яка припадає на одиницю витрати нафти, збільшується від нуля до деякої значини. Усереднену за довжиною підіймальних труб витрату газу можна записати, використовуючи закон Генрі:

, (3.20)

де: G_o – газовий фактор, тобто витрата видобуваючого газу, віднесена до витрати видобуваючої нафти ; – обводненість продукції (частка води); – витрата (дебіт) рідини; – коефіцієнт розчиненого газу в нафті.

а б

Рисунок 3.7 – Графічна інтерпретація умов артезіанського (а) і газліфтного (б) фонтанувань (заштриховані області можливого фонтанування)

Таким чином у підіймальних трубах маємо питому витрату газу, яка називається ефективним газовим фактором:

(3.21)

тобто усереднену витрату видобувного газу, віднесену до видобувної рідини.

Ефективний газовий фактор не повинен бути меншим необхідної питомої витрати газу в газорідинному піднімачі.

З позицій раціонального витрачання пластової енергії фонтанний піднімач повинен працювати з максимальним коефіцієнтом корисної дії, тобто за оптимальної питомої витрати газу . Тоді умову газліфтного фонтану­вання свердловини записуємо так (див. рис. 3.7, б):

, (3.22)

де питома витрата газу за оптимального режиму роботи описується за формулою Крилова:

. (3.23)

У свердловинах другого типу підіймальні труби доцільно опускати до рівня початку виділення газу, тобто забезпечити . Із (3.22) можна визначити глибину опускання підіймальних труб L.

Тоді мінімальний (граничний) вибійний тиск газліфтного фонтанування: за умов :

. (3.24)

Якщо розрахункова значина L > H, то свердловина буде третього типу. У такому разі труби опускають до вибою ( ) і беруть тиск . Із трансцендентного рівняння (3.22) визначають мінімальний вибійний тиск газліфтного фонтанування графоаналітичним методом (див. рис. 3.7, б) або шляхом ітерації, беручи .

Таким чином фонтанування свердловини можливе за певного технологічного режиму, який характеризується величинами .

Принципи проектування фонтанної експлуатації свердловин. У міру відбирання нафти із покладу змінюються умови його розробки, а значить, і умови фонтанування свердловини: змінюються пластовий тиск , вибійний тиск , дебіт рідини , збільшується обводненість продукції і т.д. Звідси виходить, що з плином часу піднімач необхідно було б змінювати. Проте з одного боку, в початковий період є великий надлишок пластової енергії, показником якої є величина гирлового тиску . З іншого боку, заміна піднімача (НКТ) у свердловині – це складний, дорогий процес, який здебільшого негативно впливає на продуктивність свердловини (дуже знижує її). Тому, піднімач проектують зразу на весь період фонтанування. Оскільки в кінці періоду фонтанування немає надлишку пластової енергії, то піднімач розраховують для кінцевих умов фонтанування за оптимального режиму роботи, а відтак перевіряють на пропускну здатність для початкових умов за максимального режиму. Якщо ж розрахований піднімач не може пропустити початковий дебіт, то його перераховують для початкових умов за максимального режиму. Як правило, розрахунку підлягають глибина опускання труб L, мінімальний вибійний тиск фонтанування i діаметр труб d. Інші величини задають або визначають з інших міркувань. Для проектування експлуатації фонтанних свердловин використовують умови фонтанування. Відзначимо, що запроектувати роботу фонтанної свердловини можна також набагато точніше графоаналітичним методом шляхом побудови кривої розподілу тиску вздовж ліфта , як це показано на рис. 3.5.

Обладнання фонтанних свердловин. Обладнання будь-якої свердловини, у тому числі фонтанної, повинно забезпечити відбирання продукції на заданому режимі і можливість здійснення необхідних технологічних операцій з урахуванням вимог охорони надр, довкілля та запобіганням аварійних ситуацій. Воно поділяється на наземне (гирлове) та свердловинне (підземне).

До підземного обладнання відносять насосно-компресорні труби (ГОСТ 633-80). Їх поділяють на гладкі (нерівноміцні – по різі 80…85 % міцності ненарізаної частини) і з потовщеними назовні кінцями (рівноміцні) труби. Перші розраховують на рушійне навантаження (зрушення, руйнування різі), а другі – за межею міцності від власної ваги (на розривання труби по її тілу) з коефіцієнтом запасу міцності, рівному 1,5.

Іноді на кінці колони НКТ встановлюють пакер, щоб відділити затрубний простір від вибійної зони високого тиску, і вздовж колони НКТ – декілька (до трьох-п’яти) газліфтних камер із глухими пробками для полегшення процесу пуску свердловини в роботу (див. газліфтну експлуатацію), а також – клапани-відсікачі (див. нижче).

До наземного обладнання відносять фонтанну арматуру і маніфольд.

Фонтанна арматура призначена для герметизації гирла фонтанних свердловин, підвішування одного або двох рядів колон НКТ, забезпечування можливості регулювання технологічного режиму роботи свердловини, дослідження шляхом вимірювання параметрів її роботи як на поверхні, так і всередині самої свердловини, а також здійснення різних технологічних операцій.

Стандартом ГОСТ 13846-74 передбачено для застосування в різних умовах 8 типових схем фонтанних арматур (рис. 3.8), які на базі використання хрестовин і трійників складають дві групи: а) хрестового типу; б) трійникового типу (рис. 3.8, а і б).

Хрестова арматура застосовується на свердловинах, продукція із яких не містить абразивних речовин (наприклад, піску). Вона має менші габарити (висоту), простіша в обслуговуванні і врівноваженіша (від перекидання, вібрацій).

Трубна арматура, окрім нижньої хрестовини 1, має трійник 2, що дає змогу підвішувати два ряди НКТ.

Фонтанною арматурою обладнують фонтанні та газліфтні нафтові і газові свердловини.

Фонтанну арматуру встановлюють на колонну головку. Вона складається з трубної головки та фонтанної ялинки із запірними і регулюючими пристроями.

Рисунок 3.8 – Типові схеми фонтанних арматур:

1 – манометр; 2 – вентиль; 3 – буферний фланець під манометр; 4 – запірний пристрій; 5 – трійник; 6 – дросель; 7 – перевідник трубної головки; 8 – відповідний фланець; 9 – трубна головка; 10 – хрестовинна ялинка

Трубна головка призначена для підвішування насосно-компресорних труб і герметизації просторів між ними та обсадною експлуатаційною колоною. Трубна головка складається із корпуса-хрестовини 1 з двома боковими відводами і фланцями для кріплення запірних пристроїв, труботримача і перевідника для підвішування НКТ.

У разі обладнання свердловин двома концентричними колонами НКТ (дворядна конструкція піднімача) труби більшого діаметра підвішуються на різьовій з’єднині нижнього трійника (або хрестовини), який встановлюється на хрестовину, що герметизує затрубний простір. Труби меншого діаметра підвішуються на різі перевідника (стовбурна котушка), який розміщується над трійником (або хрестовиною). У випадку однорядної конструкції піднімача нижній трійник не встановлюється і труби, які підвішені до нього, не опускаються. Застосовується також муфтове підвішування труб.

Фонтанна ялинка призначена для скерування потоку у викидну лінію, а також для регулювання і контролю роботи свердловини. Вона може містити один або два трійники (одно- або двоярусна трійникова арматура). Двострунні (двоярусна трійникова і хрестовинна) конструкції ялинки доцільні в тому випадку, якщо небажана зупинка свердловини, причому робочою буде верхня або будь-яка бокова струна, а перший від стовбура запірний пристрій буде запасним. На арматурі, яка розрахована на більші тиски (до 105 МПа), на бокових відводах встановлено не по одній, а по дві засувки. Це зумовлено більшою надійністю застосовуваних засувок за одночасного забезпечення можливості їх заміни на працюючій свердловині, тобто без її зупинки.

Зверху ялинка закінчується ковпаком (буфером) з триходовим краном і манометром. Для опускання в працюючу свердловину свердловинних (глибинних) приладів і пристроїв замість буфера встановлюють лубрикатор.

Як запірні органи для перекриття потоку використовують або прохідні пробкові крани, або прямоточні засувки з однопластинчастими і двопластинчастими шиберними засувками з ручним, пневматичним дистанційним чи автоматичним управлінням.

На викидних лініях після запірних пристроїв встановлюють регулюючі пристрої – дроселі (штуцери) які забезпечують дроселювання потоку. Штуцер являє собою діафрагму або коротку втулку (насадку) з малим отвором; діаметр отвору штуцера становить 5…25 мм і, як правило, підбирається дослідним шляхом під час дослідження свердловини. У регульованому дроселі в змінну насадку (з набору з різними діаметрами) вводиться ще й шпиндель, який перекриває частину отвору.

Гирловий (до штуцера) і затрубний тиски вимірюють за допомогою манометрів. На фланцях бокових відводів трубної головки та фонтанної ялинки є отвори для подавання інгібіторів корозії і гідратоутворення в затрубний простір і стовбур ялинки, а також отвір, через який переміщається всередину потоку – кишенька для термометра.

Рисунок 3.9 – Фонтанна арматура:

а – арматура хрестовинна; б – арматура трійникова; в – арматура хрестовинна з дистанційним керуванням запірними пристроями

Маніфольди призначені для обв’язки фонтанної арматури з викидним шлейфом, який подає продукцію на групове вимірне устаткування. Вони забезпечують обв’язування двох струн зі шлейфом, струн із затрубним простором, струн і затрубного простору з факелом або амбаром і т.д. А монтують їх залежно від місцевих умов та технології експлуатації свердловини. Проста схема маніфольда хрестовинної фонтанної арматури (рис. 3.10) не передбачає обв’язування викидів міжтрубних просторів за наявності тільки викидної лінії. У деяких випадках за інтенсивного відкладання парафіну можуть бути дві викидні лінії і маніфольд, який дає змогу експлуатувати свердловину через будь-який із двох викидів.

Різні схеми вузлів маніфольда, які комплектуються із вузлів заводського виготовлення, на рис. 3.10 обведено чотирикутниками і позначено номерами (№ 1, 2, 3).

Викидний шлейф з’єднує маніфольд арматури з груповим вимірним устаткуванням (ГВУ) промислової системи нафтозбору, де автоматично вимірюються дебіти свердловин. До ГВУ під’єднуються група свердловин, дебіти яких вимірюються почергово за заданою програмою.

Рисунок 3.10 – Схема обв’язки хрестовинної фонтанної арматури ГВУ

Дослідження фонтанних свердловин. Фонтанні свердловини можна досліджувати будь-якими вищерозглянутими методами. У разі дослідження на усталених (стаціонарних) режимах, режим роботи свердловини змінюють заміною штуцера на інший діаметр, тобто змінюють вибійний тиск . Після заміни штуцера свердловину пускають у роботу і очікують, як правило, декілька годин з метою настання стабільного режиму роботи. Тривалість стабілізації режиму роботи залежить від величин коефіцієнтів гідропровідності і п’єзопровідності пласта, а також від величини відносної зміни дебіту ΔQ/Q. Ознаками усталеного режиму є постійність дебіту , тисків і , що виявляється шляхом декількох послідовних вимірювань цих параметрів. Досліджують не менше ніж на трьох усталених режимах роботи.

На кожному режимі після стабілізації вимірюють тиски , , , дебіти рідини і газу , частку води в продукції , частку піску в продукції , а також відзначають характер роботи (наявність пульсації, вібрація арматури). Вибійний тиск вимірюють свердловинними (глибинними) манометрами, а тиски і зразковими манометрами, встановленими на фонтанній арматурі. Дебіт рідини вимірюють на групових вимірних устаткованнях типу “Супутник”, а інколи (на необлаштованих площах щойно відкритих родовищ) за допомогою індивідуальних вимірних устаткованьновок, які містять газосепаратор і вимірну ємність. Обводненість продукції визначають у лабораторіях за відібраними пробами рідини. Дебіт газу вимірюють на групових вимірних устаткованнях (на виході із трапу) – турбінними газовими лічильниками або за допомогою диференціальних манометрів з дросельними пристроями. Експлуатаційний газовий фактор розраховують як відношення дебіту газу до дебіту нафти .

За отриманими даними будують графічні залежності: а) індикаторну лінію (див. гл. 2); б) регулювальні криві – залежності параметрів роботи свердловини від діаметра штуцера (рис.3.11).

Використовуючи ці графіки, визначають параметри пласта і свердловини (див. гл. 2.), а також встановлюють технологічний режим роботи свердловини.

Рисунок 3.11 – Регулювальні криві роботи фонтанної свердловини

У процесі експлуатації здійснюється ретельне спостереження за роботою свердловини, що дає змогу виявити ускладнення, наприклад:

а) у разі зниження тиску і одночасного підвищення – відкладення парафіну та солей в НКТ;

б) у разі зниження тисків і – утворення вибійної піщаної пробки або накопичення води між вибоєм і башмаком НКТ;

в) у разі зниження тиску і збільшення дебіту рідини – ерозія (збільшення отвору) штуцера;

г) у разі підвищення тисків і та зменшення дебіту рідини Q – перекривання отвору штуцера або відкладання парафіну в маніфольді і викидному шлейфі.

Відкладання парафіну в піднімальних трубах, методи запобігання та ліквідації відкладів. Уздовж шляху руху нафти зменшуються температура і тиск, виділяється газ, потік охолоджується, знижується розчинна здатність нафти, виділяється твердий парафін, мазеподібні асфальтени і смоли. Найінтенсивніше парафін відкладається в піднімальних трубах. Товщина його шару на внутрішній стінці труб збільшується від нуля на глибинах нижче 900…300 м до максимуму на глибині 200…50 м, а потім зменшується за рахунок змивання відкладів потоком. Відкладання призводять до зменшення дебіту. У разі видобування високопарафінистої нафти випадання твердого парафіну із нафти є неминучим, оскільки температура потоку вздовж шляху переміщення завжди зменшується.

Викристалізація парафіну відбувається на межі розділу різних фаз, тобто на механічних домішках нафти, на внутрішніх стінках обладнання. Парафін, який виділився всередині об’єму нафти, практично не бере участі у формуванні відкладів на стінках труб. Такі кристали відкладаються, в основному, на дні резервуарів. Тому найдоцільніше створювати такі умови, щоб весь парафін виділявся не на стінках обладнання, а всередині об’єму нафти.

Процес відкладання парафіну має адсорбційний характер (поглинання поверхнею твердого тіла). Тому захисне покриття труб гідрофільними (які змочуються водою) матеріалами є досить ефективним для боротьби з відкладами парафіну. Для утворення захисного покриття застосовують лакофарбові матеріали (бакелітовий, епоксидний, бакелітово-епоксидний лаки), а також скло, склоемалі.

Додавання до потоку хімічних реагентів сприяє гідрофілізації стінок труб, збільшенню кількості центрів кристалізації парафіну в потоці, підвищенню дисперсності частинок парафіну в нафті. Такими реагентами можуть бути водо- і нафторозчинні поверхнево-активні речовини.

Дослідженнями встановлено, що використання змінного магнітного поля також призводить до збільшення кількості центрів кристалізації в потоці, що запобігає відкладенням парафіну.

Для видалення відкладів парафіну застосовують тепло і шкребки. У разі застосування теплових методів у затрубний простір свердловини періодично запомповують гарячу нафту (газоконденсат), перегріту пару або пароповітряну суміш. У результаті парафін плавиться і виноситься потоком зі свердловини по НКТ. Для отримання водяної пари використовують паропересувні автомобільні устатковання типу ППУА, а для нагрівання нафти – агрегат депарафінізації пересувного типу АДП.

Шкребками зішкрябують відклади парафіну зі стінок труб. Їх опускають та піднімають на дроті (тросі) за допомогою автоматичного депарафінізаційного устатковання типу АДУ. Автоматичні літаючі шкребки падають у НКТ під діянням власної ваги, а під дією напору газонафтового потоку піднімаються до гирла (попередньо в трубах встановлюють верхній і нижній амортизатори).

Системи автоматизації і контролю за роботою фонтанних свердловин. Фонтанні арматури залежно від типу комплектуються засувками з ручним, дистанційним чи автоматичним керуванням. Засувки з дистанційним (див. рис. 3.9) і автоматичним керуванням є пневмоприводними від станції керування. Станція керування містить повітряні балони, пневмогідравлічний насос, бак для рідини, а також елементи пневмогідроавтоматики.

Під час експлуатації фонтанних свердловин знаходить застосування комплекс обладнання для попередження відкритих фонтанів (рис. 3.12). Він може обслуговувати від однієї до восьми свердловин і забезпечує герметичне перекривання стовбура свердловини у випадку розгерметизації гирла, у разі відхилення параметрів (тиску, дебіту) роботи свердловини від заданих значин та в разі виникнення пожежі. Основними елементами комплексу є пакер, свердловинний клапан-відсікач, який встановлюється в середині НКТ на глибині до 200 м, і наземна станція управління.

Схема наземного обладнання комплексу типу КУСА має наземну станцію управління пневмогідравлічного типу, пневможивлення якої здійснюється від акумулятора газу.

Станція управління сигнальною лінією з’єднана з двома пілотними клапанами, які встановлено на викидній лінії фонтанної арматури після дроселя. Один із пілотних клапанів настроюється на верхню межу допустимого тиску на викиді, а другий – на нижню межу.

У випадку відхилення тиску на викиді фонтанної арматури від заданих меж спрацьовує один із клапанів, і сигнал по сигнальній лінії поступає на виконавчий механізм станції. У результаті цього різко знижується тиск у трубці управління, з’єднаній із клапаном-відсікачем, розміщеним у свердловині, і він перекриває доступ продукції до гирла свердловини.

Рисунок 3.12 – Схема наземного обладнання комплексів типу КУСА:

1 – фонтанна арматура; 2 і 3 – пілотні клапани; 4, 7 і 9 – температурні запобіжники; 5 – ущільнювальний пристрій; 6 – вентиль; 8 і 10 – розподілювачі; 11 – сигнальна лінія; 12 – трубка управління; 13 – станція управління

Клапан-відсікач також закривається у випадку пожежі, коли розплавляються температурні запобіжники і падає тиск у сигнальній лінії і трубці управління.

Трубка управління з гирла виводиться у свердловину через ущільнювальний пристрій.

На сигнальній лінії і на трубці управління встановлено розподілювачі, до яких можуть бути під’єднані інші свердловини куща (до восьми). У разі порушення режиму роботи однієї зі свердловин закриваються клапани-відсікачі усіх свердловин куща.

Керування клапаном-відсікачем може бути пневмо- або електрогідра­влічним. Запірним органом є хлопавка або куля. Клапан-відсікач можна закрити з допомогою станції керування або дистанційно з пульта диспетчера, зв’язаного зі станцією керування пристроєм промислової телемеханіки.

Підземне устаткування окрім клапана-відсікача і пакера, комплектується ще й іншим обладнанням: а) роз’єднувачем колони НКТ для витягування із свердловини обладнання, розміщеного над пакером; б) телескопічним з’єднанням для компенсації зміни довжини підіймальних труб; в) інгібіторним клапаном для подавання інгібітора в потік через затрубний простір; г) циркуляційним клапаном для освоєння свердловини чи промивання її тощо.

Існують також автоматичні клапани-відсікачі, які спрацьовують у разі збільшення дебіту свердловини вище заданого. Вони встановлюються в колоні НКТ.

Автоматизація фонтанної свердловини також передбачає автоматичне перекриття викидної лінії розвантажувальним відсікачем маніфольдним типу РВМ–1. Відсікач спрацьовує автоматично і перекриває трубопровід у випадку підвищення тиску в ньому на 0,45 МПа (утворення парафінової пробки в трубопроводі) і в разі зниження тиску до 0,15 МПа (порив трубопроводу). Для його керування не потрібно додаткової енергії інших джерел.

Манометрами здійснюється місцевий контроль буферного і затрубного тисків.