1232

колонных скважин диаметром 114—168 мм. Головка представ­ ляет собой фланец с размерами под соответствующие размеры крестовика, тройника или задвижки для перфорации (простре­ ла). Корпус головки 1 (см. рис. II.2) навинчивают на верхний резьбовой конец кондуктора, обсадную колонну 10 — в специ­ альную муфту 7. Герметичность соединения корпуса 1 и муф­ ты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается флан­ цем 6 для присоединения к нему фонтанной) арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтруб­ ном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высо­ кого давления 9 и манометром 8.

ОСВОЕНИЕ СКВАЖИН

Освоение скважин — комплекс работ по вызову притока жид­ кости (газа) из пласта в скважину, обеспечивающего ее про­ дуктивность в соответствии с локальными (местными) добывными возможностями пласта или с достижением необходимой приемистости (для нагнетательных скважин).

После бурения, вскрытия пласта и перфорации обсадной ко­ лонны призабойная зона скважины, особенно поверхность вскрытой части пласта, бывает загрязнена тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Поэтому и в результате некото­ рых других физико-химических процессов образуется зона с по­ ниженной проницаемостью, иногда сниженной до нуля. Цель освоения — восстановление естественной проницаемости пород призабойной зоны и достижение притока, соответствующего добывным возможностям скважины или нормальной приемисто­ сти нагнетательных скважин.

Сущность освоения скважины заключается в создании де­ прессии, т. е. перепада между пластовым и забойным давления­ ми, с превышением пластового давления над забойным. Дости­ гается это двумя путями: либо уменьшением плотности жидко­ сти в скважине, либо снижением уровня (столба) жидкости в скважине. В первом случае буровой раствор последовательно заменяют водой, затем — нефтью.

Во втором случае уровень в скважине снижают одним из сле­ дующих способов: оттартыванием желонкой или поршневанием; продавкой сжатым газом или воздухом (компрессорным спосо­ бом); аэрацией (прокачкой газожидкостной смеси); откачкой жидкости штанговыми скважинными насосами или погружны­ ми центробежными электронасосами. Таким образом, можно выделить следующие шесть основных способов вызова притока: замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, аэрация, откачка глубинными насосами, тартание, поршневание.

Перед освоением на устье скважины устанавливают армату­ ру в соответствии с применяемым методом и способом эксплуа­ тации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны устанавливают задвижку высокого давления на случай необхо­ димости перекрытия ствола.

З а м е н у с к в а ж и н н о й ж и д к о с т и производят следую­ щим образом. После перфорации эксплуатационной колонны в скважину до фильтра опускают насосно-компрессорные трубы. Затем в кольцевое пространство между эксплуатационной ко­ лонной и спущенными трубами нагнетают воду. Буровой раст­ вор, находящийся в скважине, вытесняется из нее по трубам. Если после замены бурового раствора водой возбудить скважи­ ну (т. е. вызвать приток) не удается, то переходят на промывку скважины нефтью. После промывки скважины (прямой или об­ ратной) водой или дегазированной нефтью можно достигнуть уменьшения забойного давления:

А/7= (Pi—Рг) Lg cos р, (II. 1)

где pi и рг — плотность соответственно бурового раствора и про­ мывочной жидкости; L — глубина спущенных НКТ; g — ускоре­ ние свободного падения; р — средний угол кривизны скважины.

ние давления составляет всего лишь 25% от давления, созда­ ваемого столбом бурового раствора. Поэтому этим способом осваивают скважины, пробуренные в высокопроницаемых кол­ лекторах, с большим пластовым давлением рПл> Р 2ё‘^ cos р.

Если имеются все необходимые данные, то можно по форму­ ле (II.1) заблаговременно определить, будет ли проявлять сква­ жина при замене бурового раствора на воду или нефть.

Если из расчета следует, что и после замены воды на нефть не удается вызвать приток жидкости из пласта, то применяют другие методы освоения (например, тартание или нагнетание сжатого воздуха и т. д.).

П р о д а в к а с п о м о щь ю с ж а т о г о г а з а ил и в о з д у ­ ха ( г а з л и ф т н ы й с п о с о б о с в о е ния ) . Сущность метода заключается в нагнетании сжатого газа или воздуха в кольце­ вое пространство между подъемными трубами и обсадной ко­ лонной. Сжатый газ (воздух) вытесняет жидкость, заполняю­ щую скважину, через спущенные в нее насосно-компрессорные трубы на дневную поверхность.

Освоение фонтанных и газлифтных скважин при помощи сжатого газа (воздуха) проводят при наличии специального наземного и подземного оборудования, описание которого и способов освоения приведено в разделе «Оборудование фонтан­ ных и газлифтных скважин».

А э р а ц и я — процесс смешения жидкости с пузырьками сжа­ того газа (воздуха). При аэрации за счет постепенного смеше­ ния сжатого газа (воздуха) и жидкости, заполняющей скважи­

ну (бурового раствора, воды, нефти), уменьшается плотность жидкости и тем самым плавно снижается давление на забой.

Для аэрации к скважине кроме водяной (нефтяной) линии от насоса подводят также газовую (воздушную) линию от ком­ прессора (от газовоздухораспределительной батареи). Жидкость и газ (воздух) смешиваются в специальном смесителе (эжекторе) или газопроводящей линии скважины, и аэрированная жидкость (газожидкостная смесь) нагнетается в ее затрубное простран­ ство. При замене жидкости, находящейся в скважине, этой смесью давление на забой снижается, и, когда оно становится меньше пластового, нефть начинает поступать из пласта в сква­

жину.

О с в о е н и е с п о м о щ ь ю с к в а ж и н н ы х н а с о с о в при­ меняют в скважинах, которые предполагается эксплуатировать глубинно-насосным способом. В некоторых случаях перед спу­ ском насосных труб забой очищают с помощью желонки. Если ствол и забой чисты, то в скважину спускают насосно-компрес­ сорные трубы, штанговый насос, устанавливают станок-качалку, и пускают скважину в эксплуатацию. Точно так же осваивают скважины, которые будут эксплуатироваться погружными электронасосами.

Освоение нагнетательных скважин не отличается от освоения добывающих. В них, как и в добывающих, после получения притока из пласта следует вести длительное дренирование (т. е. отбор жидкости) для очистки призабойной зоны и пор пласта от проникших в пласт при бурении глинистого раствора, взве­ шенных частиц (гематита, барита), продуктов коррозии и т. д.

Отличие заключается в том, что, если добывающие скважи­ ны рекомендуется осваивать методом плавного запуска, т. е. постепенным увеличением отборов, то в нагнетательных в про­ цессе освоения следует стремиться к отборам большого количе­ ства жидкостей и механических примесей (песка, ржавчины и др.). Это способствует открытию дренажных каналов и обеспе­ чивает большую приемистость (поглотительную способность) скважин.

Дренируют пласт теми же способами, что и при вызове при­ тока в нефтяных скважинах: поршневанием, применением сжато­ го воздуха, откачкой жидкости центробежными глубинными электронасосами, т. е. методами, допускающими откачку боль­ ших объемов жидкости.

Т а р т а н и е — извлечение из скважины жидкости желонкой, спускаемой на тонком (16 мм) стальном канате с помощью ле­ бедки. Желонку изготовляют из трубы длиной 8 м и диаметром не более 0,7 диаметра обсадной колонны. В нижней части же­ лонка имеет клапан со штоком, открывающимся при упоре, в верхней части — скобу для прикрепления каната. За один рейс (спуск-подъем) выносится не более 0,06 м3 жидкости.

Тартание — малопроизводительный, трудоемкий способ сни­ жения уровня жидкости в скважине с очень ограниченными воз­

можностями применения (в скважинах, где не ожидается ника­ ких фонтанных проявлений), так как устьевая задвижка при этом не может быть закрыта до извлечения из скважины же­ лонки и каната. К недостаткам способа тартания относится загрязнение окружающей среды (как и при свабировании). Однако этот метод дает возможность извлечения осадка и гли­ нистого раствора с забоя и контроля за положением уровня жидкости в скважине.

Л о р ш н е в а н и е ( с в а б и р о в а н и е ) заключается в по­ степенном снижении уровня жидкости в скважине при помощи поршня (сваба).

Поршень представляет собой трубу диаметром 25—37,5 мм с клапаном в нижней части, открывающимся вверх. На наружной поверхности поршня укреплены эластичные резиновые манже­ ты, армированные проволочной сеткой.

Для возбуждения скважины поршневанием в нее до фильтра на стальном канате диаметром 16 или 19 мм спускают насосно­ компрессорные трубы. Каждую трубу проверяют шаблоном. При спуске поршня под уровень (обычно на глубину 75—150 м) жидкость перетекает через клапан в пространство над поршнем. При подъеме его клапан закрывается, а манжеты, распираемые под действием давления столба жидкости, прижимаются к стен­ кам труб и уплотняются. За один подъем выносится столб жид­ кости, находящейся над поршнем на глубине погружения под уровень жидкости. Поршневание в 10—15 раз производительнее тартания.

При непрерывном поршневании уровень жидкости в скважине понижается и соответственно снижается давление на забое скважины, что вызывает приток в нее жидкости из пласта.

Если предполагается, что скважина будет фонтанировать, то используют фонтанную арматуру. Недостаток этого способа— необходимость проведения работ при открытом устье, что свя­ зано с опасностью выброса.

ФОНТАННАЯ И ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Ф о н т а н н ы й с по с о б д о б ы ч и н е ф т и — самый рента­ бельный. При рациональной эксплуатации с начала разработки залежи с поддержанием пластового давления закачкой воды (сжатого газа или воздуха) иногда удается продлить фонтанный период работы скважин на многие годы и добиться довольно высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (например, на месторождениях Татарии, Башкирии, Куйбышевской области, Нефтяные Камни на Каспийском море и др.).

Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в нагнетательные ■скважины, расположенные в законтурной водоносной зоне зале­ жи. В ряде случаев широко используют внутриконтурное завод­ нение или же центральное очаговое заводнение.

Нефтепромысловая практика показывает, что фонтанный спо­ соб эксплуатации скважин — самый простой и самый дешевый. Однако не все скважины могут фонтанировать.

Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на забое превышает гидростатическое давление жидкости (или газожидкостной смеси, или газа в скважине). Это условие фонтанирования можно записать в сле­ дующем виде:

где Рзаб — забойное давление, при котором возможно фонтаниро­ вание, Па, Я — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или газожидкостной смеси (ГЖС), кг/м3; g — ускорение свобод­ ного падения, м/с2.

При соблюдении условия (II.2) рзаб должно быть больше давления насыщения рнас. При рзаб<Рнас скважина будет фон­ танировать как под действием гидростатического' напора, так и за счет энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидро­ статического давления встречается редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на неко­ торой высоте достигает значения, равного давлению насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ, который спо­ собствует дальнейшему ее подъему на поверхность. Таким об­ разом, большинство фонтанных скважин эксплуатируется за счет энергии расширяющегося газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах обычно установив­ шееся давление р Ус т < р нас < р заб. При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза (жидкость), на глубине, где давление равно рнас, начинается выделение газа из нефти и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).

Эффективность фонтанной эксплуатации характеризуется г а ­ з о в ы м ф а к т о р о м — отношением полученного из место­ рождения количества газа, приведенного к атмосферному дав­ лению и 20 °С, к количеству добытой за это же время нефти при тех же давлении и температуре. Чем меньше газа расходуется на подъем 1 т нефти, тем рациональнее считается эксплуатация скважины. Следовательно, для фонтанных скважин оптималь­ ным следует считать такой режим эксплуатации (такой темп отбора), при котором газовый фактор наименьший.

При газлифтном способе добычи нефти жидкость, как уже указывалось, поднимается с забоя скважины на дневную по­ верхность частично за счет пластовой энергии и за счет энергии сжатого газа (воздуха), подаваемого извне. Поэтому газлифт­ ная скважина— это по существу та же фонтанная, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. Из этого следует, что для эксплуатации газлифтной скважины необходи-

Рис. 11.3. Схема конструкций подъем­ ников для эксплуатации газлифтных скважин

промысловых условиях создаются спуском в эксплуатационную колонну одного ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом по затрубному пространству подается газ, а внутри колон­ ны НКТ поднимается газожидкостная смесь (ГЖС), или двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в сква­ жину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Вначале спускают внешний ряд труб большего диаметра (обыч­ но 73—102 мм), а затем внутрь первого ряда трубы меньшего диаметра (обычно 48; 60; 73 мм). Образуется так называе­ мый двухрядный газовоздушный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное (кольцевое) про­ странство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС подни­ мается по внутреннему, второму ряду труб. Существуют и дру­ гие способы размещения колонн в скважине, подачи сжатого рабочего агента и подъема ГЖС.

Систему размещения в скважине колонн труб, по которым производится подача рабочего агента (газа, воздуха) и проис­ ходит подъем смеси жидкости и газа, называют г а з о в о з д у ш ­ ным п о д ъ е м н и к о м (лифтом).

На рис. П.З приведены конструкции газовоздушных подъем­ ников. Они бывают однорядной (рис. II.3, схема 1) и двухряд­ ной (схема 2) конструкции.

Газовоздушный подъемник однорядной конструкции может быть одноразмерной компоновки — сплошной из одного размера труб (см. рис. П.З, схема У, а) и ступенчатой двух-трехразмер- ной компоновки (из хвостовика меньшего размера труб и верх­ ней части из труб большего размера, см. рис. П.З, схема 1,6).

Подъемники двухрядной конструкции имеют несколько раз­ новидностей. На рис. П.З (схема 2 ,а) показана конструкция га­ зовоздушного подъемника со сплошной одноразмерной компо­

на бакинских промыслах наиболее распространена при эксплуа­ тации глубоких, сильно песочных скважин и называется полу­ торарядной); на схеме 2, г — первый ряд сплошной (из одного размера труб), а второй — ступенчатый.

Для освоения и эксплуатации неглубоких скважин, в про­ дукции которых не содержится песка, применяют подъемник однорядной сплошной конструкции (см. рис. II.3, схема Дя). С целью облегчения веса колонны в глубоких скважинах иногда применяют однорядный ступенчатый подъемник (см. рис. Н.3„ схема 1,6) с размерами, как правило, 73X114 или 48X89 мм.

Обычно газлифтный способ эксплуатации применяют, когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жид­ кости с забоя на поверхность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. Если при этом подъем жидкости на поверхность осуществляется под действием подаваемого к баш­ маку спущенных в скважину подъемных труб рабочего агента — углеводородного газа, то способ эксплуатации называется газ­ лифтным, если воздуха — эрлифтным.

Газ или воздух до нужного давления сжимается в специаль­ ных машинах, называемых к о м п р е с с о р а м и . Они бывают передвижными либо стационарными, устанавливаемыми на ком­ прессорных станциях.

От газокомпрессорных станций по магистральным газовоздухопроводам диаметром 114—125 мм сжатый до определенного давления (обычно до 3—10 МПа) газ распределяется по газо­ воздухораспределительным будкам (ГВРБ), в которых монти­ руют от 3 до 12 секций батарей (по четыре скважины в каж­ дой). Таким образом, из одной ГВРБ можно подавать газ (воздух) по индивидуальным газовоздухопроводам (диаметром 62 мм) в 12—48 и более скважин с автоматическим регулиро­ ванием его подачи.

Описанная система газлифтной добычи нефти, когда для сжатия газа используют специальные компрессорные станции* обеспечивающие нужную подачу, называют к о м п р е с с о р н ы м г а з л и ф т о м . Системы, в которых для газлифта используют природный газ из газовых или газоконденсатных месторожде­ ний, называют б е с к о м п р е с с о р и ы м г а з л и ф т о м .

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспорти­ руется до места расположения газлифтных скважин и обычнопроходит предварительную подготовку на специальных установ­ ках. Подготовка заключается в отделении от газа конденсата и влаги, а иногда и в подогреве газа перед распределением его по скважинам.

Существует система бескомпрессорного газлифта, в котором источником сжатого газа служит газ смежных газоносных пла­ стов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Такая система называется в н у т р и с к в а ж и н н ы м г а з л и ф ­ том. В этом случае оба пласта (нефтяной и газовый) вскрыва­ ются общим фильтром. Газоносный горизонт изолируют от неф­ теносного одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее ко­ личество газа, поступающего в НКТ.

Ф о н т а н н а я а р м а т у р а предназначена для оборудования устья фонтанирующих нефтяных и газовых скважин с целью герметизации, контроля и регулирования режима их эксплуата­ ции.

Фонтанная арматура позволяет:

а) проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (газлифтной) скважины;

б) закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;

в) направлять продукцию скважины в коллекторы, сепара­ торы, на групповые установки, на нефтесборные пункты;

г) регулировать отбор продукции из скважины; д) замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное дав­

ления; е) проводить различные исследования и геолого-технические

мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей ит. д.);

ж) глушить скважину (при сильных пропусках и других ос­ ложнениях) прокачкой воды или глинистого раствора либо за­ крыть ее на определенное время.

Фонтанная арматура, состоящая из трубной головки и елки, ■собирается из стальных взаимозаменяемых тройников, кресто­ виков, патрубков и запорных устройств (задвижек или кранов).

Т р у б н а я г о л о в к а , нижним фланцем закрепляемая на верхнем фланце колонной головки, предназначена для подвески подъемных (фонтанных) труб, герметизации затрубного прост­ ранства (между эксплуатационной колонной и фонтанными тру­ бами), а также для закачки через это пространство в скважину воды, нефти, газа (сжатого воздуха) при освоении скважины либо при промывке ее от песчаной пробки на забое без подъема труб и при других операциях.

Ф о н т а н н а я е л к а — верхняя часть фонтанной арматуры, •монтируемая над трубной головкой, предназначена для направ­ ления продукции скважины в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследователь­ ских работ, переключения струи из одной струны в другую, для проверки и замены штуцеров, ремонтных работ на рабочем манифольде и в выкидной линии; при необходимости — для закры­ тия фонтанирующей скважины под давлением.

По эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бы­ вают различными. Поэтому выпускают фонтанную арматуру, рассчитанную на разные условия работы.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и проч­ ностным признакам: по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа; по размерам проходного сечения от 50 до 100 мм; по конструк­ ции фонтанной елки — крестовые и тройниковые; по числу спус­ каемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные; по виду запорных устройств — с задвижками или кранами.