2.1.2 Выбор колонны труб

Выбор колонны труб из условий  в начале и конце фонтанирования  Для отбора заданного дебита при известном газовом факторе можно подобрать такой диаметр колонны труб, при котором расход энергии на подъем жидкости будет минимальным. По мере разработки залежи количество пластовой энергии, поступающей на забой скважины, уменьшается вследствие обводнения продукции, загрязнения  призабойной зоны или падения пластового давления. Особенно острая необходимость в рациональном использовании пластовой энергии возникает в конце периода фонтанирования. Из условий в конце фонтанирования и выбирается диаметр колонны НКТ для подъема газожидкостного потока с тем, чтобы скважина работала в оптимальном режиме: 

d_k = (8)

где р₁ — давление у башмака. 

Индекс «к» означает, что соответствующие параметры нужно брать для условий конца фонтанирования. 

Проектом разработки задается изменение во времени дебитов скважин, забойных и пластовых давлений. За забойное давление в конце периода фонтанирования Рз принимается минимальное давление фонтанирования, а дебит — по проекту разработки в соответствии с этим забойным давлением. 

За устьевое давление ру < принимается минимальное, обеспечивающее  нормальную работу системы сбора. Плотность жидкости р_копределяется по прогнозу обводнения продукции скважин во времени. Трубы считаются спущенными до верхних отверстий фильтра, а длина колонны НКТ Lк при Рзк>Рнас .Если забойное давление в конце фонтанирования меньше давления насыщения, то L=Н—а, где а— расстояние от забоя до верхних отверстий фильтра. 

Давление у башмака Р₁ берется равным давлению насыщения для условия Рзк>Рнас при Рз <СРнасР₁=Рзк . Спуск в скважину колонны труб с внутренним диаметром позволит увеличить период фонтанирования. Если расчетный диаметр не соответствует стандартному, необходимо взять ближайший меньший стандартный диаметр а или использовать ступенчатую колонну. 

Выбранный диаметр труб должен обеспечить запланированные отборы в начальный период фонтанирования скважины Qнач. Поэтому подъемник проверяют на максимальную производительность в условиях начала фонтанирования (параметры отмечены индексом нач): 

(9)

Если Qmax ≥ Qнач, то спускают колонну труб диаметром а, что удовлетворяет условиям в конце и начале фонтанирования.  При Qmax < Qнач диаметр труб определяют из условий работы колонны на максимальном режиме. Тогда следует:

 

(10)

Колонна НКТ диаметром d нач не будет работать на оптимальном режиме в условиях конца фонтанирования. Поэтому продолжительность фонтанирования уменьшится. 

Если рассчитанный диаметр не отвечает стандартному, его округляют до ближайшего большего стандартного или применяют ступенчатую колонну труб.  В начальный период фонтанирования известны плотность жидкости   , длина колонны НКТ  Lнач, давление у башмака Р₁. Порядок их определения аналогичен описанному для условий в конце фонтанирования. Давление на устье скважины в условиях начала фонтанирования   определяем по формулам, решая трансцендентное уравнение относительно РТ. 

Величиной диаметра, входящего в уравнения, необходимо задаться. Поскольку от диаметра мало зависят результаты расчета Рнач, можно принять его равным 63 мм: 

(11)

при Рзнач < Рнач

(12)

  при Рзнач > Рнач. 

Если диаметр колонны НКТ, которая может быть спущена в обсадную колонну, не обеспечивает запланированный отбор, то фонтанирование происходит и по кольцевому пространству между этими колоннами труб.  Графический способ выбора оборудования  и установления режима работы фонтанных скважин 

Особую ценность способ представляет при проектировании разработки новых месторождений, так как на действующих месторождениях, где колонны НКТ уже спущены, установить режим работы скважины можно  опытным путем, изменяя диаметр штуцера. Но и в этом случае использование графического способа может оказаться полезным. Он дает  возможность выявить необходимость смены диаметра НКТ в скважинах  для увеличения дебитов или продления сроков фонтанирования. 

Рисунок 2 – Кривые распределения давления

Сущность метода заключается в использовании кривых распределения  давления по длине колонны труб р=f(Н), параметром которых  является дебит. В условиях эксплуатации месторождений с поддержанием  пластового давления газовый фактор не зависит от дебита скважины.  Для графического расчета необходимо располагать рядом номограмм, построенных для труб различного диаметра при разных обводненностях продукции.  Кривые р=f(Н) рассчитываются по одной из методик. Проверка пригодности той или иной методики для данного месторождения осуществляется сопоставлением расчетных кривых р=f(Н) с результатами поинтервальных замеров давления в работающих скважинах. 

Располагая зависимостями р = f (Н), строят характеристические кривые зависимость давления у башмака колонны НКТ от его дебита при фиксированных давлениях на устье. Для данного месторождения строят характеристические кривые для диаметров труб, которые предполагается использовать при его разработке. Помимо диаметра характеристические кривые будут зависеть от длины подъемника. Глубина скважин на месторождении может быть различной. Чтобы избежать большого числа построений, длина подъемника L для расчета характеристических кривых принимается постоянной, например, равной минимальному расстоянию на месторождении от устья до верхних отверстий фильтра. В скважинах более глубоких при совмещении работы пласта и подъемника значение пластового и забойных давлений приводится к уровню L. 

Характеристические кривые давлений, метод их построения приведены на рис. 3 для трех устьевых давлений рис. 2 для устьевого давления Ру₁. Зная давление на устье и имея кривую распределения давления при дебите Q₁, определяют давление у башмака колонны НКТ (Рб₁), находящегося от устья на известном расстоянии L (рис. 2). По координатам Q и Рб на рис. 3 строится точка 1. Затем находится давление на башмаке для дебита Q₂ (Рб, на рис. 2) и наносится точка 2 (рис. 3). Таким же образом на рис. 3 строят точки для дебитов Qз,Q4 , Q5. Соединяя точки, получают характеристическую кривую при давлении на устье Р_y1.Подобные характеристические кривые   строят при различных устьевых давлениях для НКТ разного диаметра.

Рисунок 3 - Выбор диаметра колонны НКТ

Часто на одном и том же месторождении для обеспечения заданных отборов возникает необходимость спускать колонны НКТ разного диаметра.  Для определения диаметра колонны ИКТ пользуются набором характеристических кривых (рис. 4), построенных для диаметров колонн НКТ, которые предполагают использовать при эксплуатации данного месторождения. Кривые строятся для минимального устьевого давления, обеспечивающего транспортирование продукции скважин к сборному пункту.  На этом же графике строятся индикаторные кривые продуктивного пласта. На оси ординат откладывается пластовое давление Рп, приведенное к уровню башмака НКТ, и приведенное забойное давление р, предусмотренное проектом разработки. На уровне р3 проводится горизонтальная линия. Точки пересечения индикаторных линий и характеристических кривых определяют условия совместной работы пласта и газожидкостного подъемника. Из рис. 4 видно, что при большем коэффициенте продуктивности скважины К для отбор ее продукции необходима колонна  НКТ большего диаметра. 

 Пусть для оборудования фонтанных скважин на данном месторождении планируется использование диаметров НКТ, указанных на рис. 4. По данным исследования скважины определяется коэффициент продуктивности К. Если он меньше или равен К (рис. 4), в эту скважину нужно спускать колонну труб диаметром 50 мм, если К1<К≤К2, то диаметр НКТ нужно взять 63 мм. При К2<К≤Кз  d=76 мм.  Если К больше К₃, то допустимый отбор не обеспечивается колонной труб диаметром 76 мм. Нужно спускать колонну трубы большего диаметра или эксплуатировать скважину по кольцевому пространству.  Установление режима работы фонтанной скважины. 

Колонну фонтанных труб диаметром, выбранным по изложенной методике, спускают в скважину, подключают к системе сбора и проводят ее исследование. Полученная индикаторная кривая 1 скважины накладывается на семейство характеристических кривых 2,построенных для выбранного диаметра колонны НКТ при различных давлениях на устье (5). При построении индикаторной линии давления приводятся к уровню башмака колонны. Если условиями разработки заданы депрессия или дебит из данной скважины то определяют устьевое давление, обеспечивающее этот дебит  (рис. 5).

Прёдставляет интерес и обратная задача -изучение зависимости изменения устьевого давления (вследствие изменения системы сбора) от дебитов отдельных скважин. Эта задача также решается с помощью номограммы (см. рис. 5). 

Рисунок 4 - Определение метра колонны НКТ для данной скважины

Рисунок 5 - Установление режима работы фонтанных скважин

На начальном этапе фонтанного способа эксплуатации скважины фонтанировали в открытую, газ выпускался в атмосферу. Техника этого способа была достаточно проста. Она состояла из обсадной колонны большого диаметра 10-12’’ (254-304 мм) (фонтанные трубы широко стали применять на промыслах только с 1931 г.) и защитного оборудования от разлива нефти по промыслу. Чрезмерные потери газа приносили непоправимый ущерб нефтяным месторождениям, преждевременно истощая и обводняя их. Газовый фактор в то время не был осознан в достаточной степени. Потери при открытой эксплуатации фонтанов достигали 25% дебита скважин.

           

          

Рисунок 6 - Схема внутренней обшивки, хвостовой задвижки (щита) и наклонного досчатого пола на козлах в буровой вышке

                                                           

Рисунок 7 - Схема фонтанной, хвостовой и центровой фонтанных задвижек

            В тот период добычи нефти усилия промысловых техников были направлены не на регулирование фонтанной струи, а главным образом на уменьшение потерь нефти от разлива ее по промыслу и защиту вышки от поломок фонтанной струей. С этой целью вышка обшивалась досками снаружи и внутри. На верху буровой между двумя верхними поясами делался «накат» (потолок с отверстием диаметром 7/8’’ для тартального каната при пробном тартании). Для устранения просачивания нефти в почву и удобного ее стока в амбар внизу буровой укладывались на козлах с небольшмим уклоном второй пол и так называемая воронка (рис.1). Кроме того, на буровой вышке устанавливались фонтанные задвижки (щиты), хвостовая и/или центровая (рис.2). Эти щиты представляли собой деревянную раму, двигавшуюся между направляющими брусьями, в центре которой располагалась чугунная квадратная плита длиной 1230 мм и толщиной у краев 152,4 мм, а в середине - толщиной 254 мм (в Баку отбойный щит делался также из деревянных бруьев, поставленных на торец) [2]. Рама с плитой при возникновении фонтана вдвигалась внутрь вышки при помощи ворота и каната и отбивала струю. Хвостовой щит устанавливался на высоте 5-6 саженей от пола буровой. Центровой щит устанавливался со специального помоста, с которого он вдвигался в вышку во время проявления фонтана. Иногда он имел две чугунные фонтанные плиты, из которых вторая являлась запасной «на случай проедания фонтаном первой плиты». Нефть при выходе из скважины с силой ударялась в фонтанный щит, затем падала на пол буровой и стекала по нему в открытый земляной или каменный амбар. Газ уходил в атмосферу.

Позже, в конце XIX века, на устьях скважин стали устанавливать стальные фонтанные задвижки высокого давления. В первые годы ХХ века началась борьба с выпуском газа в атмосферу и большими потерями нефти, особенно ее наиболее легких и ценных фракций путем перехода на «закрытую систему эксплуатации». Впервые эта система эксплуатации была применена на фонтанных скважинах. На эксплуатационную колонну устанавливались переводной патрубок и задвижка, получившие название трубной головки. На задвижку трубной головки устанавливалась фонтанная елка, состоявшая из нескольких тройников и задвижек. Вся сборка в целом называлась фонтанной арматурой (рисунок 8).

    

     Рисунок 8 - Схема оборудования устья скважины при закрытом фонтане (а) и стальной задвижки бакинского типа (б)

Шахта скважины бетонировалась до фланца в. Между эксплуатационной и промежуточной колоннами забивался сальник n, сохранявший газ в затрубном пространстве. В начале фонтанирования скважины все большие задвижки А, В и задвижки С были открыты (буфер еще не установлен), а боковые задвижки m и m1 закрыты. После того, как струя очистилась от камней и песка, стала возможной закрытая эксплуатация. При этом закрывали верхнюю задвижку С, открывали задвижку m1, направляя струю по верхнему рабочему отводу. Для предохранения от порчи С над ней после перехода на закрытую эксплуатацию устанавливали буфер, представляющий собой трубу с забитой внутри деревянной пробкой, сверху которой укреплялась болтами стальная крышка. После установки буфера задвижка С открывалась, и фонтанная струя ударяла в пробку буфера. Задвижка приводилась в действие при помощи штурвала, состоящего из газовых труб, один конец которых прикреплялся к шпинделю задвижки, а другой выводился из буровой наружу и снабжался небольшим маховичком. Этот тип задвижек довольно часто вызывает неполадки. Например, при фонтанировании скважины нефтью с песком последний набивается в пазы, в которые должны входить плашки задвижки, это не дает возможности плотно закрыть ее. При малом открытии задвижки струя нефти с песком ударяет в край плашек и постепенно стачивает их, в результате нарушается плотность закрытия задвижки [2].

 Поскольку при истечении фонтанной струи из отверстия малого диаметра давление газа сохраняется дольше и фонтанирование скважины продолжительнее, в Грозном фонтанные задвижки открывали неполностью. Однако при наличии песка в продукции скважины задвижки быстро приходили в негодность. Поэтому для регулирования расхода жидкости или газа стали применять штуцеры (современное название дроссель), представлявшие собой стальную пробку или пластину с небольшим отверстием в центре. Штуцер устанавливался на отводящей линии сразу после задвижки.

 В дальнейшем появились крестовые фонтанные арматуры, где отводные линии (струны) были направлены в разные стороны, а основным соединительным элементом фонтанной елки являлся крестовик, что облегчало монтаж выкидных линий и управление арматурой.      Две основные схемы фонтанных арматур: тройниковая и крестовая, не изменились до настоящего времени, а совершенствование этого оборудования шло по пути применения высокопрочных, коррозионностойких материалов, улучшения технологии и качества изготовления запорных устройств и соединительных деталей. В результате были созданы сероводородостойкие фонтанные арматуры на давление 105 МПа.      Если давление газа оказывалось недостаточным для фонтанирования скважины через обсадные трубы, то фонтан вызывали с помощью так называемого сифона, опуская в обсадную колонну трубы диаметром 3-5’’. После этого затрубное пространство (между обсадными и фонтанными трубами) выше уровня нефти закрывали пробкой. Газы скапливались под ней, повышали уровень жидкости в трубах малого диаметра и нефть начинала переливаться из скважины, а при достаточном давлении газа - фонтанировать. Например, на Грозненских промыслах еще до 1916 г. долгое время благодаря подобному устройству фонтанировали скв.1 на участке № 42, скв. 1’’ и 2 на участке № 32 [1].

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

4. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т.д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200°С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 тыс. м³/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан-отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.),

8. В процессе эксплуатации скважины клапан-отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана-отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

9. На кусте скважин газопроводы газлифта, станки-качалки, станции управления, трансформаторные подстанции, кабельные эстакады должны располагаться по одну сторону от оси куста скважин. Проезд транспорта (кроме технологического) на эту территорию запрещается. Допускается, по согласованию с территориальными органами Госгортехнадзора России, подземная прокладка кабельных линий КЭЦН и СКН по другую сторону от оси куста скважин.

10. Устройство шахтных колодцев на устье скважин допускается по схемам, согласованным с территориальным органом Госгортехнадзора России, при необходимости учета конкретных габаритов колонных головок, противовыбросового оборудования и условий данного региона, в зависимости от категории скважины и регламента по их эксплуатации.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Мордвинов, А.А. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых место- рождений [Текст]: методические указания для студентов/ А.А. Мордвинов, Е.Л. Полубоярцев, О.А. Миклина. - Ухта: УГТУ, 2006.- 31с.

2. Муравьев, В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст]:М.: Недра, 1973.- 384с.

3. Лутошкин, Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды [Текст]: Изд.2 перераб. И доп. М.: Недра, 1979.- 319с.: ил.

4. Мирзаджанзаде, А.Х. Технология и техника добычи нефти [Текст]: учебник для вузов/ А.Х. Мирзаджанзаде, И.М. Аметов, А.М. Хасаев, В.И. Гусев. - М.: Недра, 1986.- 382с.: ил.

5. Акульшин, А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст]: учебник для техникумов/ А.И. Акульшин, В.С. Бойко. – М.: Недра, 1989.- 480с.: ил.

6. Гиматудинов Ш.К. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений [Текст]: М.: Недра, 1983 год.- 455 стр.

34