Глава X. Добыча нефти и газа

т/сут

		= 73 мм ---- РПП "г*/и 3	/
	р		пит
		Умаю	/
	/	Votn \_.
	/А

0 0,2 0,4 0,6 0,8 £

Рис. 64. Изменение Q_MaKC и Q_om от относительного пофужения

иостью жидкости р = 900 кг/м³. Как видно, с увеличением е воз­растает максимальная пропускная способность подъемника. При оптимальном режиме работы подъемника наблюдается макси­мум, который соответствует примерно 200 т/с, при е = 0,6, т.е. для получения максимального дебита подъемника, работающего в оптимальном режиме, требуется, чтобы е = 0,6.

1.1. Условия фонтанирования скважин

На подъем 1 т нефти при фонтанной эксплуатации затрачи­вается энергия, определяемая по формуле

Р R-P Р

W; =1О³-=5---- У- + 9,8Ы0⁴С_о1п^- + Д, (64)

Р Ру

где />_заб - забойное давление, МПа; Р - давление на устье скважины, МПа; р - плотность нефти, кг/м³; G_o - газовый фак­тор м³/т; Л, - энергия газа, выделившегося из нефти при изме­нении давления от P_3a6 до Р, Дж; 9,81-10* означает Р_о в паска-лях.

В случае когда к забою скважины не поступает газ, для фон­танирования скважины при недостаточной энергии гидростати­ческого напора в скважину требуется нагнетать газ с поверхно­сти. При этом для подъема 1 т нефти понадобится энергия

(65)

Р -У

где Дд - удельный расход газа, нагнетаемого в скважину с по­верхности, м^э/т.

Таким образом, фонтанирование скважины будет при условии

Щ>Щ. (66)

Подставляя значения W, и W₂ из (64) и (65) в формулу (66),

получим

Р Р

9,81*10 Gn In—■— + Am &9,о1"Ю /w^ln----------------------------------------------------------------------------, (о//

P p

^ГУ У

где Д - доля энергии, затраченная на подъем 1 т жидкости газом. При изменении давления от Р_1аб до Р_у при подъеме нефти количество газа, выделившегося при этом из нефти, будет равно

-/I). (68)

где а - коэффициент растворимости газа, м³/м³-Па; р - плотность нефти, кг/м.

При фонтанировании давление в подъемных (НКТ) трубах уменьшается от забоя до устья скважины, т.е. (^аб"^) ^в сред­нем изменение давления будет 0,5(Р_заб -Р_у). Тогда среднее дав­ление можно представить так:

Р — Р

(69)

* заб * у

Общее количество газа, выделившегося с 1 т нефти на по­верхности (газовый фактор), равно

В.И. Кудннов. Основы иефте?топромыелового дела

Глапа X. Добыча нефти и raia

Подставляя значение (68), с учетом (69) и (70), уравнение (67) можно записать так:

■ (71)

Р_у Р 2 Р_у .,

Удельный расход газа достигает минимальных значений при минимальной величине расхода энергии на подъем 1 т нефти. В уравнении [71] подставляя вместо /^ значение #_опт, выражен­ное в м^э/т, и, проведя некоторые преобразования, получим усло­вия фонтанирования скважин:

К-10^-

(72)

Р *■ W°*5/D — D Мя заб

случае когда нефть добывается с водой, газовый фактор

V

(73)

В (75) имеется в виду, что колонна насосно-компрессорных труб спущена до забоя скважины и давление у башмака равно за­бойному давлению. Из этого следует, что если содержание воды в нефти увеличивается, то количество энергии у забоя скважины уменьшается, т.е. с увеличением содержания воды в нефти соз­даются условия прекращения фонтанирования.

Если пластовое давление снижается в случае, когда умень­шается количество энергии, поступающей к забою скважины, то тоже создаются условия для прекращения фонтанирования. Ино­гда в фонтанных скважинах на забое давление выше давления на­сыщения (/>_мб >Р_нас). В этом случае газожидкостная смесь дви­жется не по всей трубе, а лишь на некотором участке L:

Р — Р

t

_ о зяб нас
_ ti-----------------------.

Р8

Из этого выражения видно, что минимальное забойное дав­ление, при котором еще будет скважина фонтанировать, будет

где V_r - объем газа, выделившегося из нефти и воды, м³; Q_H - ко­личество нефти, т; Q_B - количество воды, т.

В промысловых условиях газовый фактор относят к 1 т неф­ти, поэтому

CS-<Jl-il (74)

I iooj

где G_OH - газовый фактор, отнесенный к 1 т нефти; л_в - количе­ство воды в добываемой жидкости, мас.%.

При наличии воды в нефти средний объем газа, растворен­ного в нефти, также относят к 1т поднимаемой жидкости. Тогда окончательное условие фонтанирования будет иметь вид:

I-

он

. (75)

где L - длина трубы, по которой движется газожидкостная смесь, м; И - глубина скважины, м; р ~ плотность жидко-сти, кг/м; g - ускорение свободного падения, м/с; Р_тс - давле­ние насыщения нефти газом, Па.

1.2. Оборудование фонтанных скважин

Фонтанные скважины имеют наземное и подземное обору­дование. К наземному оборудованию относятся: колонная голов­ка, фонтанная арматура и выкидная линия.

К подземному оборудованию относятся насосно-комнрсс-сорпые трубы, т.е. подъемник. Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа на поверхность, регулирования режима работы скважины, проведе­ния исследовательских работ, борьбы со смолонарафиновыми от­ложениями, осуществления различных геолого-техиических ме­роприятий (ГТМ), предохранения эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, предупреждения и ликвидации песчаных про-

В.И. Кудинов. Основы нефтегазопромысяового дела

бок, глушения скважин перед подземным или капитальным ре­монтами, предохранения эксплуатационной колонны скважины от высокого давления при различных гсолого-технических меро­приятиях, проиедспия рсмонтно-эксплуатационных работ в сква­жинах и т.д.

В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотя­нутые иасоспо-компрессорные трубы, диаметром от 48,3 мм до 114,3 мм, с толщиной стенок от 4 мм до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в основном 7-8 м). Трубы изготавливаются из высокопрочных легированных сталей на давление 1000 МПа.

Таблица № 13. Размеры и вес насосно-компрсссорпых труб.

№ п/п	Условный диаметр тру­бы и муфты, дюймы	Диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Вес 1 пог. м трубы, кг	Вес муфты, кг
наружный	вкутренний	гладкой	увеличенного веса одной трубы с вы­саженными кон­цами	гладкой	с высаженными концами
	\Yi	48,3	40,3		4,39	0,4	0,5	0,8
		60,3	50,3		6,84	0,7	1.3	1,5
	Vh			5,5	9,16	0,9	2,4	2,8
		88,9	75,9	6,5	13,22	1,3	3,6	4,2
	Vh	101,6	88,6	6,5	15,22	1.4	4,5	5,0
		114,3	100,3		18,47	1,6	5,1	6,3

Наносно-компрессорные трубы (НКТ) выпускаются с глад­кими (имеющими одинаковый размер по всей трубе) и с выса­женными наружу (утолщенными) концами.

У гладких труб прочность в резьбовой части составляет 80-85% прочности цельной части трубы, а у труб с высаженны­ми наружу концами прочность в резьбовой части и теле трубы одинаковые.

В таблице 14 приведены предельные глубины спуска глад­ких насосно-компрсссорных труб и с высаженными концами.

249 Таблица 14

Глава X. Добыча нефти и газа

п/п	Диаметр труб, мм	Группа прочности	Глубина спуска труб, м
гладкие	с высаженными концами
	2"	Д Е	2050 3100	3000 4500
	2V4	Д Е	2150 3100	3100 4500

В скважинах, где вместе с нефтью из пласта выходит песок, насосно-компрсссорные трубы позволяют предотвращать образо­вание песчаных пробок на забое, так как в насоспо-компрессорных трубах создаются большие скорости движения жидкости, что способствует выносу песка вместе с жидкостью на поверхность. Для проведения ремонтно-профилактических работ или проведения различных геолого-технических мероприятий предварительно требуется глушить скважину. Глушение скважи­ны также облегчается с помощью насосно-комирессорных труб, спущенных в скважину.

Для создания оптимальных условий движения газожидкост­ной смеси от забоя до поверхности, лучшего выноса песка п ме­ханических примесей с забоя скважин и т.д. подъемные трубы необходимо спускать до забоя скважины.

Практически насосно-компрессорные трубы при фонтанном способе эксплуатации спускают до верхних дыр перфорации. В тех случаях, когда продуктивный пласт сложен плотными гор­ными породами и когда газ начинает выделяться в стволе сква­жины, НКТ можно спускать на глубину, где давление равно дав­лению насыщения нефти газом, С целью создания условий для более длительного фонтанирования необходимо создавать усло­вия работы подъемника при наименьших потерях энергии, т.е. условия режима Q_onT. Тогда диаметр подъемника можно опреде­лить по формуле (62), решив его относительно диаметра

= 188

pgL~{P,~P2)

(76)

П.И. Куликов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Если полученный диаметр не совпадает со стандартным, то берут близкий к полученному расчетно или применяют сту­пенчатую колонну, состоящую из насосно-компрессорных труб двух диаметров: верхняя часть лифта из большего диаметра, а нижняя часть - из меньшего диаметра НКТ. Длины составных частей колонны определяются из уравнения:

±^ (77)

d₂-d_x

где / - длина верхней части колонны труб большого диаметра; L - общая длина подъемника; d - диаметр труб, полученный рас­четно; d_x - ближайший меньший стандартный диаметр труб (нижней части); d₂ - ближайший больший стандартный диаметр труб (верхней части). При этом d₂>d>d_l.

Ступенчатые лифты, ввиду имеющихся трудностей при их использовании, в промысловой практике применяются срав­нительно редко.

После того как подобран диаметр насосно-компрессорных труб, определяют их максимальную пропускную способность. Если расчетный дебит окажется меньше запланированного деби­та в начальный период фонтанирования, тогда необходимо опре­делить диаметр подъемных труб для начальных условий фонта­нирования на режиме Q_MaKC, при этом диаметр труб определяется по формуле

(78)

= 188

Подъемник с диаметром труб, полученным но формуле (78), не будет работать с максимальным к.п.д. в конце фонтанирова­ния. Фонтанирование прекратится несколько раньше, чем при подъемнике, выбранном для работы на оптимальном режиме. Для продления срока фонтанирования необходимо заменять подъемник с большим диаметром труб на подъемник с меньшим диаметром труб.

1.3. Оборудование устья фонтанных скважин

Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют гермитиза-дии и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулиро­вания работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колон­ной головки, фонтанной арматуры и маимфольдон (выкидных ли­ний).

Колонная головка предназначается для обвязки устья сква­жины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколоппые головки.

Колонная головка должна обеспечивать:

- надежную герметизацию межтрубного (межтрубпых) прост­
ранства;

- надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;

- удобный и быстрый монтаж;

- возможность контроля за движением жидкости и газа в меж­
трубном пространстве;

- минимально возможная высота.

Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважи­нах) применяются колонные головки па давление до 150,0 МПа.

После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную армату-

РУ-

Корпус колонной головки 1 навинчивается на верхний

резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7.

Герметичность соединения корпуса голоики 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и флан­цем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7

В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

Рис. 65. Конструкция колонной головки для одной обсадной го­ловки.

заканчивается фланцем 6 для подсоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давле­ния в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

1.4. Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура служит для:

- подвески иасосно-коммрессорных (подъемных) труб;

- герметизации устья скважины;

- контроля за межтрубным (между IIKT и обсадной колонной)
пространством;

- направления нефти и газа в выкидную линию;

- проведения геолого-технических операций при эксплуата­
ции скважин;

- регулирования режима работы скважины;

- проведения исследований в скважине;

- создания противодавления на забой и т.д.

Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с по­мощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металли­ческого кольца с овальным поперечным сечением, которое уста­навливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтан­ной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колон-нон, а также для проведения различных геолого-технических ме­роприятий.

Фонтанная арматура тройниковая (рис. 66) состоит из кре­стовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанав­ливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с по­мощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помо­щью переводной втулки 2.

Если скважина оборудуется одним рядом насосно-компрессорных труб, то тройник на фонтанной арматуре не уста­навливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки 12, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации. Трубная головка подвергается дав­лению затрубного газа, которое может быть больше, чем давле­ние в фонтанной елке. В этой связи трубная головка рассчитыва­ется и испытывается на давление в 1,5 раза большее, чем фонтан-пая елка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фо1гтанная елка устанавливается на трубную головку. Фон­танная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необ­ходимости. Фонтанная елка состоит (рис. 66) из тройников 13,

В.И. Кудимов. Основы пефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и таза

Рис. 66. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик, 2, 4 - пе­реводные втулки, 3 - тройник, 5 - переводная катушка, 6 - центральная за­движка, 7 - задвижки, 8 - штуцеры, 9 - буферная заглушка, 10 - манометр, 11 - промежуточная задвижка, 12 - задвижка, 13 - тройники, 14 - буфер­ная задвижка

аз

я <

в

X

о

е

S

М о

X

Рис. 67. Фонтанная арматура крестовиковая: 1 - манометры, 2 - кра­новые задвижки, 3, 6 - крестовик, 4 - катушка, 5 - патрубок, 7 - колонная головка; 8 - уплотнлтельное кольцо

задвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в сква­жину спускаются скребки для очистки лифтов от смоло-парафинистых отложений, различных приборов (глубинных ма­нометров, термометров, пробоотборников и т.д.) под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при

В.И. Кудимов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть от­крыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное про­странство в выкидные линии трубной головки.

При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установ­ку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки ус­танавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспе­чивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуце­ры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные при­меняются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимает­ся песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка.

Втулочные штуцеры, с целью продления срока службы, из­готавливают из высокопрочных легированных сталей или из мс-таллокерамического материала с каналом определенного диамет­ра. По мере износа штуцера (диаметр отверстия штуцера увели­чивается) установленный режим работы скважины нарушается, поэтому штуцер надо заменять.

В этом случае поток нефти и газа переводят временно на за­пасной отвод, на котором заранее устанавливают штуцер необхо­димого диаметра и одновременно меняют изношенный штуцер в рабочем отводе.

Существует много различных конструкций штуцеров. Про­стейший штуцер изготавливают в виде диафрагмы, с отверстием определенного диаметра, который устанавливается между двумя фланцами иыкидпой линии и зажимается болтами. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра с трехходовыми кранами или вентилями. Один манометр устанавливается на отводе кре­стовика трубной головки для замера давления в межтрубном про-

странстве скважины, которое называют затрубиым давлением. Второй манометр устанавливается на буфере арматуры, который замеряет давление на устье екпажины. Это давление называется буферным или устьевым. Самым ответственным элементом фон­танных арматур являются запорные устройства. Основное требо­вание, предъявляемое к запорным устройствам, - обеспечение абсолютной герметичности их затворов. От их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудова­ния фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур вы­пускаются литые и ковано-сворные двух типов: клиновые и пря­моточные с уплотнит ельной смазкой. Клиновые задвижки срав­нительно быстро теряют герметичность ввиду того, что уплотни-тельные поверхиости клина и гнезда (поверхности затворов) при открытом положении задвижек во время работы скважины под­вергаются коррозии, в результате контакта их с высокоминерали­зованной пластовой водой, содержащейся в продукции скважи­ны, а также подвергаются воздействию механических частиц и песка, выносимого с забоя скважин вместе с нефтью и газом на поверхность.

Прямоточная, уплотняемая смазкой, задвижка сконструиро­вана так, что в ней и в открытом, и в закрытом положении про­дукция скважин (нефть, таз) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, поэтому износ уплотняющих поверхностей о ней небольшой. Эта задвижка обладает высокой стойкостью к абра­зивному действию механических примесей и песка, содержащих­ся в продукции скважины.

Пробковые краны имеют небольшой вес, они удобны при эксплуатации и в обслуживании. Уплотнитсльныс поверхности в кране соприкасаются с продукцией скважин только во время от­крытия или закрытия их, что значительно снижает их коррозию и эрозию.

Сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины является очень важным и ответственным заключительным видом работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкоЙ

В.И. Кудииов. Основы нефтегазопромыелового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

собранной и установленной арматуры на 2-кратное рабочее дав­ление. Если ожидается сильное иефтегазопроявленис и может возникнуть опасность раскачивания фонтанной арматуры, тогда ее укреиляюг анкерными болтами и растяжками из стального каната.

Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются тру­бопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газо­жидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. Задвижка затрубного простран­ства скважины соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве.

При осмотрах фонтанной арматуры фиксируются наруше­ния герметичности в соединениях, вибрации элементов устьевого оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности продукции скважины, количеству песка и т.д. Снижение буферного давления и дебита скважины' с одновременным повышением давления в межтрубном пространстве может указывать на большое отло­жение парафина на внутренних стенках НКТ или на образование песчаной пробки в НКТ.

Одновременное снижение буферного и затрубного давления указывает на образование на забое скважины песчаной пробки или скопления минерализованной пластовой воды между забоем и башмаком, что может привести к прекращению фонтанирова­ния. Падение давления на буфере при одновременном увеличе­нии дебита указывает на разъедание (увеличение диаметра) шту­цера и необходимости его замены и т.д.

1.5. Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Как отмечалось, приток нефти из продуктивного пласта к забою скважин может быть в том случае, когда забойное давле­ние ниже пластового давления. После завершения бурения обыч-

но ствол скважины заполнен глинистым раствором. Плотность глинистого раствора приготавливается такой, чтобы давление столба этого раствора в скважине превышало пластовое давле­ние, т.е. /*_заб >Р_т. В этом случае вызвать приток нефти к забою

скважины из пласта возможно или за счет снижения столба жид­кости в скважине, или за счет уменьшения плотности жидкости, заполняющей скважину.

Освоение фонтанных скважин производят в промысловой практике одним из следующих способов:

1. Снижением уровня жидкости в скважине с помощью сваба
(поршня).

2. Снижением уровня жидкости в скважине с помощью
компрессора.

3. Заменой глинистого раствора в скважине жидкостью или га­
зожидкостной смесью меньшей плотности (пресной водой,
нефтью и т.д.)-