Фонтанный способ добычи нефти

Способ эксплуатации, при котором подъем нефти на поверхность происходит только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.

Количество добываемой из скважин жидкости за определенный промежуток времени называется дебитом жидкости скважины. В промысловой практике дебит принято измерять в кубических метрах за сутки.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимается по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь открытых, энергетически не истощенных месторождениях.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти, в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых насосов (ШГН) и погружных электронасосов (ЭЦН)

В зависимости от соотношения забойного давления и устьевого с давлением насыщения нефти газом (местоположения начала выделения газа из нефти) можно выделить три вида фонтанирования:

- артезианское фонтанирование: Рзаб >Рнас; Руст.> Рнас., т.е фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив, движется негазированная жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии.

- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рзаб> Рнас, Руст< Рнас. В пласте движется негазированная жидкость, а по стволу скважины газожидкостная смесь.

- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас,

Руст < Рнас. В пласте движется газожидкостная смесь, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.

После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное пространство, где газ всплывает. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и при Рзаб < Рнас уровень жидкости всегда устанавливается у башмака НКТ – Р затрубное высокое, почти достигает Рзаб.

Оборудование скважины подразделяется на подземное и наземное. К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ).

По ГОСТ 633-80 НКТ выпускаются четырех конструкций:

- гладкие и муфты к ним;

- с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);

- гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);

- безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).

Для подъема жидкости из скважины используются гладкие НКТ. Гладкие НКТ в колонну соединяются при помощи муфт.

Трубы и муфты делят по группам прочности (маркам стали) маркируются (по возростанию): Д, К, Е, Л, М, N, Р. Выпускаются НКТ длиной от 5,5м до 10м и наружным диаметром 27; 33; 42; 48; 60; 73; 89; 102; 114мм и толщиной стенки от 3 до 7мм. Предельная глубина спуска НКТ в скважине в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250м, минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ 12-15 мм.

Для подъема жидкости из скважины на месторождениях ОАО применяются гладкие НКТ, изготовленные из марок стали “K”, “E” и реже “Д”. Наружным диаметром 60 и 73 мм с толщиной стенки 5,0 и 5,5 мм соответственно.