Фонтанная эксплуатация скважин.

Условие фонтанирования:

Р_{заб.ф> Lg/10},                                             (4.1)

где L - глубина скважины, g - средний по стволу скважины удельный вес жидкости или смеси, Р_заб.ф - забойное давление, при котором возможно фон-танирование.

Если забойное давление в процессе эксплуатации будет оставаться по­стоянным, а в продукции скважины будет возрастать количество добываемой воды, то в определенный момент времени фонтанирование может прекра­титься. Фонтанирование может прекратиться и в том случае, если давление в пласте вследствии работы данной скважины и других снизится до величины, меньшей   Р_заб.ф.

Оборудование фонтанной скважины состоит из следующих элементов:

а) фонтанных (насосно-компрессорных) труб (лифтовых, подъемных);    

б) арматуры устья; в) выкидной линии; г) трапа (газосепаратора), (см. рис. 24)

Трубы насосно-компрессорные: (внутренний диаметр)* (толщина стенки)=40,3*4,0; 50,3*5,0; 62,0*5,5; 75,9*6,5; 103,3*7,0.

В большинстве случаев решающую роль в подъеме нефти на поверх­ность при фонтанировании играет газ. Пузырьки его, поднимаясь вверх, ув­лекают за собой нефть, как бы подталкивая ее.

Эффективность выталкивающего действия газа определяется вязкостью нефти, размерами газовых пузырьков и др. факторами. Но при прочих равных условиях она существенно зависит от площади сечения труб. Чем меньше эта площадь, тем эффективнее будет выталкиваться нефть, и наоборот, чем она больше, тем больше возможности у газа непроизводительно проскальзывать (всплывать) через столб нефти. Оптимальные размеры  насосно-компрессорных труб подбираются, исходя из расчетов и по опыту.

Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливаются штуцера-насадки с относительно небольшим про­ходным сечением.

В практике используются фонтанные арматуры на рабочие давления 40, 75, 125, 200, 300, 500 кгс/см². Испытываются на 2-х кратном рабочем давле­нии.

Важные элементы фонтанной аппаратуры: задвижки, лубликатор для ввода приборов, скребков.

Упрощенная схема работы трапа показана на рис. 24. Газожидкостная смесь из скважины подводится к средней части трапа и, поскольку диаметр последнего значительно больше, чем диаметр выкидной линии, скорость движения смеси снижается. В результате газ успевает отделиться от нефти, скапливается в верхней части и отводится в газовый коллектор. Нефть же осаждается, а затем из нижней части направляется в нефтяной коллектор.

Трап действует автоматически и непрерывно. Ввод жидкости из скважины в трап обычно делается по касательной для создания циркуляции газожидкостной смеси. В зависимости от величины давления в буфере скважины применяют трапы, рассчитанные на рабочее давление 20,6 и 1¸1,5 кгс/см². Нередко от­деление газа происходит в двух последовательно соединенных трапах.

В настоящее время используются групповые системы сбора нефти. К групповой установке смесь поступает по одной трубе.

Обычно фонтанные трубы спускаются в скважину до верхних отверстий фильтра. Если нефть поступает в скважину при забойном давлении, боль­шем, чем давление насыщения (Р_заб>Р_нас), то скважина обычно эксплуатиру­ется с устойчивым дебитом.

Если же кроме нефти из пласта поступает и свободный газ (при Р_заб<Р_нас) и если не принимать специальных мер, то возникает явление пульсации - пе­риодических выбросов свободного газа. Это происходит так. Свободный газ, выходя из пласта, попадает и в НКТ и в затрубное пространство (ЗП). При этом происходит рост затрубного давления (Р_зат). Уровень нефти в ЗП оттес­няется вниз до тех пор, пока не достигнет нижнего обреза (башмака) НКТ. Газ из ЗП прорывается в НКТ. И это явление периодически повторяется.

Пульсация скважин отрицательно сказывается на работе поверхностного оборудования (трапа), может способствовать разрушению породы пласта в призабойной зоне и выносу ее (песка).

Меры против этого следующие:

1. Изоляция ЗП установкой пакера у башмака.

2. Отбор газа из кольцевого (затрубного) пространства.

3. Оборудование нижней части НКТ башмачной воронкой, что затрудняет попадание газа в ЗП.

Наличие песка в продукции скважин осложняет их работу: разъедаются трубы и арматура, снижается производительность скважин, а иногда прекра­щается их фонтанирование - образуется песчаная пробка у забоя.

С целью борьбы с образованием пробок образуют забой скважины спе­циальными фильтрами (гравийными, керамическими, проволочными, щелевыми и т.п.). Применяют также методы закрепления породы в призабойной зоне путем введения различных цементирующих веществ (смолы, песчано-цементная смесь и т.п.).

Образующиеся пробки ликвидируются с помощью желонок специальной конструкции, промывкой или продувкой и др. способами.

При установившейся эксплуатации обводненной скважины граница раз­дела между нефтью и водой устанавливается как раз на уровне башмака фон­танных труб, а вода и нефть поступают на поверхность в том же объемном соотношении, в каком они притекают из пласта в ствол скважины. Здесь все происходит аналогично с работой скважины, когда Р_заб<Р_нас, где газированная вода создает режим пульсации. Здесь затрубье постепенно заполняется неф­тью, которая оттеснят воду до среза башмака.

Процесс движения водонефтяной смеси вверх по фонтанным трубам до­вольно сложный. Помимо поступательного движения, которое имеют обе жидкости, существует еще относительное движение между ними. Хотя общая скорость частиц воды направлена вверх относительно нефти направлена вниз (под действием гравитационных сил). В итоге вода как бы несколько отстает от нефти в своем движении. Поэтому в нижней части подъемных труб воды в потоке содержится обычно больше, чем в верхней. Одним из факторов, ос­ложняющих процесс эксплуатации скважин является отложение парафина на стенках подъемных труб, устьевой арматуры и выкидных линий (труб).

В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном со­стоянии, но по мере подъема нефти температура снижается и парафин начи­нает кристаллизоваться, отлагаясь на стенках. Вместе с парафином отклады­ваются и соответствующие асфальто-смолистые вещества. Парафина в составе нефти бывает от 2 до 30%. Борьба с отложением парафина ведется следующими способами: 1) механическим (с помощью скребков), 2) тепло­вым (промывка паром или горячей нефтью), 3) применением гладких труб (стеклование, покрытие лаками и т.п.), 4) химическими, при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Очистка НКТ от парафина осуществляется периодически. В основном очистка механическая осуществляется с помощью скребка, спускаемого на скребковой проволоке.

Для предотвращения вылета скребка с проволокой из НКТ на забой (в случае обрыва проволоки) на нижний конец НКТ устанавливают ограничите­ли, которые бывают часто съемные. Ограничители перед проведением иссле­дований с помощью скважинных приборов извлекаются из скважины путем спуска в НКТ ловильной головки (инструмента).

При эксплуатации газовых скважин применяют нефтяную фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 35, 75, 300 и 375 кгс/см². Иногда газо­вые скважины оборудуются фонтанными трубами для защиты обсадной ко­лонны от абразивного истирания выносным газом, твердыми частицами и от коррозии агрессивными агентами, ускорения и облегчения освоения скважи­ны и удаления из скважины воды.

После освоения газовую скважину в течение некоторого времени проду­вают (выпускают газ) при разных величинах противодавлении на устье. В ре­зультате устанавливается дебит скважины (при котором еще не разрушается пласт в призабойной зоне и не подтягивается подошвенная вода). Процесс продувки ведется до полного прекращения выноса твердых частиц. На устье скважины устанавливаются газоочистители-сепараторы.