§ II. Выбор рационального способа эксплуатации скважин

в

Заданное количество нефти можно добыть из скважины раз­личными способами. Поэтому при проектировании разработки нефтяных месторождений и технологии эксплуатации скважин необходимо найти наиболее рациональный способ. Если сква­жина фонтанирует, всегда ли ее следует эксплуатировать фон­танным способом? Решение этих вопросов вытекает из опреде­ления смысла рационального способа эксплуатации.

Рациональный способ эксплуатации должен обеспечивать заданный отбор нефти при максимальном использовании есте­ственной пластовой энергии и минимально возможной себесто­имости нефти. Необходимо также, чтобы выбранный метод со­ответствовал техническому обустройству месторождения, гео­лого-физическим условиям залежи и климатическим условиям района. Из этого следует, что фонтанная эксплуатация сква­жин не всегда целесообразна, если, например, дебит ее при фонтанировании с минимально возможным давлением на устье недостаточен, а геолого-физические условия залежи по­зволяют отбирать большую норму добычи нефти. В этом слу­чае фонтанную по своим природным условиям скважину экс­плуатируют газлифтным способом, с помощью УЭЦН или штанговой насосной установкой. В свою очередь, возникает за­дача выбора способа механизированной добычи нефти. По ве­личине к.п.д. установки располагаются примерно следующим образом: гидропоршневые установки — 0,4—0,5; штанговые —

0,3; УПЭЦН — 0,17; газл ифтный способ — 0,04—0,1. Наиме­нее экономичен, с этой точки зрения газлифтный способ. Тем не менее в ряде случаев именно этому способу отдается предпоч­тение. Например, в условиях высокодебитных скважин, в про­дукции которых содержится песок, только при газлифтном спо­собе обеспечиваются длительные межремонтные периоды ра­боты с высокими значениями коэффициентов эксплуатации (отношение фактического времени эксплуатации скважины к ка­лендарному времени). Значительно опережает газлифтный спо­соб все другие по многим показателям при использовании в качестве рабочего агента пластовых газов высокого давления. Из сказанного следует, что во время выбора способа эксплуа­тации учитывают широкий комплекс технологических, геолого-физических и технико-экономических факторов. Обычно задачу решают с установления возможности и целесообразности фон­танной эксплуатации скважин. Если этот способ неприемлем, рассматривают и выбирают целесообразные механизированные способы эксплуатации, начиная с бескомпрессорного газлифта, если есть пласты природного газа высокого давления и т. д. Решающий фактор выбора способа эксплуатации — комплекс технико-экономических показателей: межремонтный период, коэффициент эксплуатации, себестоимость нефти, капитальные затраты и др.

Глава IX

оборудование и эксплуатация газовых скважин

f

§ !. КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИН

Конструкция и оборудование газовых скважин имеют много об­щего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фон­танным способом.

На устье предусмотрены ниппеля и вентили, к которым подключают манометры для измерения давления в скважине, а на линии отвода газа — карманы для термометров. Устье об­вязывают так, чтобы была возможность предупреждать обра­зование гидратов и коррозию, а также продувать ее и глушить во время ремонтных работ.

Забой газовых скважин, так же как и нефтяных, конструи­руют в основном исходя из геолого-механических свойств про­дуктивного пласта. Фильтры, вскрывающие неустойчивые по­роды, применяют нечасто по причине сложности их установки и ненадежной работы. Во избежание разрушения пласта-кол­лектора снижают депрессию на пласт.

После определения диаметра фонтанных труб устанавли­вают размеры эксплуатационной колонны (диаметр и длину), а затем и всей скважины. Внутренний диаметр скважины при­нимают на 20 мм больше внешнего диаметра муфт или выса­женных концов фонтанных труб.

Диаметр фонтанных труб определяют с учетом: 1) обеспече­ния очистки забоя от воды, конденсата и частиц породы; 2) сни­жения потерь давления.

При теоретическом подходе к решению этой задачи исполь­зуют приближенные зависимости

где _

_Vkp = J SMPn - _{Рг) я}

Здесь v — фактическая скорость восходящего потока газа, из­меренная в забойных условиях, м/с; v_KP — критическая ско­рость, м/с; g— ускорение свободного падения, м/с; d — диаметр частиц; ф — коэффициент, учитывающий форму частиц породы (ф = 0,3-7-0/75); р_п и р_г — плотность соответственно частиц по­роды и газа в забойных условиях, кг/м³.

Процесс выноса с забоя частиц воды, конденсата и грязи весьма сложен. Он зависит от многих трудно определяемых пе­ременных. В связи с этим при расчетах необходимого диаметра фонтанных труб исходят из практических соображений и опыта. Расход газа Q (в м³/с) находят по формуле

Q = 0,35D²'⁵]/ ^ _(Ix.i)

V м щ

где D — внутренний диаметр фонтанных труб, см; р₃ — давле­ние на забое скважины, МПа; М — средняя молекулярная масса газа; Т_с — температура газа на забое, °С; г — коэффи­циент сверхсжимаемости газа.

Поскольку расход Q задан с учетом режима эксплуатации скважин, по формуле (IX.1) можно найти диаметр фонтанных труб. Часто для этого задаются минимальной допустимой ско­ростью потока газа на забое по вертикали. Она составляет 3— 5 м/с. Так как потери на трение и вес столба газа существенно зависят от глубины скважины и давления в ней, при расчетах по формуле (IX. 1) следует проверять разность давлений на за­бое и устье.

В табл. IX.1 приведены данные внутреннего диаметра фон­танных труб газовых скважин, применяемые на практике.

Конструкция скважины в зависимости от состава газа, ус­ловий эксплуатации, значения ее как источника энергии мо­жет быть одноколонной, состоящей из кондуктора и фонтанных труб, или сложной.

Высокопроизводительные скважины, пробуренные на глубо­кие пласты, содержащие газ с коррозионными компонентами (H₂S, СО2, меркаптаны), а также скважины, эксплуатирующие одновременно и раздельно два продуктивных объекта, для со­хранения эксплуатационной колонны и колонны фонтанных труб оборудуют пакером, перекрывающим затрубное простран­ство в нижней части ствола или между двумя объектами.

Г а б л и ц а IX.1

ориентировочные значения внутреннего диаметра фонтанных труб (мм)

Q, м3/с	Глубина, м
	400	600	800	1000	1500	2000
0,5	63	63	63	50	50	50
1,0	63	63	63	63	50	50
2,0	76	76	76	63	50	50
5,0	89	89	76	76	63	63
10,0	127	100	89	89	76	76
15,0	-	127	100	100	89	89
20,0	—	-	127	127	100	100

Технология эксплуатации газовых скважин предусматри­вает использование глубинных клапанов — приспособлений, с помощью которых устанавливается или прекращается связь между затрубным пространством и фонтанными трубами, пред­назначенными для* обеспечения пуска скважин и последующей их эксплуатации.

В промысловой практике применяют глубинные клапаны следующих конструкций.

1. Клапаны механического действия. Для его открытия в скважину спускают на канате приспособление, которое во время пуска скважины удерживает клапан открытым до вы­хода жидкости из труб. По мере ее удаления приспособление опускается до следующих клапанов и поддерживает их откры­тыми до пуска скважины.

Затем приспособление извлекают на поверхность, после чего скважина эксплуатируется на заданном режиме.

2. Клапаны гидравлического действия, основанные на прин­ципе перепада между давлениями в затрубном пространстве и в фонтанных трубах.

На рис. IX. 1 показана схема циркуляционного клапана, ко­торый устанавливают непосредственно над пакером. Для сра­батывания его в трубы бросают шарик, который, дойдя до рас­положенного ниже клапана сужения, «запирает» фонтанные трубы. После выполнения операции шарик может быть продав­лен на забой или вымыт на поверхность прямым потоком.

На рис. IX.2 показан ингибиторный клапан, который пере­пускает закачиваемые в затрубное пространство вещества в фонтанные трубы. Нормально он закрыт и срабатывает в ре­зультате накопления жидкости в затрубном пространстве.

Клапаны-отсекатели также разнообразны по конструкции. Наиболее простая показана на рис. IX.3.

При увеличении потока газа сверх расчетного значения скользящая муфта / сжимает пружину 2 и освобождает вися­щую заслонку <?, которая и закрывает скважину. После устра­нения причины чрезмерного расхода газа клапан-отсекатель возвращается в исходное состояние. Их иногда устанавливают и в верхней части скважины, непосредственно под устьем.

Мы рассмотрели типичные случаи оборудования скважин. На практике встречаются и другие варианты. В частности, при желании сохранить фонтанные трубы от разъедания блужда­ющими токами иногда применяют катодную защиту, устанав­ливая в муфтах цинковые протекторные кольца.

Обводняющиеся малодебитные скважины оборудуют при­способлениями для ввода ПАВ и насадками для улучшения вспенивания воды. В относительно неглубоких скважинах исполь­зуют специально приспособленный для выноса воды плунжер­ный лифт, аппараты для строгого контроля потока газа или пе­риодического изменения режима эксплуатации скважины.

Рис. IX.2. Ингибиторный клапан

/ — корпус; 2 — перепускное отверстие; 3 — резиновая ман­жета; 4 — цанговая пружина

Г