2.3 Фонтанний та компресорний способи експлуатації свердловин

Залежно від величини пластового тиску, фізичних властивостей нафти, вмісту в ній води і газу, проникності порід пласта та ін., нафтові свердловини експлуатуються різними способами. Відомі способи експлуатації свердловин поділяються на:

- фонтанний, коли нафта видобувається із свердловин самовільним виливом;

- за допомогою енергії стисненого газу, який вводиться в свердловину ззовні;

- насосний – видобування нафти за допомогою насосів різних типів.

Дві останні групи способів експлуатації умовно прийнято називати механізованими, хоч цей термін в окремих випадках не відображає дійсний процес.

Всі газові свердловини експлуатуються тільки фонтанним способом, тобто за будь-якого пластового тиску механізмів для видобування газу з пласта не застосовують.

2.3.1 Фонтанна експлуатація

Спосіб експлуатації свердловин, за якого підйом нафти або суміші нафти з газом від вибою на поверхню здійснюється за допомогою природної енергії, називається фонтанним. Якщо тиск стовпа рідини, яка заповнює свердловину, менший від пластового тиску і вибійна зона не забруднена (стовбур свердловини сполучається з пластом), то рідина переливатиметься з устя свердловини, тобто свердловина фонтануватиме. Фонтанування може відбуватися під впливом гідростатичного напору, або енергії газу, який розширюється, або того і іншого разом.

Фонтанування тільки за рахунок гідростатичного тиску пласта – явище досить рідкісне в практиці експлуатації нафтових свердловин. Це відбувається тоді, коли в пластовій нафті міститься невелика кількість газу. При цьому пластовий тиск вищий за тиск стовпа нафти, яка заповнює свердловину.

У більшості випадків головну роль у фонтануванні свердловин відіграє газ, який міститься разом з нафтою в пласті. Це властиво навіть родовищам з явно вираженим водонапірним режимом, коли газ в умовах пластів повністю розчинений в нафті і в пласті рухається однорідна рідина. При експлуатації свердловини, пробуреної на такий пласт, вільний газ з нафти починає виділятися тільки в НКТ і на такій глибині, на якій тиск нижчий від тиску насичення нафти газом. У цьому випадку підйом нафти в свердловині відбуватиметься внаслідок гідростатичного напору і енергії стисненого газу у верхній частині свердловини. На глибині, відповідній тиску насичення нафти газом, останній починає виділятися з нафти у вигляді найдрібніших бульбашок. У міру просування вгору бульбашки газу зазнають все меншого тиску, внаслідок чого об’єм бульбашок газу збільшується і густина суміші рідини і газу стає все меншою і меншою. Загальний тиск стовпа газорідинної суміші на вибій свердловини стає меншим за пластовий тиск, що викликає самовільне виливання нафти, тобто фонтанування свердловини.

При всіх способах експлуатації, у тому числі і при фонтанному, підйом рідини і газу на поверхню відбувається трубами невеликого діаметру, які спускаються в свердловини перед початком їх експлуатації. Ці труби називаються насосно-компресорними. Залежно від способу експлуатації їх також називають фонтанними, компресорними, насосними, а також підйомними (ліфтовими).

Стандартом передбачено виготовлення насосно-компресорних труб (НКТ) таких умовних діаметрів (за зовнішним діаметром): 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 і 114 мм з товщиною стінок від 3,5 до 7 мм. Довжина однієї труби становить 5...8,5 м (в середньому 8 м). Труби виготовляють безшовними, тобто суцільнотягнутими із сталей високоміцних марок. На кінцях кожної труби нарізують однакову нарізь. На один її кінець на заводі нагвинчують муфту, щоб при згвинчуванні труби з вільним кінцем іншої труби муфта не розгвинчувалася. При фонтанній експлуатації в більшості випадків застосовують НКТ діаметрами 60, 73 і 89 мм, а для високодебітних свердловин – діаметрами 102 і 114 мм. Труби, зазвичай, спускають до фільтру. Застосування НКТ при фонтанній експлуатації забезпечує:

1. Ефективність освоєння свердловини, оскільки два самостійні канали в ній (підйомні труби і затрубний простір) дозволяють замінювати промивну рідину в стовбурі легшою рідиною (водою, нафтою). Крім того, вони дозволяють освоювати свердловину за допомогою компресора.

2. Раціональне використання енергії газу, який розширюється, оскільки при підйомі суміші каналом НКТ з незначною площею поперечного перерізу різко зменшуються втрати нафти при стіканні її стінками труб і зменшуються втрати на тертя в результаті ковзання газу. Крім того, з нафти виділяється менша кількість газу, ніж при фонтануванні експлуатаційною колоною, а тому, більшою мірою зменшується густина газу. Тому фонтанування може відбуватися при малій величині пластового тиску. Використання НКТ найменшого діаметру – один із способів забезпечення якомога тривалішого фонтанування малодебітних свердловин.

3. Запобігання утворення піщаних пробок на вибої свердловин, оскільки великі швидкості газонафтового струменя в трубах меншого перерізу забезпечують повне винесення на поверхню піску із свердловини.

4. Полегшення боротьби з відкладеннями значної кількості парафіну, які утворюються при видобутку нафти.

Устя фонтанних свердловин обладнують міцною сталевою арматурою (трубною головкою і фонтанною ялинкою).

Фонтанна арматура призначена для герметизації устя, його обв’язування, підвішування колони НКТ, контролю і регулювання режиму роботи фонтанних і нагнітальних свердловин, перекриття та спрямування видобутої продукції в магістраль, а також для проведення необхідних технологічних операцій на свердловині.

Трубна головка призначена для підвішування НКТ і герметизації міжтрубного простору; фонтанна ялинка – для спрямування газорідинного путоку у викидні лінії, а також для регулювання і контролю роботи свердловин.

Оскільки фонтанні ялинки за умовами експлуатації відносять до одного з найвідповідальніших видів промислового обладнання, їх випробовують на тиск, у 1,5...2 рази більший за паспортний робочий тиск. Фонтанні арматури розрізняють за конструктивними і міцнісними ознаками:

- за робочим тиском – заводи випускають фонтанну арматуру, розраховану на тиск від 14 до 140 МПа;

- за розмірами прохідного діаметра отвору стовбура – від 50 до 150 мм;

- за конструкцією фонтанної ялинки – хрестові і трійникові;

- за числом рядів труб, що спускаються в свердловину – однорядні і дворядні;

- за видом запірних пристроїв – із засувками або з кранами.

Фонтанна арматура з діаметрами отвору стовбура, рівними 100 і 150 мм, передбачена для високодебітних нафтових і газових свердловин. Арматуру, розраховану на тиск 140 МПа, можна використовувати для надглибоких свердловин або свердловин з аномально високим пластовим тиском. Для фонтанних нафтових свердловин, в основному, застосовують арматуру, розраховану на робочий тиск від 14 до 105 МПа.

На рис. 2.9 показані схеми трійникової і хрестової фонтанної арматури.

а б

Рисунок 2.9 – Фонтанні арматури:

а – трійникова; б – хрестова;

1 – манометр; 2 – триходовий вентиль; 3 – верхній буфер;

4 – трійник; 5 – штуцер; 6 – запірний пристрій (бокова засувка, кран); 7 – запірний пристрій (стовбурова засувка, кран);

8 – перехідник; 9 – хрестовина; 10 – колонний фланець;

11 – нижній буфер; 12 – хрестовина ялинки

Бокові відведення цих арматур за допомогою викидних ліній з’єднуються із збірними і замірними установками.

На рис. 2.10 показані типові схеми та зовнішній вигляд фонтанних арматур деяких моделей російських та вітчизняних підприємств-виробників.

Шифр фонтанної арматури визначає її схему, конструкцію, спосіб керування засувками, умовний прохід стовбура і бокових відведень, тиск, кліматичне виконання і корозійну стійкість. Повний шифр фонтанної арматури (ГОСТ 13846-89) умовно представляється у вигляді: АФХ₁Х₂Х₃ – Х₄Х₅Х₆Х₇, де А – арматура; Ф – фонтанна; X₁ – конструктивне виконання: з фланцевими з’єднаннями – без позначення (найпоширеніше); підвіска підйомної колони на нарізі перехідника трубної головки – К; підвіска підйомної колони на муфті в трубній головці – без позначення; для експлуатації свердловин УЕВН – Е; Х₂ – номер схеми арматури; при дворядній концентричній підвісці до номера схеми додається буква “а”; Х₃ – спосіб керування засувками: вручну – без позначення; дистанційно і автоматично – В; автоматично – А; X₄, – умовний прохід (в мм) за ГОСТ 13846-89; якщо умовні проходи стовбура ялинки і її бокових відводів розрізняються, цифрове позначення вказують дробовою величиною; Х₅ – робочий тиск, МПа; Х₆ – кліматичне виконання: для помірної кліматичної зони – без позначення; для помірної і холодної кліматичних зон – ХЛ; Х₇ – виконання за корозійною стійкістю: для звичайного середовища – без позначення; для середовища, що містить: до 6 % СО₂ – К1; до 6 % Н₂S і СО₂; – К2; до 25 % Н₂S і СО₂ – К3.

а б в г

д е

є ж з

Рисунок 2.10 – Схеми та зовнішній вигляд фонтанних арматур деяких типів російських та вітчизняних підприємств-виробників:

а – тип АФКЕ1-65x14; б – тип АФК1-65x21/35; в – тип

АФК3-65x21/35; г – малогабаритний тип АНК1-65x21;

д – тип АФК6-80/65x21/35; е – тип АФ6-100х21; є – арматура моделі AFG компанії ОАО “РУ-Энерджи Групп”; ж – зовнішній вигляд арматури ВАТ “Криворізький турбінний завод”;

з – зовнішній вигляд арматури ВАТ “Конотопський арматурний завод”

Освоєння і пуск в експлуатацію фонтанної свердловини проводиться при встановленій на її усті фонтанній арматурі і спущеними фонтанними трубами одним з таких способів:

– заміною рідини, яка заповнює свердловину після буріння, на легшу, наприклад, глинистого розчину на воду, води на нафту з промиванням;

– насичення рідини, яка заповнює свердловину, газом або повітрям, що нагнітається з поверхні, – продавлювання стисненим газом (повітрям);

– заміною рідини в свердловині на газорідинну суміш (аерація).

При промивці свердловини для виклику фонтанування рідину нагнітають за допомогою насоса в міжтрубний простір, при цьому важча рідина, яка заповнює свердловину (глинистий розчин), витісняється на поверхню фонтанними трубами. При значному пластовому тиску свердловина може фонтанувати навіть після неповної заміни глинистого розчину водою або нафтою.

Спосіб продавлювання свердловини стисненим повітрям полягає в нагнітанні його в кільцевий простір між фонтанними трубами і експлуатаційною колоною. Стиснене повітря витісняє рідину, яка заповнює свердловину, фонтанними трубами назовні і одночасно, надходячи в ці труби крізь спеціальні (пускові) клапани встановлені на розрахунковій глибині, насичує рідину газом і тим зменшує її густину.

Для продавлювання свердловин застосовують спеціальні пересувні компресори, розраховані на тиск 8...20 МПа. Значне пониження густини рідини в свердловині може бути досягнуте при одночасному нагнітанні в неї води (нафти) і газу (повітря). До свердловини, окрім водної (нафтової) лінії від насоса, підводять також газову (повітряну) лінію від компресора. Рідина і газ (повітря) змішуються в змішувачі (ежекторі), після чого газорідинна суміш нагнітається в затрубний простір свердловини. При заміні цією сумішшю рідини в свердловині, тиск на вибій знижується, і нафта починає надходити з пласта в свердловину. Нагнітання суміші припиняють, як тільки свердловина починає стійко фонтанувати.

Схема обладнання свердловини при такому методі освоєння показана на рис. 2.11.

Рисунок 2.11 – Обладнання свердловини при освоєнні аерованою рідиною:

1 – викидна лінія; 2 – компресор;

3 – насос; 4 – змішувач;

5 – обсадна колона; 6 – НКТ;

7 – нафтовий пласт

Регулювання роботи фонтанних свердловин. Після пуску фонтанної свердловини в експлуатацію застосовують заходи забезпечення тривалого і безперебійного фонтанування її і раціональному витрачанню пластової енергії. Правильна експлуатація фонтанної свердловини полягає в забезпеченні оптимального дебіту при можливо меншому газовому чиннику. Крім того, в покладах з продуктивними пластами складеними з пісків, під час фонтанування свердловини, необхідно підтримувати такі швидкості рідини, щоб пісок не заважав нормальній роботі свердловини, тобто щоб надходження піску в неї було найменшим. У процесі фонтанування необхідно також регулювати співвідношення нафти і води в продукції свердловини, коли вона починає обводнюватися в результаті прориву контурних або підошовних вод.

Робота фонтанної свердловини в більшості випадків регулюється створенням протитиску на викидних лініях за допомогою нерегульованих штуцерів (з отвором в центрі) або регульованих дроселів. Діаметр отвору нерегульованого штуцера залежить від режиму експлуатації свердловини і підбирається експериментальним шляхом. Звичайні границі діаметра отвору штуцера становлять 3...15 мм і зрідка більше. Штуцери встановлюють на викидних лініях відразу за засувкою.

Боротьба з відкладеннями парафіну в фонтанних свердловинах. Нафта багатьох нафтових покладів парафіниста. У нормальних умовах парафін – тверда кристалічна речовина, в пластах же він найчастіше розчинений в нафті. У відповідних умовах парафін випадає з нафти в осад у вигляді якнайтонших кристалів. Останні можуть залишатися в зваженому стані і виноситися висхідним потоком нафти на поверхню. Проте, вони можуть також відкладатися в НКТ, викидних трубопроводах, трапах, приймальних резервуарах. Випаданню парафіну з нафти сприяє значне пониження температури, внаслідок розширення газу в нафті з пониженням тиску, або внаслідок низької температури навколишнього середовища. Чим вищий газовий чинник, тим більший ефект охолоджування нафти.

Ефект охолоджування потоку, зумовлений розширенням газу і пониженням температури навколишнього середовища, посилюється у міру наближення до устя свердловини. Тому відкладення парафіну спостерігаються, здебільшого, у верхній частині НКТ (400...700 м від устя свердловини), а також у викидних лініях; у останніх відкладення парафіну збільшується в холодну пору року.

Існують різні способи боротьби з відкладеннями парафіну на стінках труб в активних фонтанних свердловинах:

– розплавлення парафіну шляхом нагрівання;

– розчинення парафіну різними розчинниками;

– механічне видалення парафіну із стінок труб за допомогою скребків.

Кожен з цих способів має свої недоліки. Їх застосування пов’язано з необхідністю додаткових витрат праці і використання різних механізмів. Тому всі ці способи останнім часом мають другорядне значення. Головний напрям у вирішенні проблеми боротьби з відкладеннями парафіну на стінках труб – це профілактичні заходи, спрямовані на попередження відкладення. Це досягається застосуванням пристроїв на базі постійних магнітів та покриттям внутрішніх поверхонь НКТ лаками, емалями, склом.

Практика показала, що парафін випадає на скляній або покритій лаком поверхні в обмеженій кількості, слабо утримується на ній і легко змивається потоком. Це пояснюється декількома причинами: невеликими силами зчеплення між частинками парафіну і гладкою поверхнею покриття, поганою змочуваністю поверхні покриття нафтою і діелектричними властивостями покриттів, завдяки яким частинки парафіну, що мають електричний заряд, не можуть взаємодіяти з металом труб.

Омагнічуючі пристрої, скляні, емалеві і лакові покриття стійкі проти кислот, лугів, пластових вод, тому вони також виконують роль захисту металу труб від корозії.