- •Тема 1. Подготовка скважин к эксплуатации
- •Тема 2 методы освоения нефтяных скважин
- •Тема 3. Освоение нагнетательных скважин
- •Тема 4. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
- •6.1. Условия притока жидкости и газа в скважину
- •6.2 Исследование фонтанных скважин
- •7.1. Конструкции газлифтных подъемников
- •6. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
- •8.2. Применение пусковых отверстий [1]
- •8.1. Методы снижения пусковых давлений
- •8.3. Газлифтные клапаны [1]
- •Конструкции газлифтных клапанов
- •8. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- •10.1 Подача штангового скважинного насоса При перемещении плунжера вверх на величину его хода Sп вытесняется объем жидкости
- •9. Эксплуатация скважин погружными насосами
- •12.1. Изменение технологического режима скважин [6]
- •13.1. Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин [7]
- •13.2. Осложнения при газлифтной эксплуатации [8]
- •12. Эксплуатация глубинно-насосных скважин
- •14. Системы сбора и подготовки нефти
- •2.2 Развитие систем совместного сбора и транспорта нефти и газа
- •15. Групповые замерные установки
- •16. Нефтяные эмульсии и их свойства
- •5.1. Причины образования водонефтяных эмульсий
- •5.2. Типы эмульсий
- •5.3. Поверхностное натяжение
- •5.4. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий
- •6.2. Химические методы
- •7.1. Факторы, влияющие на отстой в электрическом поле
- •7.2. Электродегидратор
- •7.3.1. Отстаивание
- •7.3.2.Центрифугирование
- •7.3.3. Фильтрация
- •8.1. Аппараты для предварительного сброса воды
- •20. Технологические схемы стабилизации нефти
- •15.1 Подготовка воды для заводнения
- •23. Типы и конструкции резервуаров
Тема 4. Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.
Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wп, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wи.
Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.
На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:
W1 + W2 + W3 = Wп + Wи,
где W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;
W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины; если Wи = 0, то эксплуатация называется фонтанной;
при Wи ≠ 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.
Передача энергии Wи осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.
Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений;
условие фонтанирования:
Рпл > r·g·h.
В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в пределах пласта.
Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.
При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно получить фонтанирование. Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.
После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.
Диаметр подъемных труб подбирают опытным путем в зависимости от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.
При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления фонтанирования малодебитных скважин.