Осложнения в работе фонтанных скважин

добыча нефть насос скважина Осложнения в работе фонтанных скважин могут быть многообразными. К наиболее часто встречающимся и наиболее опасным по последствиям можно отнести:

• · Открытое фонтанирование скважины;
• · Пульсацию при фонтанировании, которая может привести к аварии;
• · Скопление пластовой воды на забое скважины, в результате чего скважина может прекратить фонтанирование;
• · Образование смолопарафинистых отложений на внутренней поверхности НКТ и в выкидных линиях;
• · Образование песчаных пробок на забое и в НКТ;
• · Отложение солей на забое и в НКТ.

Газлифтный способ добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

Для сжатия газа до определенного давления использую компрессор (компрессорный газлифт). Если в качестве рабочего агента применяют газ из пластов с высоким содержанием газа, то эксплуатацию таких скважин называют бескомпрессорным газлифтом. Кроме того может использоваться внутрискажинный газлифт.

Системы газовоздушных подъемников различаются в зависимости от числа рядов труб, спускаемых в скважину, и от направления движения сжатого газа и газонефтяной смеси. Для подъема жидкости на поверхность используют подъемники двух-, однои полуторорядные (рис. 1). Это зависит от числа труб, спускаемых в скважину. По направлению движения рабочего агента имеются две системы подъемников: кольцевая и центральная. На рис. 2 показан двухрядный подъемник кольцевой системы.

Преимущества:

• · Оборудование на поверхности, что упрощает ремонт и обслуживание;
• · Простота конструкции оборудования;
• · Возможность отбора больших объемов жидкостей;
• · Простое регулирование дебита;
• · Возможность эксплуатации пескопроявляющих и обводненных скважин.

Недостатки:

• · Большой расход НКТ;
• · Низкий КПД подъемника и всей системы добычи;
• · Большие затраты на строение.

Оборудование газлифтных скважин аналогично оборудованию фонтанных. На устье устанавливается упрощенная фонтанная арматура (рис. 2), обвязка которая зачастую позволяет подавать газа в затрубное пространство и в НКТ.

Рис. 2. Схема упрощенной арматуры для газлифтной эксплуатации скважин.

На колонную головку 1 устанавливается крестовина 2, на которой через планшайбу 4 подвешиваются НКТ 3. При кольцевой системе рабочий агент из газораспределительной будки по выкидной линии 6 поступает в кольцевое пространство, при этом задвижки 5 и 9 открыты, а задвижки 7, 8 и 14 закрыты. Газожидкостная смесь поднимается по НКТ и через задвижку 9 и выкидную линию 10 направляется к групповым газосепараторным установка. При эксплуатации скважины по центральной системе задвижки 7 и 8 открыты, а задвижки 5 и 9 закрыты. На крестовик 13 устанавливается буферная заглушка 11 с манометром 12. Когда необходимо проводить исследования и спускать необходимые приборы, вместо буферной заглушки устанавливается лубрикатор с роликом.

В процессе разработки залежи пластовое давление снижается. Удержание дебита скважин на заданном уровне при этом достигается за счет увеличения глубины погружения подъемных труб, но при этом увеличивается расход рабочего агента, что приводит к увеличению себестоимости добычи. Для уменьшения удельного расхода газа малодебитные скважины целесообразно эксплуатировать периодически компрессорным способом. Самая простая схема периодического газлифта заключается в том, что после вытеснения жидкости рабочим агентом его подача прекращается, и скважина останавливается. Во время остановки в скважине накапливается определенное количество жидкости. После этого в скважину вновь подают рабочий агент в кольцевое пространство, накопившаяся жидкость вытесняется в подъемные трубы и далее в выкидную линию. Этот метод имеет существенные недостатки:

• · Во время продавливания жидкость рабочим агентом часто забойное давление становится выше пластового, и некоторая часть жидкость может быть задавлена обратно в пласт;
• · После очередного выброса жидкости из подъемных из-за нерегулируемого процесса подачи рабочего агента увеличивается расход рабочего агента на добычу одной тонны нефти.

Рис. 3. Схема периодической эксплуатации газлифтных скважин однорядными трубами с рабочим отверстием и коккером.

Наиболее эффективная схема периодической эксплуатации газлифтных скважин показана на рис. 3. Скважина по этой схеме оборудуется однорядным лифтом 1 с рабочим отверстием 3 и обратным клапаном 5. В нижней части труб 2 устанавливается пакер 4. Роль камеры замещения выполняет межтрубное пространство. С помощью крана-отсекателя 6, датчика 8 и автоматического устройства 7 скважина работает в автоматическом режиме.

В случае, когда в качестве рабочего агента используется нефтяной газ, залежи нефти с высокими пластовыми давлениями или сжатый природный газ, тогда способ эксплуатации называют бескомпрессорным. Часто на газонефтяных месторождениях применяется так называемый внутрискважинный газлифт, когда природный газ поступает из газового пласта в подъемник непосредственно в скважине. На рис. 4 показаны схемы простейших внутрискважинных газлифтов.

Рис. 4. Схемы внутрискважинных газлифтов.

На рис. 4а газовый пласт 5 расположен выше нефтяного пласта 3. В скважину спущен один ряд НКТ 1 с рабочим клапаном 4. Между пластами установлен пакер 2. По НКТ 1 поднимается нефть, а по затрубному пространству через рабочий клапан 4 поступает сжатый газ из газового пласта. Излишний газ поступает из затрубного пространства в коллектор.

На рис. 4б показано, как по центральным трубам поступает сжатый газ из газового пласта, а по затрубному пространству идет нефть их нефтяного пласта. Пласты разобщены пакером 2. Газ поступает через газовый клапан, газирует нефть и вместе с нефтью поднимается по кольцевому пространтсву на поверхность. Регулирование работы газовых подъемников в описанных схемам осуществляется с помощью регуляторов 6, установленых на выкидной линии.

При газлифтной эксплуатации возможны следующие осложнения:

• · Образование песчаных пробок на забое;
• · Отложение солей на забое и в НКТ;
• · Скопление воды на забое;
• · Отложение парафина в НКТ.