Устаткування фонтанних свердловин

При фонтанної експлуатації підйом газонафтової суміші від забою до гирла свердловини здійснюється по колоні насосно-компресорних труб, які спускають в свердловину перед освоєнням. Необхідність їх спуску викликана раціональним використання енергії газу, поліпшенням виносу піску, зменшенням Потро на ковзання газу і можливістю зберегти фонтанування при менших пластових тисках.

На гирлі свердловини монтують фонтану арматуру, яка представляє собою з'єднання різних трійників, хрестовика і запірних пристроїв. Ця раматура призначена для підвішування насосно-компресорних труб, герметизації затрубного простору між трубами і обсадної колоною, контролю і регулювання роботи фонтанної свердловини.

Фонтанні арматури виготовляють хрестового і трійникового типів. Складається вона з трубної головки і фонтанної ялинки. Трубна головка призначена для підвіски насосно-компресорних труб і герметизації затрубного простору між ними і експлуатаційною колоною.

Фонтанна ялинка служить для направлення продукції свердловини в викидні лінії, а також для регулювання і контролю роботи свердловини. Фонтанна ялинка має дві або три викидні лініі.Одна з них запасна. У тройніковой арматурі ніжняявикідная лінії - запасна. На робочій лінії (верхньої) запірний пристрій завжди має бути відкрито, а на запасний - закрито. Стовбурові запірні пристрої повинні бути відкритими. Запірний пристрій, розташоване внизу стовбура фонтанної арматури, називається головним. У тройніковой арматурі викидні лінії спрямовані в одну сторону. При виборі типу фонтанної апаратури слід враховувати, що хрестовини швидше роз'їдаються піском, ніж трійники.

Відповідно до ГОСТ 13846-74 фонтанні арматури повинні випускатися на робочий тиск 70, 140, 210, 350, 700 і 1000 кгс / см2.

Запірні пристрої на фонтанних арматурах можуть бути двох типів: у вигляді засувки або крана. Тип арматури Вибирай по максимальному тиску дл, очікуваному на гирлі свердловини.

На викидних лініях після запірних пристроїв в деяких випадках встановлюють пристосування (штуцери) для регулювання режиму фонтанної свердловини. Штуцер є болванку з наскрізним отвором.

Для контролю за роботою фонтанної свердловини на арматурі встановлюють два манометра: один на буфері (вгору її), другий - на відводі хрестовика трубної головки (для вимірювання затрубного тиску).

Фонтанна арматура з'єднується з груповими установками викидних лініями. Схеми обв'язок фонтанних свердловин в залежності від дебіту, давлнія, змісту піску, парафіну застосовуються різні.

3.1. Фонтанна експлуатація нафтових свердловин

Експлуатація нафтових свердловин ведеться фонтанні, газліфтним або насосним способом.

Газорідинна суміш, виходячи зі стовбура свердловин через спеціальне гирлове обладнання, направляється в сепаратори (отделители рідини від газу) і вимірювальні пристрої, потім надходить в промислові трубопроводи. Для забезпечення руху суміші в промислових трубопроводах на гирлі свердловин підтримується той чи інший тиск.

На підставі викладеного можна скласти наступний енергетичний баланс:

де W1 - енергія на підйом рідини і газу з вибою до гирла свердловини;

W2 - енергія, що витрачається газожидкостной сумішшю при русі через гирлове обладнання;

W3 - енергія, що буря струменем рідини і газу за межу гирла свердловини;

якщо Wu = 0, то експлуатація називається фонтанної;

при Wu 0 експлуатація називається механізованої видобутком нафти.

Передача енергії Wu здійснюється стисненим газом або повітрям, або насосами, спосіб експлуатації називається газліфтний або насосний.

Фонтанування тільки від гідростатичного тиску пласта (Рпл) рідко в практиці експлуатації нафтових родовищ; умова фонтанування

Пластовий газ робить подвійну роботу: в пласті виштовхує нафту, а в трубах піднімає.

17. Індикаторна діаграма дебіту свердловини. Питома поверхня породи.

Індикаторна діаграма indicator diagram - При експлуатації свердловин - графічне зображення залежності між дебітом свердловини і перепадом тиску. Будується за даними дослідження свердловин на приплив. За формою індикаторної кривої судять про закон, за яким відбувається фільтрація рідин і газу в свердловину. Екстраполюючи індикаторну криву, знаходять потенційний дебіт даної свердловини. У бурінні індикаторна діаграма, що записується індикатором ваги, відзначає в часі всі процеси, пов'язані з використанням талевої системи бурової, наприклад, процес буріння, спуск, підйом, нарощування і ходіння інструменту та ін.

За результатами досліджень будують графіки залежності дебіту свердловини від забійного тиску Рзаб або від депресії (Рпл -Рзаб), звані індикаторними діаграмами (ВД).

Індикаторні діаграми (ВД) видобувних свердловин розташовуються нижче осі абсцис, аводонагнетательних - вище цієї осі.

Обидві індикаторні діаграми (Q = f (Рзаб) і Q = f (DR)) будують в тих випадках, коли свердловини експлуатуються при порівняно великих депресіях (більше 0,5 ... 1,0 МПа). Помилки вимірів при цьому зазвичай не приводять до великого розкиду точок при побудові ВД в координатах Q = f (Рзаб) (тим більше для Q = f (DR)).

При малих депресіях (близько 0,2 ... 0,3 МПа) розкид точок може бути настільки великим, що індикаторну діаграму в координатах Q = f (Рзаб) побудувати не вдається. У цих випадках на кожному режимі слід вимірювати і Рзаб. і Рпл. а індикаторну діаграму будувати в координатах Q = f (DR). Депресія, яка визначається на кожному режимі, має меншу відносну помилку, ніж Рзаб. тому при вимірах за один спуск приладу абсолютні помилки Рпл і Рзаб приблизно однакові і тому на різницю DR = Рпл -Рзаб майже не впливають. Або використовують не глибинні манометри, а глибинні диференціальні манометри.

Якщо процес фільтрації рідини в пласті підпорядковується лінійному закону, т. Е. Індикаторна лінія має вигляд прямої, залежність дебіту гидродинамически досконалої свердловини від депресії на вибої описується формулою Дюпюї

де Q - об'ємний дебіт свердловини в пластових умовах; Рпл - середній тиск на круговому контурі радіусу Rк.

Мал. 5.2. Індикаторна діаграма Q = f (Рзаб)

Вважається, що тиск на забої через деякий час після зупинки свердловини стає приблизно рівним середньому пластовому тиску, сталому на круговому контурі з радіусом, рівним половині середньої відстані між досліджуваної свердловиною і сусідніми, її оточуючими.

Індикаторна діаграма Q = f (Рзаб) призначена для оцінки величини пластового тиску, яке можна визначити шляхом продовження індикаторної лінії до перетину з віссю ординат (Рис. 5.2). Це відповідає нульовому дебіту, т. Е. Свердловина не працює і Рзаб ® Рпл = Рк.

Індикаторна діаграма Q = f (DR) будує-ся для визначення коефіцієнта продуктивності свердловин К.

У межах справедливості лінійного зако-ну фільтрації рідини, т. Е. При лінійної залежності Q = f (DR), коефіцієнт продуктивності є величиною постійною ірисів. 5.3 Індикаторна діаграма Q = f (DR)

чисельно дорівнює тангенсу кута нахилу індикаторного лінії до осі дебітів (осі абсцис). За коефіцієнтом продуктивності свердловин, визначеному методом сталих відборів, можна обчислити також інші параметри пласта.

Звідки коефіцієнт гідропроводності

І проникність пласта в привибійній зоні

Наведені вище формули справедливі для випадку дослідження гідродинамічних досконалої свердловини (розкрила пласт на всю його товщину і має відкриті забій) і вимірювані велична (дебіт, динамічна в'язкість і ін.) Приведені до пластовим умовам.

Реальні індикаторні діаграми не завжди виходять прямолінійними (Рис 5.4). Викривлення індикаторної діаграми характеризує характер фільтрації рідини в привибійній зоні пласта.

Мал. 5.4. Індикаторні криві при фільтрації по пласту однофазної рідини: 1 - що встановилася фільтрація за лінійним законом Дарсі; 2 нестала фільтрація або фільтрація з порушенням лінійного закону Дарсі при великих Q; 3 - нелінійний закон фільтрації.

Викривлення індикаторної лінії в сторону осі DP (рис. 5.4, крива 2) означає збільшення фільтраційних опорів в порівнянні з випадком фільтрації згідно із законом Дарсі. Це пояснюється трьома причинами: