ФОНТАННАЯ И ГАЗЛИФТНАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Фонтанный способ добычи нефти.— самый рента­бельный. При рациональной эксплуатации с начала разработки залежи с поддержанием пластового давления закачкой воды ^;(сжатого газа или воздуха) иногда удается продлить фонтанный период работы скважин на многие годы и добиться довольно высоких коэффициентов нефтеотдачи пластов (например, на месторождениях Татарии, Башкирии, Куйбышевской области, Нефтяные Камни на Каспийском море и др.).

Обычно для поддержания пластового давления применяют законтурное заводнение, т. е. закачку воды в нагнетательные скважины, расположенные в законтурной водоносной зоне зале­пи. В ряде случаев широко используют внутриконтурное завод­нение .или же центральное очаговое заводнение.

Нефтепромысловая практика показывает, что фонтанный спо­соб эксплуатации скважин-—самый простой и самый дешевый. Однако не все скважины могут фонтанировать.

Фонтанирование скважины может происходить лишь в том случае, если давление на забое превышает гидростатическое давление жидкости (или газожидкостной смеси, или газа в скважине). Это условие фонтанирования можно записать в сле­дующем виде:

(11.2)

где Рзаб— забойное давление, при котором возможно фонтаниро­вание, Па, Н — глубина скважины, м; р — плотность жидкости или газожидкостной смеси (ГЖС), кг/м³; g- — ускорение свобод­ного падения, м/с².

' При соблюдении условия (П.2) р_заб должно быть больше давления насыщения р_нас. При рзаб<рнас скважина будет фон­танировать как под действием гидростатического напора, так и за счет энергии расширяющегося газа.

Практически фонтанирование только под действием гидро­статического давления встречается редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на неко­торой высоте достигает значения, равного давлению насыщения. При этом из жидкости начинает выделяться газ, который спо­собствует дальнейшему ее подъему на поверхность. Таким об­разом, большинство фонтанных скважин эксплуатируется за счет энергии расширяющегося газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах обычно установив­шееся давление р_уст<рнас<рзаб. При этом условии в нижней части колонны движется одна фаза (жидкость), на глубине, где давление равно р_нас, начинается выделение газа из нефти и в. верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).

Эффективность фонтанной эксплуатации характеризуется г а-зовым фактором — отношением полученного из место­рождения количества газа, приведенного к атмосферному дав­лению и 20 °С, к количеству добытой за это же время нефти при тех же давлении и температуре. Чем меньше газа расходуется на подъем 1 т нефти, тем рациональнее считается эксплуатация скважины. Следовательно, для фонтанных скважин оптималь­ным следует считать такой режим эксплуатации (такой темп, отбора), при котором газовый фактор наименьший.

При газлифтном способе добычи нефти жидкость, как уже указывалось, поднимается с забоя скважины на дневную по­верхность частично за счет пластовой энергии и за счет энергии сжатого газа (воздуха), подаваемого извне. Поэтому газлифт-ная скважина — это по существу та же фонтанная, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. Из этого следует, что для эксплуатации газлифтной скважины необходи-

мы два канала: один — для подачи сжатого газа извне; дру­гой— для подъема газожидкостной смеси. Эти два канала в промысловых условиях создаются спуском в эксплуатационную колонну одного ряда насосно-компрессорных труб (НКТ), при этом по затрубному пространству подается газ, а внутри колон­ны НКТ поднимается газожидкостная смесь (ГЖС), или двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е. спуском в сква­жину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб. Вначале спускают внешний ряд труб большего диаметра (обыч­но 73—102 мм), а затем внутрь первого ряда трубы меньшего диаметра (обычно 48; 60; 73 мм). Образуется так называе­мый двухрядный газовоздушный подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное (кольцевое) про­странство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС подни­мается по внутреннему, второму ряду труб. Существуют и дру­гие способы размещения колонн в скважине, подачи сжатого рабочего агента и подъема ГЖС.

Систему размещения в скважине колонн труб, по которым производится подача рабочего агента (газа, воздуха) и проис­ходит подъем смеси жидкости и газа, называют газовоздуш­ным подъемником (лифтом).

На рис. П.З приведены конструкции газовоздушных подъем­ников. Они бывают однорядной (рис. П.З, схема 1) и двухряд­ной (схема 2) конструкции.

Газовоздушный подъемник однорядной конструкции может 'быть одноразмерной компоновки — сплошной из одного размера труб (см. рис. П.З, схема 1,а) и ступенчатой ⁴двух-трехразмер-ной компоновки (из хвостовика меньшего размера труб и верх­ней части из труб большего размера, см. рис. П.З, схема 1,6).

Подъемники двухрядной конструкции имеют несколько раз­новидностей. На рис. П.З (схема 2, а) показана конструкция га­зовоздушного подъемника со сплошной одноразмерной компо­новкой обоих рядов; на схеме 2,б, в — со ступенчатой (двух-трехразмерной) компоновкой второго ряда (такая компоновка на бакинских промыслах наиболее распространена при эксплуа­тации глубоких, сильно песочных скважин и называется полу-торарядной); на схеме 2, г — первый ряд сплошной (из одного Размера труб), а второй — ступенчатый.

Для освоения и эксплуатации неглубоких скважин, в про­дукции которых не содержится песка, применяют подъемник однорядной сплошной конструкции (см. рис. II.3, схема 1,а). С целью облегчения веса колонны в глубоких скважинах иногда применяют однорядный ступенчатый подъемник (см. рис. П.З, схема 1,6) с размерами, как правило, 73ХИ4 или 48X89 мм.

Обычно газлифтный способ эксплуатации применяют, когда пластовой энергии оказывается недостаточно для подъема жид­кости с забоя на поверхность и естественное фонтанирование скважины прекратилось. Если при этом подъем жидкости на поверхность осуществляется под действием подаваемого к баш­маку спущенных в скважину подъемных труб рабочего агента—• углеводородного газа, то способ эксплуатации называется газ-лифтным, если воздуха — эрлифтным.

Газ или воздух до нужного давления сжимается в специаль­ных машинах, называемых компрессорами. Они бывают передвижными либо стационарными, устанавливаемыми на ком­прессорных станциях.

От газокомпрессорных станций по магистральным газовозду­хопроводам диаметром 114—125 мм сжатый до определенного давления (обычно до 3—10 МПа) газ распределяется по газо­воздухораспределительным будкам (ГВРБ), в которых монти­руют от 3 до 12 секций батарей (по четыре скважины в каж­дой). Таким образом, из одной ГВРБ можно подавать газ (воздух) по индивидуальным газовоздухопроводам (диаметром 62 мм) в 12—48 и более скважин с автоматическим регулиро­ванием его подачи.

Описанная система газлифтной добычи нефти, когда для сжатия газа используют специальные компрессорные станции, обеспечивающие нужную подачу, называют компрессорным газлифтом. Системы, в которых для газлифта используют природный газ из газовых или газоконденсатных месторожде­ний, называют бескомпрессорным газлифтом.

При бескомпрессорном газлифте природный газ транспорти­руется до места расположения газлифтных скважин и обычно проходит предварительную подготовку на специальных установ­ках. Подготовка заключается в отделении от газа конденсата и влаги, а иногда и в подогреве газа перед распределением его по скважинам.

Существует система бескомпрессорного газлифта, в котором источником сжатого газа служит газ смежных газоносных пла­стов, залегающих выше или ниже нефтенасыщенного пласта. Такая система называется внутрискважинным газлиф­том. В этом случае оба пласта (нефтяной и газовый) вскрыва­ются общим фильтром. Газоносный горизонт изолируют от неф­теносного одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в трубы через штуцерное устройство, дозирующее ко­личество газа, поступающего в НКТ.

Каждая из указанных систем газлифтной эксплуатации: /газлифт, эрлифт, бескомпрессорный и внутрискважинный газ-1_ифты) обладает определенными достоинствами и недостат­ками.

Важные преимущества газлифта по сравнению с эрлифтом:

повышение добычи газа за счет обогащения рабочего агента нефтяным газом, выделяющимся из нефти по мере ее подъема) _на поверхность;

повышение коэффициента полезного действия лифта за счет дополнительной работы, производимой энергией расширяюще­гося газа по мере подъема жидкости в лифтовых трубах;

значительное снижение объемов эмульсии, образующейся в; подъемных трубах;

почти полное отсутствие коррозии труб.

При эрлифте нефтяной газ в основном безвозвратно теряет­ся, так как выпускается в атмосферу вследствие возможности образования газовоздушной взрывоопасной смеси. Единственным-достоинством эрлифта является неограниченность воздуха в ка­честве источника рабочего агента для газожидкостного подъем­ника.

Подъемное и наземное оборудование газлифтных скважин, сравнительно несложно, освоение и эксплуатация их также не представляют больших трудностей.

Газлифтным (компрессорным) способом добычи нефти мож­но отбирать из скважины от нескольких десятков до нескольких сот кубометров жидкости в сутки (иногда более 1000 м³/сут). Этим способом успешно эксплуатируются скважины с большим содержанием песка в продукции.

Вместе с тем газлифтный способ эксплуатации (особенно эрлифтный) обладает рядом существенных недостатков, глав­ные из которых: высокая себестоимость добываемой нефти; об­разование стойких эмульсий; отложение солей и парафина на стенках подъемных труб и в выкидных линиях; большой расход, электроэнергии на добычу нефти, если компрессоры работают на электроприводе.

Запуск газлифтных скважин довольно прост. Осуществляет­ся он либо продавкой воздухом (газом) из ГВРБ или от пере­движного компрессора. Режим работы газлифтной скважины устанавливают на основе проводимых исследований.

^Оптимальным режимом эксплуатации газлифт­ной скважины называют такой режим, при котором добывается .аибольшее количество жидкости при наименьшем расходе ра-⁾⁰чего агента.