А Б В Г Д Е Є Ж З І Ї Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Ю Я
Фонтанний спосіб - експлуатація
Фонтанний спосіб експлуатації характерний наявністю внутрішнього тиску рухається флюїду. Якщо колона спускається з гідравлічним пакером. Якщо колона спускаємося з механічним пакером, то установка пакерапов'язана з передачею стискаючого навантаження на нижню частину колони.
Фонтанний спосіб експлуатації є найбільш економічним. Тому слід забезпечувати продовження періоду фонтанної експлуатації шляхом впливу на пласт в тих випадках, коли це з технічного таекономічної точок зору доцільно.
Фонтанний спосіб експлуатації є найбільш економічним. Тому необхідно прагнути до продовження цього періоду.
Фонтанний спосіб експлуатації застосовують в основному на ранніх станціях розробки нафтовихродовищ. У Радянському Союзі на частку фонтанної експлуатації припадає приблизно 40 - 50% видобутку нафти. Частка нафти, що видобувається механізованими способами, в останні роки безперервно збільшується, а число свердловин, обладнаних насосами, за прогнозами до 1990 - 2000 г.складе майже 90 - 95% загального фонду видобувних свердловин.
Фонтанний спосіб експлуатації поклади характерний для початкового періоду її життя, коли пластова енергія забезпечує вилучення нафти на поверхню землі. Величина пластової енергії різна і залежить відпластового тиску і потужності поклади. Наявність газу в пластових нафтах в значній мірі сприяє фонтанування свердловин. Це пояснюється тим, що по мірі руху нафти до устя свердловин тиск падає, при цьому газ, виділяючись в підйомних трубах, утворюєгазонафтову суміш значно меншої щільності, ніж нафта. Створюється різниця тисків в пласті і свердловині, яка разом з газом грає роль рушійної сили, забезпечуючи фонтанування. У міру вилучення нафти з покладу в останній звільняється певний обсягперового простору, займаний підпирає пластової водою. При цьому межа водонефтяного контакту постійно переміщається в напрямку до свердловин. Вода в цьому випадку сприяє вилучення нафти, будучи своєрідним поршнем, що виштовхує нафту із пласта всвердловини. Однак повного заміщення нафти водою в пластах практично не відбувається, внаслідок того, що при одночасному русі до забою вода, що має меншу в'язкість, ніж нафта, випереджає її. З плином часу кількість води в загальному потоці все зростає,настає такий період, коли нафта вже не виштовхується водою, а просто захоплюється її потоком. При цьому щільність витягуваної рідини помітно зростає, скорочуючи кількість ефективно діючого газу.
Фонтанний спосіб експлуатації нафтових свердловинзастосовується на початковому етапі розробки родовищ.
При фонтанному способі експлуатації нафту і газ піднімаються по стовбуру свердловини під дією природної енергії пласта. Основною технічною задачею при цьому є забезпечення надійної герметизаціїстовбура і гирла свердловини. Крім цього, велика увага приділяється оброблення привибійної зони з метою підвищення проникності складових її порід.
При фонтанному способі експлуатації підйом рідини іефтя і газу) по стовбуру свердловини відбувається під дієюприродною або штучно підтримуваної енергії пласта.
При фонтанному способі експлуатації основна частина травматизму (541%) припадає на обслуговування свердловин (очищення труб від відкладень парафіну, огляд ь профілактичний ремонт гирлового обладнання,пріскважінной споруд, контрольно-вимірювальних приладів, первинних елементів автоматики і Др.
При фонтанному способі експлуатації вся потреба в енергії на підйом рідини з свердловини і на подолання опорів гирлового обладнання повністюпокривається природною енергією надходять з пласта до вибою нафти і газу Цей спосіб найбільш економічний, але реалізується, як правило, тільки на початковій стадії експлуатації родовищ, коли пласт перебуває під надлишковим тиском. У міру виснаження пластафонтанування припиняється і для підйому рідини доводиться підводити енергію ззовні, тобто переходити до механізованого способу.
При фонтанному способі експлуатації нафту і газ піднімаються по стовбуру свердловини під дією природної енергії пласта. Основнийтехнічною задачею при цьому є забезпечення надійної герметизації стовбура і гирла свердловини. Крім цього, велика увага приділяється оброблення привибійної зони з метою підвищення проникності складових її порід.
При фонтанному способі експлуатаціїможливий вигин нижньої частини НКТ від тиску пластового флюїду. Експлуатацію свердловин здійснюють через колону насосно-компресорних труб, закріплену в нижній частині в пакера. При цьому необхідно враховувати вплив осьової сили (реакції в пакера) на вигин НКТ. У загальномувипадку необхідно враховувати вплив зміни тиску і температури пластового флюїду при русі по колоні. Дуже важливо оцінити вплив газосодержанія в потоці рухомого флюїду на стійкість форм рівноваги нижній частині НКТ. Ці питання особливо важливі такожпри розробці технологічних рекомендацій при ліквідації газонафтоводопроявам в процесі буріння (експлуатації) свердловин.
Повернення до фонтанні способом експлуатації (навіть частковий) або зменшення глибини спуску насосів і подальше зменшення тискунагнітання (по високопродуктивним колекторам) дозволить, по украй мірі, ще в 1 5 - 2 рази знизити енергоспоживання і вирішити проблему браку електроцентробежних насосів, штанг і насосно-компресорних труб.
Однією з переваг фонтанного способу експлуатації попорівнянні з механізованим способом є можливість вільного спуску різних приладів до забою свердловин. Тому в фонтанних свердловинах проводиться багато досліджень, пов'язаних з визначенням параметрів, що характеризують властивості пласта н його стан вНаразі розробки поклади. До таких досліджень відносяться: регулярне вимірювання пластового тиску, зняття кривих відновлення пластового даіленія в зупиненій свердловині, температурні вимірювання, відбір проб рідини з вибою із збереженням ях впервісному стані, а також дослідницькі) роботи за спеціальною програмою.
Як відомо, фонтанні способом експлуатації називається спосіб вилучення рідини на поверхню під дією тільки пластової енергії.
Використанняпропонованого методу в фонтанному способі експлуатації має ряд особливостей, викликаних тим, що не у всіх випадках можливо фонтанування.
Практично насосно-компресорні труби при фонтанному способі експлуатації спускають до верхніх дірок перфорації. У тихвипадках, коли продуктивний пласт складний щільними гірськими породами і коли газ починає виділятися в стовбурі свердловини, НКТ можна спускати на глибину, де тиск дорівнює тиску насичення нафти газом.
Устаткування передбачає можливість переведення свердловин зфонтанного способу експлуатації на газліфтний без підйому свердловинного обладнання.
Головка колонна клинова ГКК. У більшості випадків у свердловини при фонтанному способі експлуатації спускають колону труб одного діаметру - 73 або 60 мм, а в більш глибокі свердловини -комбіновану колону з труб діаметрами 7389 і 114 мм. При нестійких піщанистих породах, з яких разом з нафтою в свердловину надходить велика кількість піску, спускають два ряди труб: зовнішній - до фільтра, а внутрішній - в залежності від характеристики свердловини.
Одним із способів видобутку високов'язкої нафти є фонтанний спосіб експлуатації. Мали місце тривала фонтанна експлуатація свердловин, пробурених на поклад Пермь-карбону Усинську родовищаPеспубліка Комі, фонтанування свердловин родовищ?АЇНСЬКА в Західному Сибіру і Каражамбас в Казахстані. Дебіти цих свердловин різні і коливаються в межах 1 - 40 т /добу.
Викладене свідчить про те, що здійснення фонтанного способу експлуатації до кінця розробки покладів дозволить не тільки істотно полегшититехніку і технологію видобутку і транспорту нафти і попутного газу, але також зробить великий вплив на технологію розробки нафтової поклади, причому цей вплив надає сприятливу дію на один з найважливіших технологічних показників розробки нафтовоїпоклади - її нефтеотдачу.
Динаміка розподілу свердловин ВАТ Оренбургнефть за способами експлуатації. | Динаміка розподілу свердловин ВАТ Оренбургнефть по дебіт нафти. Незважаючи на деяке збільшення кількості свердловин з фонтанні способом експлуатації (з 95свердловин в 1993 р. до 117 свердловин a 19S7 i. ІА частка у фонді свердловин і раніше залишається незначною.
Схеми резонансних реле. Система ЧТ-2 призначена для телемеханізації нафтопромислів з насосним і фонтанні способом експлуатації. Вона дозволяє здійснювати наступніоперації.
З найменшими витратами забезпечується видобуток нафти при фонтанному способі експлуатації. Тому дуже важливо створити умови для максимально тривалого фонтанування свердловин при забезпеченні заданих відборів.
Всі видобувні свердловини досвідченогоділянки були переведені на фонтанний спосіб експлуатації.
Майже всі свердловини з глубіннонасосного способу експлуатації перейшли на фонтанний спосіб експлуатації.
Максимально можлива глибина спуску однорозмірних колони ЛНКТ (при фонтанному способіексплуатації) з цього сплаву знаходиться в межах 8000 - 9000 м, що повністю забезпечує вимоги технології експлуатації глибоких і надглибоких свердловин. При обладнанні свердловин пакера це може суттєво знизити розрахункову глибину спуску ЛНКТ за рахунокдодаткових навантажень, необхідних для зриву пакера пристрої, що досягають до 50% від загальної ваги муфтової колони.
Максимально можлива глибина спуску однорозмірних колони ЛНКТ (при фонтанному способі експлуатації) з цього сплаву знаходиться в межах 8000- 9000 м, що повністю забезпечує вимоги технології експлуатації глибоких і надглибоких свердловин.
Якщо в початковий період розробки родовищ, коли основним є фонтанний спосіб експлуатації, можна якось виправдати ППД на рівні початкового і вище,то в умовах зростання обводнення продовжувати експлуатацію цим способом за рахунок зростаючих обсягів закачування, безумовно, недоцільно. Більш того, при такому підході втрачається значна частина запасів нафти, так як витіснення відбувається насамперед з найбільшпродуктивних прошарків і ділянок покладів.
Оскільки фонтанний підйомник працює за рахунок енергії пласта, а фонтанний спосіб експлуатації найдешевший, то слід використовувати цю природну енергію найбільш раціонально. Проте в кінці періоду він вже повиненпрацювати при максимальному коефіцієнті корисної дії. Таким чином, рекомендується розраховувати фонтанний підйомник для кінцевих умов при оптимальному режимі, а перевіряти для початкових умов при максимальному режимі на пропускну спроможність. Рештавеличини задаються або визначаються іншим шляхом.
У роботі[20]задача визначення максимального видобутку з покладу при фонтанному способі експлуатації вирішується методами лінійного програмування. Дається наступна математична формулювання завдання.
Приобслуговуванні компресорних свердловин повністю справедлива правила безпеки, прийняті для фонтанного способу експлуатації. Однак у зв'язку з тим, що при компресорному способі експлуатації в обов'язки бригади з видобутку нефтн включаються обслуговуваннягазорозподільних будок і нагляд за системою газопроводів, прокладених до свердловин, & ти правила безпеки мають цілий ряд доповнень.
Як видно з цієї таблиці найбільш переважними для всіх груп свердловин є фонтанний спосіб експлуатації таексплуатація свердловин із застосуванням УЕЦН.
Установки дозволяють використовувати однорядний підйомник (підйомні труби), здійснювати перехід з фонтанного способу експлуатації на газліфтний без підйому колони.
Таким чином, розрахунки промислових газорідиннихпідйомників необхідні для забезпечення максимальних відборів при фонтанному способі експлуатації, якщо це допускається проектом розробки; для продовження термінів фонтанування із заданими дебітом; для забезпечення мінімальних витрат робочого агента при заданихвідборах газліфтним способом; для визначення глибини спуску насоса і вибору оптимального режиму роботи установки при насосних способах експлуатації.
Однією з найбільш важливих завдань, які можна вирішити посиленням системи заводнення, є забезпеченняфонтанного способу експлуатації нафтових свердловин протягом дуже тривалого періоду розробки нафтової поклади, а іноді до кінця розробки. Фонтанування нафтових свердловин можливо, якщо забійні тиск дорівнює або перевищує так зване тискфонтанування, яке визначається за відомими методиками розрахунку. Відомо, що чим вищий ступінь обводненості видобувається рідини і чим вище тиск на гирлі свердловини, тим більш високе забійні тиск необхідно підтримувати в свердловині, щоб вона фонтанувала.
При одному ряді НКТ в свердловині можливо лише два варіанти (рис. 9.2 а): фонтанний спосіб експлуатації по затрубний простору і експлуатація штанговим (ШСН) або електроцентробежним (ЕЦН) насосом по НКТ.
Доцільність роботи обводняется свердловин повинна бутиобгрунтована економічно, так як часто вона викликає перехід з фонтанного способу експлуатації на примусовий (глубіннонасосний, компресорний і ін), а іноді і вимагає додаткових витрат на кріплення привибійну зон пласта у свердловинах.
Якщо питома витратаенергії визначати з виразу (1), то при перекладі насосних свердловин на фонтанний спосіб експлуатації виходить, що чисельник зменшується дуже мало при значному зниженні знаменника.
Спосіб експлуатації, при якому підйом рідини на поверх-ністьвідбувається тільки за рахунок пластової енергії, отримав назву фонтанного способу експлуатації.
Тому якою б не була довжина підйомних труб, вона не впливає на збільшення пульсації фаз потоку при фонтанному способі експлуатації.
Однак розрахунки, в першучергу за оцінкою ступеня зниження продуктивності свердловин при застосуванні заводнения, показують, що фонтанний спосіб експлуатації не дозволяє забезпечити необхідний рівень видобутку, і тому його застосування не обгрунтовано.
Компресор - На гирлі компресорноїсвердловини уста. Для обладнання компресорних свердловин можуть бути використані стандартні фонтанні арматури, що і робиться на свердловинах, переведених з фонтанного способу експлуатації і характеризуються полуфонтанним режимом роботи, а також на свердловинах з великимвмістом піску в продукції.
Оптимальне керування системами підтримки пластового тиску (ППТ) на нафтових родовищах відіграє винятково важливу роль у продовженні термінів фонтанного способу експлуатації родовища, підвищенні коефіцієнта вилучення нафти з пласта, в забезпеченні ефективності капітальних вкладень, економії матеріальних ресурсів, надійного функціонування всіх технологічних елементів.
Якщо пластовий тиск високий, продукція безводна, коефіцієнт продуктивності свердловини великий, то з високим ступенем імовірності можна очікувати фонтанного способу експлуатації. При відносному сталості пластового тиску до початку обводнення продукції, що надходить з пласта в свердловину, склад свердловинної продукції залишається постійним і зміна внутріскважінного облаштування викликається тільки зміною норми відбору продукції з свердловини. Тобто, в такій ситуації, будь-яка зміна внутріскважінного обладнання є наслідком людського фактора, незв'язаного із зміною складу продукції, що видобувається.
Спосіб експлуатації, при якому підйом рідини (нафти) на поверхню відбувається тільки за рахунок пластової енергії, підлозі - 1ни назву фонтанного способу експлуатації.
При використанні газу високого тиску нафтових і газових свердловин значно знижуються виробничі витрати, і видобуток нафти безкомпресорним газовим підйомником стає більш економічною після фонтанного способу експлуатації.
Pаспределеніе свердловин за способами експлуатації залежить від застосовуваної технології розробки родовищ, продуктивності свердловин, а також фізико-механічних властивостей продукції, що видобувається /При розробці нафтових родовищ після фонтанного способу експлуатації настає етап механізованої видобутку нафти, здійснюваний за допомогою різних типів насосів.
При виборі діаметра трубопроводу в зв'язку зі збільшенням гідравлічних опорів слід враховувати як можливі дебіти свердловин, так і мінімальні значення можливих напорів на їх гирло при фонтанному способі експлуатації.
Друга стадія (підтримка досягнутого найбільшого рівня видобутку нафти) характеризується більш-менш стабільним високим рівнем видобутку нафти, наростанням обводненості продукції до кінця періоду і відповідно (при початковому фонтанному способі експлуатації) переходом до механізованого способу експлуатації свердловин.
Фонтанний спосіб експлуатації є найбільш економічним. Тому слід забезпечувати продовження періоду фонтанної експлуатації шляхом впливу на пласт в тих випадках, коли це з технічного таекономічної точок зору доцільно.
Фонтанний спосіб експлуатації є найбільш економічним. Тому необхідно прагнути до продовження цього періоду.
Фонтанний спосіб експлуатації застосовують в основному на ранніх станціях розробки нафтовихродовищ. У Радянському Союзі на частку фонтанної експлуатації припадає приблизно 40 - 50% видобутку нафти. Частка нафти, що видобувається механізованими способами, в останні роки безперервно збільшується, а число свердловин, обладнаних насосами, за прогнозами до 1990 - 2000 г.складе майже 90 - 95% загального фонду видобувних свердловин.
Фонтанний спосіб експлуатації поклади характерний для початкового періоду її життя, коли пластова енергія забезпечує вилучення нафти на поверхню землі. Величина пластової енергії різна і залежить відпластового тиску і потужності поклади. Наявність газу в пластових нафтах в значній мірі сприяє фонтанування свердловин. Це пояснюється тим, що по мірі руху нафти до устя свердловин тиск падає, при цьому газ, виділяючись в підйомних трубах, утворюєгазонафтову суміш значно меншої щільності, ніж нафта. Створюється різниця тисків в пласті і свердловині, яка разом з газом грає роль рушійної сили, забезпечуючи фонтанування. У міру вилучення нафти з покладу в останній звільняється певний обсягперового простору, займаний підпирає пластової водою. При цьому межа водонефтяного контакту постійно переміщається в напрямку до свердловин. Вода в цьому випадку сприяє вилучення нафти, будучи своєрідним поршнем, що виштовхує нафту із пласта всвердловини. Однак повного заміщення нафти водою в пластах практично не відбувається, внаслідок того, що при одночасному русі до забою вода, що має меншу в'язкість, ніж нафта, випереджає її. З плином часу кількість води в загальному потоці все зростає,настає такий період, коли нафта вже не виштовхується водою, а просто захоплюється її потоком. При цьому щільність витягуваної рідини помітно зростає, скорочуючи кількість ефективно діючого газу.
Фонтанний спосіб експлуатації нафтових свердловинзастосовується на початковому етапі розробки родовищ.
При фонтанному способі експлуатації нафту і газ піднімаються по стовбуру свердловини під дією природної енергії пласта. Основною технічною задачею при цьому є забезпечення надійної герметизаціїстовбура і гирла свердловини. Крім цього, велика увага приділяється оброблення привибійної зони з метою підвищення проникності складових її порід.
При фонтанному способі експлуатації підйом рідини іефтя і газу) по стовбуру свердловини відбувається під дієюприродною або штучно підтримуваної енергії пласта.
При фонтанному способі експлуатації основна частина травматизму (541%) припадає на обслуговування свердловин (очищення труб від відкладень парафіну, огляд ь профілактичний ремонт гирлового обладнання,пріскважінной споруд, контрольно-вимірювальних приладів, первинних елементів автоматики і Др.
При фонтанному способі експлуатації вся потреба в енергії на підйом рідини з свердловини і на подолання опорів гирлового обладнання повністюпокривається природною енергією надходять з пласта до вибою нафти і газу Цей спосіб найбільш економічний, але реалізується, як правило, тільки на початковій стадії експлуатації родовищ, коли пласт перебуває під надлишковим тиском. У міру виснаження пластафонтанування припиняється і для підйому рідини доводиться підводити енергію ззовні, тобто переходити до механізованого способу.
При фонтанному способі експлуатації нафту і газ піднімаються по стовбуру свердловини під дією природної енергії пласта. Основнийтехнічною задачею при цьому є забезпечення надійної герметизації стовбура і гирла свердловини. Крім цього, велика увага приділяється оброблення привибійної зони з метою підвищення проникності складових її порід.
При фонтанному способі експлуатаціїможливий вигин нижньої частини НКТ від тиску пластового флюїду. Експлуатацію свердловин здійснюють через колону насосно-компресорних труб, закріплену в нижній частині в пакера. При цьому необхідно враховувати вплив осьової сили (реакції в пакера) на вигин НКТ. У загальномувипадку необхідно враховувати вплив зміни тиску і температури пластового флюїду при русі по колоні. Дуже важливо оцінити вплив газосодержанія в потоці рухомого флюїду на стійкість форм рівноваги нижній частині НКТ. Ці питання особливо важливі такожпри розробці технологічних рекомендацій при ліквідації газонафтоводопроявам в процесі буріння (експлуатації) свердловин.
Повернення до фонтанні способом експлуатації (навіть частковий) або зменшення глибини спуску насосів і подальше зменшення тискунагнітання (по високопродуктивним колекторам) дозволить, по украй мірі, ще в 1 5 - 2 рази знизити енергоспоживання і вирішити проблему браку електроцентробежних насосів, штанг і насосно-компресорних труб.
Однією з переваг фонтанного способу експлуатації попорівнянні з механізованим способом є можливість вільного спуску різних приладів до забою свердловин. Тому в фонтанних свердловинах проводиться багато досліджень, пов'язаних з визначенням параметрів, що характеризують властивості пласта н його стан вНаразі розробки поклади. До таких досліджень відносяться: регулярне вимірювання пластового тиску, зняття кривих відновлення пластового даіленія в зупиненій свердловині, температурні вимірювання, відбір проб рідини з вибою із збереженням ях впервісному стані, а також дослідницькі) роботи за спеціальною програмою.
Як відомо, фонтанні способом експлуатації називається спосіб вилучення рідини на поверхню під дією тільки пластової енергії.
Використанняпропонованого методу в фонтанному способі експлуатації має ряд особливостей, викликаних тим, що не у всіх випадках можливо фонтанування.
Практично насосно-компресорні труби при фонтанному способі експлуатації спускають до верхніх дірок перфорації. У тихвипадках, коли продуктивний пласт складний щільними гірськими породами і коли газ починає виділятися в стовбурі свердловини, НКТ можна спускати на глибину, де тиск дорівнює тиску насичення нафти газом.
Устаткування передбачає можливість переведення свердловин зфонтанного способу експлуатації на газліфтний без підйому свердловинного обладнання.
Головка колонна клинова ГКК. У більшості випадків у свердловини при фонтанному способі експлуатації спускають колону труб одного діаметру - 73 або 60 мм, а в більш глибокі свердловини -комбіновану колону з труб діаметрами 7389 і 114 мм. При нестійких піщанистих породах, з яких разом з нафтою в свердловину надходить велика кількість піску, спускають два ряди труб: зовнішній - до фільтра, а внутрішній - в залежності від характеристики свердловини.
Одним із способів видобутку високов'язкої нафти є фонтанний спосіб експлуатації. Мали місце тривала фонтанна експлуатація свердловин, пробурених на поклад Пермь-карбону Усинську родовищаPеспубліка Комі, фонтанування свердловин родовищ?АЇНСЬКА в Західному Сибіру і Каражамбас в Казахстані. Дебіти цих свердловин різні і коливаються в межах 1 - 40 т /добу.
Викладене свідчить про те, що здійснення фонтанного способу експлуатації до кінця розробки покладів дозволить не тільки істотно полегшититехніку і технологію видобутку і транспорту нафти і попутного газу, але також зробить великий вплив на технологію розробки нафтової поклади, причому цей вплив надає сприятливу дію на один з найважливіших технологічних показників розробки нафтовоїпоклади - її нефтеотдачу.
Динаміка розподілу свердловин ВАТ Оренбургнефть за способами експлуатації. | Динаміка розподілу свердловин ВАТ Оренбургнефть по дебіт нафти. Незважаючи на деяке збільшення кількості свердловин з фонтанні способом експлуатації (з 95свердловин в 1993 р. до 117 свердловин a 19S7 i. ІА частка у фонді свердловин і раніше залишається незначною.
Схеми резонансних реле. Система ЧТ-2 призначена для телемеханізації нафтопромислів з насосним і фонтанні способом експлуатації. Вона дозволяє здійснювати наступніоперації.
З найменшими витратами забезпечується видобуток нафти при фонтанному способі експлуатації. Тому дуже важливо створити умови для максимально тривалого фонтанування свердловин при забезпеченні заданих відборів.
Всі видобувні свердловини досвідченогоділянки були переведені на фонтанний спосіб експлуатації.
Майже всі свердловини з глубіннонасосного способу експлуатації перейшли на фонтанний спосіб експлуатації.
Максимально можлива глибина спуску однорозмірних колони ЛНКТ (при фонтанному способіексплуатації) з цього сплаву знаходиться в межах 8000 - 9000 м, що повністю забезпечує вимоги технології експлуатації глибоких і надглибоких свердловин. При обладнанні свердловин пакера це може суттєво знизити розрахункову глибину спуску ЛНКТ за рахунокдодаткових навантажень, необхідних для зриву пакера пристрої, що досягають до 50% від загальної ваги муфтової колони.
Максимально можлива глибина спуску однорозмірних колони ЛНКТ (при фонтанному способі експлуатації) з цього сплаву знаходиться в межах 8000- 9000 м, що повністю забезпечує вимоги технології експлуатації глибоких і надглибоких свердловин.
Якщо в початковий період розробки родовищ, коли основним є фонтанний спосіб експлуатації, можна якось виправдати ППД на рівні початкового і вище,то в умовах зростання обводнення продовжувати експлуатацію цим способом за рахунок зростаючих обсягів закачування, безумовно, недоцільно. Більш того, при такому підході втрачається значна частина запасів нафти, так як витіснення відбувається насамперед з найбільшпродуктивних прошарків і ділянок покладів.
Оскільки фонтанний підйомник працює за рахунок енергії пласта, а фонтанний спосіб експлуатації найдешевший, то слід використовувати цю природну енергію найбільш раціонально. Проте в кінці періоду він вже повиненпрацювати при максимальному коефіцієнті корисної дії. Таким чином, рекомендується розраховувати фонтанний підйомник для кінцевих умов при оптимальному режимі, а перевіряти для початкових умов при максимальному режимі на пропускну спроможність. Рештавеличини задаються або визначаються іншим шляхом.
У роботі[20]задача визначення максимального видобутку з покладу при фонтанному способі експлуатації вирішується методами лінійного програмування. Дається наступна математична формулювання завдання.
Приобслуговуванні компресорних свердловин повністю справедлива правила безпеки, прийняті для фонтанного способу експлуатації. Однак у зв'язку з тим, що при компресорному способі експлуатації в обов'язки бригади з видобутку нефтн включаються обслуговуваннягазорозподільних будок і нагляд за системою газопроводів, прокладених до свердловин, & ти правила безпеки мають цілий ряд доповнень.
Як видно з цієї таблиці найбільш переважними для всіх груп свердловин є фонтанний спосіб експлуатації таексплуатація свердловин із застосуванням УЕЦН.
Установки дозволяють використовувати однорядний підйомник (підйомні труби), здійснювати перехід з фонтанного способу експлуатації на газліфтний без підйому колони.
Таким чином, розрахунки промислових газорідиннихпідйомників необхідні для забезпечення максимальних відборів при фонтанному способі експлуатації, якщо це допускається проектом розробки; для продовження термінів фонтанування із заданими дебітом; для забезпечення мінімальних витрат робочого агента при заданихвідборах газліфтним способом; для визначення глибини спуску насоса і вибору оптимального режиму роботи установки при насосних способах експлуатації.
Однією з найбільш важливих завдань, які можна вирішити посиленням системи заводнення, є забезпеченняфонтанного способу експлуатації нафтових свердловин протягом дуже тривалого періоду розробки нафтової поклади, а іноді до кінця розробки. Фонтанування нафтових свердловин можливо, якщо забійні тиск дорівнює або перевищує так зване тискфонтанування, яке визначається за відомими методиками розрахунку. Відомо, що чим вищий ступінь обводненості видобувається рідини і чим вище тиск на гирлі свердловини, тим більш високе забійні тиск необхідно підтримувати в свердловині, щоб вона фонтанувала.
При одному ряді НКТ в свердловині можливо лише два варіанти (рис. 9.2 а): фонтанний спосіб експлуатації по затрубний простору і експлуатація штанговим (ШСН) або електроцентробежним (ЕЦН) насосом по НКТ.
Доцільність роботи обводняется свердловин повинна бутиобгрунтована економічно, так як часто вона викликає перехід з фонтанного способу експлуатації на примусовий (глубіннонасосний, компресорний і ін), а іноді і вимагає додаткових витрат на кріплення привибійну зон пласта у свердловинах.
Якщо питома витратаенергії визначати з виразу (1), то при перекладі насосних свердловин на фонтанний спосіб експлуатації виходить, що чисельник зменшується дуже мало при значному зниженні знаменника.
Спосіб експлуатації, при якому підйом рідини на поверх-ністьвідбувається тільки за рахунок пластової енергії, отримав назву фонтанного способу експлуатації.
Тому якою б не була довжина підйомних труб, вона не впливає на збільшення пульсації фаз потоку при фонтанному способі експлуатації.
Однак розрахунки, в першучергу за оцінкою ступеня зниження продуктивності свердловин при застосуванні заводнения, показують, що фонтанний спосіб експлуатації не дозволяє забезпечити необхідний рівень видобутку, і тому його застосування не обгрунтовано.
Компресор - На гирлі компресорноїсвердловини уста. Для обладнання компресорних свердловин можуть бути використані стандартні фонтанні арматури, що і робиться на свердловинах, переведених з фонтанного способу експлуатації і характеризуються полуфонтанним режимом роботи, а також на свердловинах з великимвмістом піску в продукції.
Оптимальне керування системами підтримки пластового тиску (ППТ) на нафтових родовищах відіграє винятково важливу роль у продовженні термінів фонтанного способу експлуатації родовища, підвищенні коефіцієнта вилучення нафти з пласта, в забезпеченні ефективності капітальних вкладень, економії матеріальних ресурсів, надійного функціонування всіх технологічних елементів.
Якщо пластовий тиск високий, продукція безводна, коефіцієнт продуктивності свердловини великий, то з високим ступенем імовірності можна очікувати фонтанного способу експлуатації. При відносному сталості пластового тиску до початку обводнення продукції, що надходить з пласта в свердловину, склад свердловинної продукції залишається постійним і зміна внутріскважінного облаштування викликається тільки зміною норми відбору продукції з свердловини. Тобто, в такій ситуації, будь-яка зміна внутріскважінного обладнання є наслідком людського фактора, незв'язаного із зміною складу продукції, що видобувається.
Спосіб експлуатації, при якому підйом рідини (нафти) на поверхню відбувається тільки за рахунок пластової енергії, підлозі - 1ни назву фонтанного способу експлуатації.
При використанні газу високого тиску нафтових і газових свердловин значно знижуються виробничі витрати, і видобуток нафти безкомпресорним газовим підйомником стає більш економічною після фонтанного способу експлуатації.
Pаспределеніе свердловин за способами експлуатації залежить від застосовуваної технології розробки родовищ, продуктивності свердловин, а також фізико-механічних властивостей продукції, що видобувається /При розробці нафтових родовищ після фонтанного способу експлуатації настає етап механізованої видобутку нафти, здійснюваний за допомогою різних типів насосів.
При виборі діаметра трубопроводу в зв'язку зі збільшенням гідравлічних опорів слід враховувати як можливі дебіти свердловин, так і мінімальні значення можливих напорів на їх гирло при фонтанному способі експлуатації.
Друга стадія (підтримка досягнутого найбільшого рівня видобутку нафти) характеризується більш-менш стабільним високим рівнем видобутку нафти, наростанням обводненості продукції до кінця періоду і відповідно (при початковому фонтанному способі експлуатації) переходом до механізованого способу експлуатації свердловин.