Фонтанная эксплуатация

Фонтанная эксплуатация скважин [c.22]

Песчаник состоит главным образом из тонкозернистого белого кварцевого песка, смоченного пленкой воды и сцементированного битумом. Свежие образцы породы внешне напоминают сырой коричневый сахар битум удается выделить простым прессованием. Объем пор в песчанике не всегда достаточно велик для того, чтобы объяснить количество присутствующего битума. Следовательно, битуминозные пески представляют собой скорее смесь песка и нефти или битума, чем пористую породу, вмещающую нефть, как это обычно встречается в нефтяных месторождениях. Нефть из битуминозных песков практически не текуча, и фонтанная эксплуатация скважин безусловно исключена. Если бы она была возможна, например путем закачки горячей воды (подобно применяемой [c.96]

Фонтанная эксплуатация скважин возможна потому, что газ нефтяного пласта и газы, растворенные в самой нефти, находятся в пласте под давлением от нескольких десятков до сотен атмосфер и способны выталкивать нефть через скважину на поверхность земли. [c.90]

Большое значение для режима фонтанной эксплуатации имеет определение оптимальных размеров фонтанного подъемника (колонны фонтанных труб) — его длины и диаметра. Длина фонтанного подъемника зависит от состояния пород продуктивного пласта. Если продуктивный пласт сложен рыхлым песком, то подъемные трубы опускают до забоя. Это позволяет обеспечить лучшие условия для выноса песка на поверхность. При сложении продуктивного пласта плотными и прочными горными породами нет необходимости в размещении фонтанных труб до забоя. В этом случае глубину подвески фонтанных труб в скважине ограничивают зоной, где давление равно давлению насыще-ния нефти Г9з . I [c.56]

На первом этапе до начала 70-х годов большие работы проводились по развитию техники подъема нефти из скважин. Широкое применение поддержания пластового давления путем закачки воды обусловило продление естественного фонтанирования, в результате чего фонтанный способ эксплуатации скважин стал доминирующим. Так, если в 1950 г. фонтанным способом было добыто 32,8% от всего объема добычи нефти, то в 1960 г. он достиг уже 73,7% (табл. 14). На этом этапе большое внимание было уделено совершенствованию оборудования для фонтанной эксплуатации скважин. Одновременно с этим были созданы новые виды оборудования для механизированной высокоэффективной добычи нефти - электро-центробежные и гидропоршневые насосы. [c.128]

Применение подъемных труб при фонтанной эксплуатации диктуется следующими соображениями. [c.155]

Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фонтанной эксплуатации. [c.161]

Одно из перспективных направлений сотрудничества с нефтегазодобытчиками - разработка насосно-компрессорных труб из алюминиевых сплавов. Использование таких труб позволяет значительно снизить вес лифтовых колонн, что существенно уменьшает затраты на проведение периодических ремонтов. Гидравлические характеристики этих труб снижают затраты пластовой энергии и позволяют увеличить срок фонтанной эксплуатации скважин на 10 - 15%. А высокая коррозионная стойкость алюминиевых сплавов по отношению к сероводороду позволяет в два раза увеличить срок службы трубной колонны по сравнению со стальной НКТ, повсеместно применяемой в настоящее время. [c.108]

Особенностью иксплуатации скважин, расположенных. ч северо-западных нефтяных районах Башкирии, являлся короткий период фонтанной эксплуатации, так как дебиты быстро падали. Необходимо было переходитЕ. на насосный способ эксплуатации, требующий больших затрат трудз и средств, со тен станков-качалок, многих тысяч насосных штан , насосов и металла для обустройства и пуска сква- [c.138]

Устьевую температуру для рассматриваемой задачи можно оценить по формуле И.Т. Мищенко [25] для фонтанной эксплуатации, т.к. на отрезке скважины от забоя до бащмака НКТ (приема насоса) режим работы скважины можно рассматривать как фонтанный. Тогда для вертикальной скважины [c.350]

С течением времени давление в пласте уменьшается и становится недостаточным для подъема нефти до устья скважины. Тогда прибегают к компрессорному (газлифтному) или глубиннонасосному способам эксплуатации. В последние годы благодаря выдающимся успехам советской науки разработаны и внедряются новые методы эксплуатации нефтяных залежей, при которых пластовое давление поддерживают в течение длительного времени и таким образом увеличивают срок фонтанной эксплуатации скважины. Из методов цоддержания пластового давления на промыслах Советского Союза широко применяют законтурное и внутриконтурное заводнения и закачку газа в пласт. [c.19]

Иасосныс для законтурггого и инутриконтурного заводнения являются весьма энергоемкими установками. В нефтяных районах СССР, где большое число скважип находится в режиме фонтанной эксплуатации, расход электроэнергии на закачку воды в пласт превышает 60% от общего [)асхода электроэнергии на добычу нефти. [c.349]

Для контроля давления нефти на устье скважины на фонтанной елке устанавливают два манометра. Один манометр в верхней части фонтанной елки для замера давления нефти в устье скважины, а другой на боковом отводе для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубного давления). Для опускания в колонну насоснокомпрессорных труб различных контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебитомеров и др.) или скребков для удаления отложений парафина со стенок труб над верхним стволовым краном елки устанавливают специальное приспособление — лубрикатор. Для регулирования поступления нефти из скважины на боковых ответвлениях елки устанавливают штуцеры дискового типа с калиброванными отверстиями. Из фонтанной арматуры нефть вместе с газом и водой поступает по приемным трубопроводам к автоматизированным групповым замерным установкам (АГЗУ) и далее на установку комплексной подготовки нефти (УКПН). При фонтанной эксплуатации нефтяных скважин необходимо обеспечить оптимальные условия для подъема жидкости (нефти) по вертикальным фонтанным трубам. При этом необходимо учесть, что в нефти, выходящей из пласта, всегда содержится растворенный газ и по трубам движется газожидкостная смесь. [c.56]

В процессе фонтанной эксплуатации необходимо обеспечивать сох ранение дебита на всем ее протяжении. Наиболее частая причина умень шения проходного сечения фонтанных труб на многих нефтяных мес торождениях — отложения парафина на их внутренней поверхности В нефтях ряда месторождений содержание парафина доходит до 3 % В условиях пластового давления парафин растворен в нефти. Но по выходе из пласта и при подъеме нефти по фонтанным трубам парафин вследствие снижения давления выделяется из нефти и откладывается на стенках внутренней поверхности труб, уменьшая, а затем, если не принять мер, то и полностью закупоривая трубы. Для удаления парафина со стенок труб используют тепловое воздействие водяного пара или механические скребки, поднимаемые в трубах лебедкой. При тепловом воздействии через колонную головку в затрубное пространство фонтанных труб от передвижных установок подают водяной пар. При прохождении пара отложения твердого парафина на стенках труб расплавляются и выносятся с потоком нефти на поверхность. Скребки, опущенные в колонну фонтанных труб, при подъеме их лебедкой срезают парафин со стенок труб, а поток нефти выносит парафин на поверхность. Но наиболее эффективно предупреждение отложений парафина — покрытие внутренней поверхности фонтанных труб стеклом, лаками или эмалями. Выделяющийся из нефти парафин в этом случае не удерживается или слабо удерживается на внутренней поверхности труб и смывается потоком движущейся нефти. [c.57]

В процессе эксплуатации происходят изменения и в составе попутного газа нефтяных залежей. Так, например, И. С. Старобинцем на месторождении Небит-Даг установлено увеличение жирности попутного газа с течением времени. При одном и том же способе эксплуатации за год в этом месторождении содержание гомологов метана увеличивалось от 2 до 5%. При переходе на другой способ эксплуатации газ становится обычно тяжелее (для одной и той же скважины). Плотность газа (по отношению к воздуху) в Небит-Даге нри переходе от фонтанной эксплуатации к насосной увеличивалась от 0,65 до 0,71 й/сл , а содержание суммы гомологов метана возрастало на 4—8%. [c.250]

При фонтанной эксплуатации в большинстве случаев применяют насосно-компрессорные трубы диаметрами 60, 73 и 89 мм, а для высокодебитных скважиндиаметрами 102 и 114 мм. Трубы обычно спускают до фильтра. [c.155]

Непрерывный газлифт можно рассматривать как естественное продолжение фонтанной эксплуатации скважины. При этом способе дополнительно к пластовому газу, которого оказалось недостаточно для обеспечения фонтанной эксплуатации, в скважину с поверхности подводится газ. Обычно сжатый газ входит в подъемные трубы через газлифтные клапаны, расположенные на определенной Глу/бине, и аэрирует жидкоЬть, поступающую из пласта по подъемным трубам. [c.4]

На рис. 1 приведена одна из возможных схем заканчи-вания скважины для эксплуатации непрерьюным газлифтом одного продуктивного пласта, Затрубное пространство обсадной колонны в скважине герметизировано пакером , установленным на уровне башмака подъемных труб. Во время устойчивой непрерывной эксплуатации скважины из всех установленных газлифтных клапанов открыт только рабочий клапан 1. Сжатый газ, необходимый для обеспечения фонтанирования, подается в затрубное пространство скважины по нагнетательной, линии 3 и проникает в подъемные трубы через рабочий клапан 1. Оба потока газа (нагнетаемого и пластового) стабильны или квазистабильны. В подъемных трубах пластовая жидкость и нагнетаемый газ поднимаются вместе. Падение давления потока в подъемных трубах определяется известными методами, так же как и при фонтанной эксплуатации. Расчет работы непрерывного газлифта заключается в определении оптимального диаметра и длины подъемных труб, глубины, на которой необходимо непрерывно нагнетать газ, типов, размеров и глубин устанавливаемых газлифтных клапанов, а также в выборе конструкции газлифтной установки - пакерной или беспакерной. [c.5]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология