На основании изложенного  можно составить следующий энергетический баланс:

W₁ + W₂ + W₃ = W_n + W_u,

где   W₁ - энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины;

W₂ - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W₃ - энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины;

если  W_u = 0, то эксплуатация называется фонтанной;

при W_u 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии W_u осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического давления пласта (Р_пл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования   

Р_пл > r·g·h.

В большинстве случаев  вместе с нефтью в пласте находится  газ, и он играет главную роль в  фонтанировании скважин. Это справедливо  даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом. Для  водонапорного режима характерно содержание в нефти газа, находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося  из нефти в пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную  работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

3.1.1. Роль фонтанных  труб

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно  получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для фонтанирования в 150 миллиметровой скважине, то его  может не хватить  для 200 миллиметровой  скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой чередование  прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных  труб, тем больше надо газа для подъема  нефти.

В практике известны случаи, когда скважины больших диаметров (150¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается  достигнуть фонтанирования. Поэтому  с целью рационального использования  энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед  освоением оборудуют лифтовыми  трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Диаметр подъемных труб подбирают  опытным путем в зависимости  от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через колонну труб малого диаметра газовый фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность  фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические  выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем  замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления  фонтанирования малодебитных скважин.

3.1.2. Оборудование  фонтанных скважин

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так  и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют  "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней  границы продуктивного пласта, а  сам пласт вскрывается на всю  мощность. Если породы продуктивного  пласта неустойчивые, рыхлые, то забой  укрепляют обсадными трубами  с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

Условия эксплуатации фонтанных  скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин  в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости  полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при  установке на устье фонтанирующей  скважины колонной головки и фонтанной  арматуры с манифольдом.

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в  заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды  и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и  манифольд. Фонтанной арматурой  оборудуют фонтанные нефтяные и  газовые скважины. Ее устанавливают  на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают  по конструктивным и прочностным  признакам.  Эти  признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную  елку с запорными и регулирующими  устройствами.

Трубная обвязка - часть фонтанной  арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания  одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод  своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой  на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной  головки. Схемы трубных обвязок  приведены на рис. 3.1.

Фонтанная арматура выпускается  на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки –  крестовая и тройниковая, по числу  спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована  задвижками или кранами.

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а

 

                                                                                Х  Х Х Х   -   Х     Х х    Х Х-Х Х

АН - арматура нагнетательная

 

 

Способ подвешивания скважинного  трубопровода:

в трубной головке - не обозначается, в переводнике к трубной 

головке - К, для эксплуатации скважин УЭЦН - Э

 

Обозначение типовой схемы  елки для арматуры с двумя 

трубными головками к  номеру схемы добавляют "а"

 

Обозначение системы управления запорными устройствами

( с ручным управлением  – не обозначают, с дистанционным  - Д, 

с автоматическим - А, с дистанционным  и автоматическим – В)

 

Условный проход ствола елки, мм

 

Условный проход боковых  отводов елки, мм (при совпадении

с условных проходом ствола не указывается)

 

Рабочее давление, МПа( кгс/см²)

 

Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно

холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного 

макроклиматического района – ХЛ

 

Исполнения по составу  скважинной среды:

c содержанием Н₂S и СО₂ до 0,003% по объему каждого - не обозначается;

с содержанием СО₂ до 6% по объему - К1;

с содержанием Н₂S и СО₂ до 6% по  объему каждого - К2 и К2И

 

Модификация арматуры или  елки

Рис. 3.1. Схемы трубных обвязок  фонтанной арматуры:

1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

 

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения  давления на верхнем буфере елки, а  также давления и температуры  среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами  предусмотрено изготовление блочных  фонтанных арматур, а также укомплектование  по необходимости фонтанных арматур  автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.2.