для чего нужна башмачная воронка при фонтанной эксплуатации скважин

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

Фонтанный способ добычи нефти

2. Фонтанный способ добычи нефти. Фонтанная эксплуатация скважин, как уже отмечалось выше, является одним из наиболее эффективных способов добычи нефти, особенно на новых площадях. Поскольку он не требует дополнительных затрат энергии на подъем жидкости, а при его применении используют исключительно энергетические ресурсы пласта, фонтанный способ добычи нефти, кроме того, является наиболее дешевым. Он обладает рядом преимуществ по сравнению с другими способами эксплуатации скважин, таких как:

простота оборудования скважины;

отсутствие подачи энергии в скважину с поверхности;

возможность регулирования режима работы скважины в широких пределах;

удобства выполнения исследований скважин и пласта с применением практически всех современных методов;

возможность дистанционного управления скважиной;

значительная продолжительность межремонтного периода работы (МРП) скважины и др.

Геолого-физические условия нефтяных месторождений, из которых добывается нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью нефтегазоводонасыщенных пород, пластовыми температурой, продуктивностью пласта и т.д.

Рис. 1.2. Схема оборудования фонтанной сква­жины:

Рис. 1.3. Кривые распределения давления в фонтанном подъемнике при различных режимах работы

В зависимости от этих факторов выбирается схема оборудования фонтанной скважины. Общая схема оборудования фонтанной скважины приведена на рис. 1.2. Основными элементами схемы являются: колонная головка 5, фонтанная арматура с лубрикатором 7 для проведения различных операций в работающей скважине, насосно-компрессорные трубы 17. Возможна установка пакера 75 или

башмачной воронки 19 для устранения пульсирующей работы фонтанного подъемника. В высокопродуктивных пластах НКТ оборудуются скважинными отсекателями 4 для аварийного отключения. На фонтанной арматуре устанавливаются штуцер, предохранительные клапаны, пробоотборные устройства, приборы контроля.

Условия фонтанирования в виде неравенства (1.10) оцениваются по А.П. Крылову для оптимального режима работы подъемника. Поэтому нарушение этих условий не означает полного прекращения поступления газожидкостной смеси к устью скважины. Ухудшение условий работы подъемника (уменьшение эффективного газового фактора, снижение р_с, увеличение п_в и т.п.) приводит к снижению его производительности до полного прекращения излива.

В связи с этим предложены и другие методы оптимизации работы фонтанных скважин [3, 7, 8 и др.]. В частности, для решения этой задачи рекомендовано использовать кривые распределения давления р(Г) и температуры Т([) по длине одного фонтанного подъемника при различных условиях его работы. Для построения кривых распределения давления р(Г) и температуры Т(Г) необходимо задавать дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление, что позволяет согласовать совместную работу пласта и подъемника. Важное значение приобретает при этом достоверность коэффициента продуктивности скважины. Если нет точной информации о продуктивности, то любой инженерный расчет становится невозможным и бессмысленным. Это относится к любым расчетам по оптимизации работы скважин и оценке эффективности проводимых геолого-технических мероприятий при добыче нефти.

Решение задачи о выборе фонтанного подъемника сводится к построению графиков зависимости производительности подъемника (дебита скважины) Q и устьевого давления р₂ от забойного давления р_с, т.е. Q =fiPc) И Р2= ф(л) (Р ис — 1-3). Эти графики строятся при заданных диаметре и длине подъемника по одной из методик, приведенных в работах [7, 8].

Очевидно, одной из основных характеристик работы фонтанной скважины является давление на устье, являющееся начальным давлением при движении добываемой продукции по трубопроводам системы сбора.

Таким образом, зная значение этого давления, по графикам (рис. 1.4) на оси р₂ находим точку р₂ = р„. Затем, проведя горизонтальную линию до пересечения с графиком р₂(2), находим точку а, соответствующую потребному давлению на устье. Проекция точки а на ось абсцисс определяет соответствующее этому режиму забойное давление р_с. Пересечение вертикали с кривой 1 (точка Ь) дает критический дебит скважины Q^, превышение которого приведет к

Рис. 1.4. К определению условий фонтанирования скважины

уменьшению устьевого давления. Таким образом, область режимов фонтанирования скважины, лежащая влево от вертикали, проходящей через точки а и Ъ, нереальная, а область режимов, лежащая вправо от той же вертикали, осуществима, так как при условиях р_с, Q, р₂ пластовая энергия превышает необходимую для подъема жидкости.

Как видно из рассматриваемой схемы, уже при составлении проектов разработки представляется возможным рассмотреть варианты системы разработки по параметрам работы проектных скважин, таких как Q, р₂, р_с, d,Lvi др.

При достижении определенной степени обводненности продукции скважин, снижения пластового давления и уменьшения количества газа, поступающего из пласта, пластовая энергия не обеспечивает процесс фонтанирования скважины на заданных режимах. Фонтанирование скважины прекращается. Для подъема жидкости необходимо подавать с дневной поверхности определенное количество энергии.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Техника и технология добычи нефти и газа

Рассмотрены вопросы: Виды эксплуатации скважин. Газлифтная эксплуатация скважин, фонтанная, глубинно-насосная эксплуатация скважин.Наземное оборудование скважин. Устьевая арматура. Подземное оборудование.

Эксплуатация скважин с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН). Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок (ШГН). Наземное оборудование штанговых глубинно-насосных установок. Станки-качалки. Эксплуатация скважин другими видами насосных установок. Понятие о групповых замерных установках. Сбор, транспортировка, хранение и подготовка нефти и газа.

Мы рассмотрели вопросы разработки месторождений, провели подготовительные работы и пробурили скважины, вызвали приток. Теперь перед нами стоит задача – поднять нефть на поверхность, обеспечить длительную максимальную добычу нефти. Процесс подъема нефти на дневную поверхность может проходить за счет

· Природной энергии (фонтанный способ добычи)

· Энергии вводимой в скважину с поверхности при помощи следующих способов откачки нефти из скважины

· Компрессорного (газлифтная эксплуатация)

· Насосного (поршневые штанговые глубинные насосы ШГН, электроцентробежные насосы ЭЦН, винтовые насосы и др.)

Фонтанная эксплуатация скважин

Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить

· за счет энергии гидростатического напора,

· за счет энергии расширения газа, растворенного в нефти,

· за счет той и другой энергий.

Оборудование устья скважины

Фонтанная арматура служит для

· герметизации устья скважины,

· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,

· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанная арматура состоит из

Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка состоит из

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из

· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Газлифтная эксплуатация скважин

Комплекс газлифтного оборудования включает:

· источник рабочего агента,

· газораспределительные батареи с устройствами регулирования расхода;

· насосно-компрессорные трубы (НКТ),

· пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца НКТ для предотвращения ухода жидкости в пласт при пуске скважины и для уменьшения пульсаций);

· пусковые и рабочие клапаны (служат для подачи газа в поток жидкости). Пусковые клапаны обеспечивают последовательное газирование жидкости в скважине при пуске, после чего закрываются. Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и поддержания заданной добычи жидкости при изменении обводненности, устьевого давления, прорыве газа из пласта, соле- и парафиноотложениях в трубах и др.

Газлифт применяется в тех случаях, когда работа насосов осложнена

– высокими газосодержанием или температурой жидкости,

– отложениями парафина и солей,

– а также в кустовых и наклонно направленных скважинах. Эффективность газлифта зависит от вязкости, скорости движения смеси, устьевого и РА давлений.

Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами

· центробежный насос с 50-600 ступенями;

· асинхронный электродвигатель, заполненный специальным диэлектрическим маслом;

· протектор, предохраняющий полость электродвигателя от попадания пластовой среды;

· кабельную линию, соединяющую электродвигатель с трансформатором и станцией управления.

Ступень центробежного насоса содержит направляющий аппарат с рабочим колесом (рис.2). Направляющие аппараты стянуты в цилиндрическом корпусе насоса, а рабочие колеса зафиксированы шпонкой на валу, подвешенном на осевой опоре и вращающемся в концевых промежуточных радиальных опорах. Детали отливаются из спец. чугуна, бронзы, коррозионно- и абразивостойких сплавов и полимерных материалов. Для уменьшения попадания в насос свободного газа перед ним устанавливается гравитационный, гидроциклонный или центробежный (центрифуга) газосепаратор.

· уплотнение вала (торцевое, набивное, эластичное),

· систему компенсации температурного расширения масла, в некоторых случаях гидравлический затвор с жидкостью большой плотности, чем скважинная среда и нейтральной по отношению к ней и маслу электродвигателя.

Трехжильный бронированный плоский или круглый кабель большого сечения имеет герметичный ввод в электродвигатель и соединяет последний через трансформатор со станцией управления. Станция осуществляет управление, контроль и электрическую защиту ЭЦН от короткого замыкания, перегрузки, срыва подачи напряжения, снижения сопротивления изоляции.

Трансформатор преобразует напряжение сети в рабочее, имеет ступенчатую регулировку для подбора режима работы. Применяются также преобразователи частоты для бесступенчатой регулировки частоты вращения ЭЦН и датчики давления и темп-ры электродвигателя, передающие сигнал об отклонении этих параметров от безопасных значений по силовому кабелю или сигнальной жиле.

ЭЦН для воды содержит заполненный водой электродвигатель и насос с 5-50 ступенями. Производительность его до 3000 м3/ сут, напор до 1500 м, мощность электродвигателя до 700 кВт, напряжение 3000В, температура воды до 400 С.

Эксплуатация скважин с помощью штанговых глубинно-насосных установок (ШГН). Наземное оборудование штанговых глубинонасосных установок.

Штанговая насосная установка- комплекс оборудования для механизированной добычи жидкости через скважины с помощью штангового насоса, приводимого в действие СТАНКОМ-КАЧАЛКОЙ. Штанговый насос (рис.5) опускается в скважину ниже уровня жидкости и состоит из

· цилиндра,

· плунжера, соединенного со штангой,

· клапанов всасывающих и нагнетательных

· цилиндр вставного штангового насоса опускается вместе с плунжером на штангах и закрепляется на замковой опоре, установленной на конце насосно-компрессорных труб или на пакере;

· штанговый насос большого диаметра опускается целиком на колонне насосно-компрессорных труб и соединяется с колонной штанг через сцепное устройство.

· штанговые насосы с подвижным цилиндром и неподвижным плунжером,

· с двумя ступенями сжатия (для откачки сильно газированных нефтей), с двумя цилиндрами и плунжерами (для одновременной откачки из двух горизонтов),

· с камерой разрежения (для высоковязких нефтей) и др.

Станок-качалка преобразует вращение вала двигателя в возвратно-поступательное движение, передаваемое колонне штанг через гибкую (канатную, цепную) подвеску и полированный шток. Применяются в основном

· балансирные (одно- и двухплечевые) и

· безбалансирные, а также

Максимальная длина хода точки подвеса штанг 1-6 м (башенные до 12 м), максимальная нагрузка 1-20 тс, частота ходов в минуту от 5 до 15. Используют электрические, реже газовые двигатели ( на нефтяном газе от скважины) мощностью до 100 кВт.

Станция управления ШГН обеспечивает пуск, установку, защиту от перегрузок, а также периодическую работу.

Дополнительное оборудование ШГН.:

· якорь для предотвращения перемещений нижнего конца насосно-компрессорных труб;

· газовые и песочные якори для защиты насоса от попадания свободного газа и абразивных механических примесей;

· штанговые протекторы (полимерные или с катками) для уменьшения износа труб и штанговых муфт в наклонных скважинах;

· скребки на штангах для удаления парафиновых отложений с насосно-компрессорных труб:

· динамограф, показывающий зависимость нагрузки от перемещения точки подвеса штанг, для технической диагностики узлов ШГН.

Продукция скважины (нефть, вода) подается на поверхность по насосно-компрессорным трубам, обсадной колонне, либо по полым штангам. Производительность при постоянной откачке до 300 м3/сут.

Винтовая насосная установка – комплекс устройств для перемещения жидкости; состоит из винтового насоса и двигателя. Скважинная винтовая насосная установка – одновинтовой насос с погружным электродвигателем и системой токоподвода, аналогичной применяемой в электроцентробежных насосных установках (могут также применяться гидродвигатели вращательного движения – турбинные, винтовые).

Подземный ремонт скважин.

Комплекс работ, связанных с устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины и воздействием на призабойные зоны пластов, называется подземным ремонтом.

Продолжительность простоев действующего фонда скважин с связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважины к их общему календарному времени за месяц или год.

К текущему ремонту скважин (ТРС) относятся:

· ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг и труб,

· смена насосно-компрессорных труб или штанг,

· изменение глубины погружения подъемных труб,

· очистка и смена песочного якоря,

· очистка скважин от песчаных пробок,

· удаление со стенок труб парафина, солей и др.

Эти работы выполняются специализированными бригадами по текущему ремонту скважин, организуемыми на каждом предприятии по добыче нефти и газа. Бригады по текущему ремонту работают по вахтно, в состав их входят три человека:

· и оператор работают у устья скважины,

Более сложные работы, связанные

· с ликвидацией аварий с подземным оборудованием,

· исправлением поврежденных эксплуатационных колонн,

· изоляцией притоков вод в скважину,

· переходом на другой эксплуатационный горизонт,

· обработкой призабойных зон пластов и др.,

относятся к категории капитального ремонта скважин (КРС).

Подземный ремонт скважин выполняется с помощью комплекса оборудования, состоящего из подъемных и транспортных средств, инструмента для выполнения ручных операций, средств механизации, оборудования по чистке скважины и др.

СИСТЕМА СБОРА и ПОДГОТОВКИ НЕФТИ и ГАЗА

Продукция нефтяных и газовых скважин – смесь

· нефти,

· механических смесей (горных пород, затвердевшего цемента)

должна быть собрана из рассредоточенных на большой территории скважин и обработана как сырье для получения товарной продукции-

– товарной нефти,

-пластовой и сточной воды, которую можно было бы снова возвращать в пласт.

Сбор и подготовка нефти составляют единую систему процессов и представляют сложный комплекс

· блочного автоматизированного оборудования и

· аппаратов, технологически связанных между собой.

Она должна обеспечить:

S Предотвращение потерь нефтяного газа и легких фракций нефти от испарения на всем пути движения и с самого начала разработки

S Отсутствие загрязнения окружающей среды, вызываемого разливами нефти и воды

S Надежность работы каждого звена и системы в целом

S Высокие технико-экономические показатели работы

Сбор нефти и газа на промыслах – это процесс транспортирования по трубопроводам нефти, воды и газа до центрального пункта сбора. Они транспортируются под действием напора, обусловленного

– давлением на устье скважин,

– давлением, создаваемого насосами (при необходимости).

Нефтепроводы по которым осуществляется сбор нефти от скважин называются сборные коллекторы, давление в коллекторе называется линейным давлением.

Выбор схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин в зависимости от

– систем разработки месторождений,

– физико-химических свойств пластовых жидкостей,

– способов и объемов добычи нефти, газа и воды.

Это дает возможность

– замера дебитов каждой скважины;

– транспорта продукции скважин под давлением, имеющемся на устье скважин, на максимально возможное расстояние;

– максимальную герметизацию системы в целях исключения потерь газа и легких фракций нефти.

– возможность смешения нефтей различных горизонтов;

– необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.

Источник

ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ

Осложнения при фонтанной эксплуатации скважин могут быть связаны со скоплением воды на забое, образованием пес­чаных пробок на забое или в стволе скважины, с отложениями солей и парафина в подъемных трубах и пульсацией скважин при выделении свободного газа из нефти под башмаком подъ­емных труб.

С целью уменьшения содержания воды в извлекаемой про­дукции и продления сроков безводного периода фонтанирования эксплуатацию скважин проводят при ограниченных дебитах. Однако при уменьшении скоростей подъема жидкости по стволу скважины происходит скопление воды на забое, что при­водит к увеличению забойного давления и снижению дебита скважины вплоть до прекращения ее фонтанирования. Для пре­дупреждения скопления на забое и обеспечения выноса ее на поверхность увеличивают скорости подъема жидкости из сква­жины, спуская фонтанные трубы до забоя. О скоплении воды на забое судят по уменьшению давлений как в межтрубном про­странстве, так и в подъемных трубах, что контролируется ма­нометрами, установленными на выкиде трубной головки и на буфере фонтанной елки.

Основная причина поступления песка в скважину — неус­тойчивость пород призабойной зоны пласта к размыву. Для предупреждения осложнений, связанных с поступлением песка из пласта, ограничивают отбор жидкости из скважины с таким расчетом, чтобы скорости фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта не превышали критических скоростей разру­шения пород. С целью увеличения депрессии на пласт, а следо­вательно, и возможности эксплуатации скважины с более высо­кими дебетами, на пескопроявляющих скважинах проводят крепление неустойчивых пород призабойной зоны или на за­бое устанавливают специальные фильтры. Чтобы не допустить образования песчано-глинистых пробок в скважине, подъемные трубы спускают до забоя.

Опыт разработки месторождений с неустойчивыми коллек­торами показывает, что интенсивность выноса песка из пласта в скважину увеличивается с ростом обводненности скважин. Поэтому при появлении в продукции скважины воды необхо­димо срочно проводить работы по изоляции притоков пласто­вых вод.

Одна из причин образования песчаных пробок в скважине — разъедание штуцера песком. В результате происходят неуправ­ляемые увеличения дебита скважины и скоростей фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта, что обусловливает интен­сивный вынос песка в скважину. Однако при этом скорости подъема жидкости в скважине остаются еще низкими и песок оседает на забое. В случае закупоривания или разъедания шту­цера песком необходимо направить фонтанную струю на запас­ной выкид и тут же очистить или сменить штуцер.

Песчаные пробки из подъемных труб удаляют посредством прокачки в скважину нефти насосами по схеме обратной про­мывки. Для разрушения песчаной пробки на забое скважину некоторое время эксплуатируют без штуцера, что позволяет увеличить скорости движения струи жидкости через песчаную пробку и размыть ее. Также хорошие результаты получаются при одновременной подкачке нефти через межтрубное про­странство.

Если после образования песчаной пробки на забое или в подъемных трубах наблюдается некоторая циркуляция жидкости в скважине, в подъемные трубы закачивают слабый раствор соляной кислоты с таким расчетом, чтобы он не попал в призабойную зону пласта. Затем в межтрубное пространство закачивают нефть, разрушают песчаную пробку и вымывают песок на поверхность. В случае проникновения солянокислотного раствора в призабойную зону могут возникнуть дополни­тельные осложнения, связанные с возможностью диспергации песка и глинистого материала в результате растворения цемен­тирующего материала пород пласта.

Если вышеописанными операциями не удается ликвидиро­вать песчаную пробку, фонтанную скважину передают на капи­тальный ремонт для проведения более сложных работ.

При проведении работ по ликвидации осложнений, связан­ных с пескопроявлениями, фонтанирующую скважину не реко­мендуется останавливать, так как это может привести к обра- зованию новых песчаных пробок в подъемных трубах или на забое. Контроль за работой фонтанной скважины, на которой наблюдается вынос песка, проводят по показаниям маномет­ров, установленных на буфере и на выкиде трубной головки. Если песчаная пробка образовалась на забое, то буферное дав­ление и давление в межтрубном пространстве снижаются и одновременно снижается и дебит скважины. Снижения давле­ния на буфере и дебита скважины с одновременным повыше­нием давления в межтрубном пространстве указывают на обра­зование песчаной пробки в подъемных трубах. А резкое повы­шение давления на буфере и в межтрубном пространстве при одновременном снижении или прекращении дебита указывает на засорение или закупоривание «штуцера или выкидной линии песком или глинистым материалом.

Нефти многих месторождений содержат в своем составе от следов до 30 % и более смолопарафиновых отложений, пред­ставляющих собой сложную смесь высокомолекулярных угле­водородов: парафинов, смол, асфальтенов и механических при­месей.

Интенсивность отложения парафина в подъемных трубах зависит от следующих факторов.

1. Шероховатость стенок труб, способствующая выделению газа из нефти и ее охлаждению. В результате растворимость парафина в нефти ухудшается и скорость отложений увеличи­вается. Однако увеличение скорости потока газожидкостной смеси может несколько замедлить рост парафиновых отло­жений.

2. Растворяющая способность нефти по отношению к пара­финам. На основе лабораторных исследований и практики уста­новлено, что в высокомолекулярных (тяжелых) нефтях раство­римость парафина снижается. Поэтому интенсивность отложе­ния парафина в таких нефтях повышается.

3. Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше эта концентрация, тем интенсивнее откладывается на стенках труб парафин.

4. Температура кристаллизации парафинов. Кристаллизация парафинов, т. е. образование твердой фазы, происходит при разных температурах. Первые кристаллы парафина образуются на стенках, так как работа, затрачиваемая на образование твердой фазы на границе двух фаз (жидкость — стенка трубы), наименьшая, и температура стенки трубы ниже температуры потока. Интенсивность образования кристаллов парафина в нефти увеличивается, если в жидкости имеются механические примеси, которые являются центрами кристаллизации.

5. Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит выделение газа из нефти, способствующее понижению температуры нефтегазо­вого потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение легких фракций, являющихся лучшими растворите­лями парафиновых соединений.

6. Скорость нефтегазового потока. На основе опыта эксплуа­тации месторождений с высокопарафинистыми нефтями уста­новлено, что, чем ниже скорость потока, тем больше толщина отложения парафина.

7. Наличие в нефти воды. Поверхности металла лучше сма­чиваются водой, чем нефтью. Поэтому между основным пото­ком, содержащим парафины, и поверхностями подъемных труб образуются тонкие гидратные слои, на которых кристаллы па­рафина не откладываются.

В зависимости от физико-химических свойств нефти и пара­финов борьбу с отложениями парафина на промыслах прово­дят в двух направлениях:

периодически очищают подъемные трубы от парафиновых отложений;

создают такие условия, при которых предотвращаются от­ложения парафина в трубах.

Способы очистки подъемных труб от отложений парафина подразделяются на тепловые, химические и механические.

При тепловом методе очистки подъемных труб от парафина в межтрубное пространство без остановки скважины закачи­вают пар или горячие углеводороды. Пар закачивают с приме­нением специальной паровой передвижной установки (ППУ), смонтированной на шасси автомашины. Эту установку исполь­зуют также для нагрева нефти и конденсата. Закачку горячей нефти или конденсата проводят передвижными насосными агре­гатами. Расплавленный парафин выносится потоком нефти на поверхность. При этом происходит расплавление парафина и в выкидных линиях.

Сущность химического способа борьбы с отложениями пара­фина сводится к тому, что с помощью насосов-дозаторов в меж­трубное пространство при работе скважины подают легкую углеводородную жидкость (конденсат, нестабильный бензин), или ПАВ. При подаче легких углеводородов происходит растворение парафинов, в результате чего температура кристаллиза­ции их снижается. Введенные в потокнефти ПАВ, адсорбируясь па твердых частицах парафина, затормаживают или полностью прекращают рост его кристаллов, в результате чего затруд­няется осаждение парафина из потока нефти и образование твердых отложений.

За рубежом широкое применение находят различного рода химические реагенты, которые носят название смачивающих реагентов или диспергаторов. Смачивающие реагенты способны покрывать поверхность труб тонкой пленкой, препятствующей отложению парафина, выпавшего из раствора. Диспергаторы препятствуют слипанию молекул парафина на всем пути от забоя скважины до установок подготовки нефти и далее до завода.

На многих месторождениях нашей страны для удаления па­рафина со стенок труб применяются автоматические депарафинизационные установки (АДУ) с механическими скребками различной конструкции, которые работают без остановки фон­танной скважины. Установка последней конструкции АДУ-3 со­стоит из лебедки с намотанной на ее барабан скребковой про­волокой, электродвигателя и станции управления, размещенных в специальной будке около скважины. Для спуска скребка в скважину на верхней стволовой задвижке вместо буфера уста­навливают лубрикатор с роликом и сальниковым уплотнением.

Автоматический спуск скребка осуществляется под дей­ствием собственного веса и веса специального груза (100 Н), подвешенного к нижней части скребка, по команде блока мест­ной автоматики (БМА) станции управления, осуществляемой по заранее заданной программе в зависимости от интенсивности отложения парафина в подъемных трубах. Периодичность спуска колеблется от 2 до 24 ч и более. После достижения скребком заданной глубины спуск прекращается, автоматически включается в работу электромотор и скребок поднимается ле­бедкой до устья скважины. Подъем прекращается также авто­матически после прохождения скребком индукционного датчика, установленного после рабочей струны фонтанной арматуры. До начала нового спуска скребок находится в подвешенном со­стоянии в лубрикаторе.

К недостаткам механической очистки подъемных труб от парафина следует отнести то, что у каждой скважины прихо­дится иметь дополнительное оборудование, которое необходимо обслуживать и которое является источником дополнительных неполадок при эксплуатации скважин (обрыв проволоки, выход из строя отдельных узлов и др.).

Наиболее эффективный способ борьбы с Отложениями Пара­фина в подъемных трубах — нанесение на их поверхности за­щитных покрытий (специальные лаки, эмаль и стекло). В результате получа­ются гладкие поверхности, на которых парафин не откладывается, что объяс­няется небольшими силами сцепления между частицами парафина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачи­ваемостью поверхностей покрытия нефтью и лучшей их смачиваемостью во­дой, а также диэлектрическими свойст­вами покрытий. Кроме того, частицы па­рафина легко смываются с поверхностей гладких покрытий потоком жидкости.

Осложнения, связанные с пульсацией скважины, объясняются следующим. Если при эксплуатации фонтанных сква­жин башмак подъемных труб установ­лен на глубине, где давление ниже дав­ления насыщения, из нефти выделяется свободный газ, часть которого накапли­вается в межтрубном пространстве. По мере повышения давления газа в межтрубном пространстве происходят оттеснение нефти и прорыв этого газа через башмак в подъемные трубы. Прорыв газа сопровождается резкими сни­жениями забойного давления, что обусловливает нарушение нормальной работы скважин. Такое явление называется пуль­сацией. Пульсации скважины приводят к разрушению неустой­чивых пород призабойной зоны и к пробкообразованию в сква­жине. При резком снижении забойного давления также про­исходит интенсивное выделение газа из нефти, охлаждение газонефтяного потока и более интенсивное отложение парафина на стенках подъемных труб и манифольда.

Борьбу с пульсацией в фонтанных скважинах проводят с применением одного из перечисленных методов.

Рис. 10.

2. Периодический отбор газа из межтрубного пространства, которое соединяют с выкидной линией патрубком. На ием уста­навливают регулятор давления.

3. Изолирование межтрубного пространства у башмака подъемных труб пакером, что позволяет направить свободный газ в подъемные трубы и повысить эффективность работы газо­жидкостного подъемника.

4. Установка в нижней части подъемных труб башмачной воронки, что также позволяет лучшим образом использовать энергию расширения свободного газа для подъема газожидко­стной смеси. Скважины, оборудованные башмачной воронкой, дольше фонтанируют.

5. Установка на расстоянии 30—40 м от башмака труб кон­цевого клапана, открывающегося после оттеснения жидкости и создающего перепад давления 0,1—0,15 МПа. Газ через конце­вой клапан прорывается в подъемные трубы и также совершает полезную работу по подъему газожидкостной смеси по трубам.

При эксплуатации обводненных скважин происходит отло­жение солей в призабойной зоне пласта, на забое и в подъем­ных трубах. В пластовой воде содержатся как растворимые (СаС1₂, MgCl₂, NaCl), так и не растворимые соли (СаС0₃, MgC0₃, CaS0₄2H₂0, MgS0₄, BaSO 2 +, Mg 2 +, НСО3— образуются очень непрочные бикарбонаты каль­ция и магния

равновесие которых поддерживается растворенным в воде угле­кислым газом. При движении газожидкостной смеси давление в фонтанных скважинах понижается, из воды выделяется угле­кислый газ и образуются осадки карбонатных солей

(43)

При снижении температуры потока равновесие реакций (42) и (43) сдвигается влево, поскольку в этих условиях уменьшается выделение из раствора С0₂ и выпадение солей из раствора затормаживается.

Таким образом, падение давления газожидкостной смеси в трубах интенсифицирует образование осадков солей, а сниже­ние температуры, наоборот, тормозит этот процесс. Однако при падении давления сдвиг реакции вправо происходит более интенсивно, чем сдвиг реакции влево при снижении температуры. В этом и заключается основная причина отложения солей в скважинах.

Борьбу с отложениями солей при фонтанной эксплуатации ведут химическими, физическими и механическими методами.

Для борьбы с водонерастворимыми отложениями карбонат­ных солей СаСОз и MgC0₃ и сульфатных солей CaS0₄ и MgS0₄ в межтрубное пространство вводят растворы гексаметафосфата натрия (NaP0₃)_e и триполифосфата натрия (Na₅P₃Oi₀). Сущ­ность этого метода заключается в том, что при образовании кристаллов карбонатов и сульфатов они тут же сорбируют из раствора гексаметафосфат или триполифосфат натрия, в резуль­тате чего на их поверхностях возникает коллоидная оболочка, препятствующая их прилипанию к поверхностям труб и слипа­нию между собой. Расход реагентов очень небольшой — не пре­вышает 0,1 мае. % от добываемой минерализованной воды.

С отложениями карбонатных солей как на стенках труб в скважине, так и в призабойной зоне пласта также легко можно бороться, используя 12—15 %-ный солянокислотный рас­твор

(44)

А для удаления отложений сульфатных солей применяют раствор каустической соды

(45)

Сульфат натрия Na2S0₄ хорошо растворяется в воде. А гид­роокись кальция Са(ОН)г представляет собой рыхлую массу, частично выносимую потоком, частично разрушаемую при со- лянокислотной обработке

(46)

Борьбу с отложениями солей в фонтанных скважинах также можно вести и физическими методами. Один из таких перспек­тивных методов — применение магнитного поля, сущность кото­рого сводится к следующему. При обработке потока обводнен­ной нефти магнитным полем создаются условия для более бы­строго выращивания кристаллов солей, которые затем в виде аморфного шлака выносятся вместе с потоком на поверхность. Возможность применения этого метода доказана многочислен­ными лабораторными опытами. Однако надежной технологии обработки фонтанных скважин магнитным полем пока еще не разработано.

2.5 ИССЛЕДОВАНИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН И УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ИХ РАБОТЫ

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин проводят периодические их исследования по методу установившихся пробных откачек и методу

Рис, 11. Регулировочные кривые фонтанной скважины: 1 пластового давления, 2 — забойного давления, S — Дебита скважины, 4 — газового фактора, 5 — содержания песка в продукции скважины, 6 — депрессии

неустановившихся режимов работы. Изменение режимов работы сква­жин проводят сменой штуцеров.

На каждом установившемся режиме работы фиксируют де- биты скважин, забойные давления, определяют газовые фак­торы и отбирают пробы жидкости для определения в ней со­держания воды и песка. На основе этих исследований, кроме индикаторных линий и графиков восстановления забойного дав­ления, строят графики зависимости забойного давления и де­бита нефти, газового фактора и содержания воды и песка и продукции скважины от диаметра штуцера. Эти графики на­ливаются регулировочными кривыми, характеризующими ра­боту фонтанной скважины на каждом режиме (рис. 11).

Как видно из рисунка, данную скважину можно эксплуа­тировать при диаметре штуцера, не превышающем 6 мм. На этом режиме вынос песка не более 0,3 % (допустимый), газо­вый фактор постоянный (60 м 3 /т) при забойном давлении (12,5 МПа) ниже давления насыщения (13,5 МПа). При этих условиях обеспечивается оптимальный дебит нефти 50 т/сут, обводненность — 6%. Дальнейшее увеличение диаметра шту­цера приведет к снижению забойного давления ниже давления насыщения и к резкому увеличению выноса песка и обводнен­ности скважины.

Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин геологическая служба НГДУ устанавливает_ежемесячно.

Источник