Глава 3 фонтанная добыча нефти

ГЛАВА 3 ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

3.1. Основные способы эксплуатации добы­вающих скважин

В связи с промышленным внедрением и повсеместным использованием новейших достижений науки в процессе не­фтедобычи несколько изменилось и понятие основных способов эксплуатации нефтяных скважин.

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную по­верхность происходит только за счет природной энергии, то та­кой способ эксплуатации называется естественно-фонтанным. Следует заметить, что в настоящее время этот способ имеет весьма ограниченное распространение.

Если подъем жидкости или смеси от забоя на дневную по­верхность происходит либо за счет искусственной энергии, либо за счет естественной и искусственной энергии, то такой способ эксплуатации будем называть механизированным.

Механизированный способ эксплуатации может осущест­вляться в двух видах:

1. Когда искусственная энергия вводится в добываемую жидкость централизованно, а распределение ее происходит непосредственно в залежи. Такой способ ввода энергии в за­лежь и ее распределение осуществляются при использовании методов поддержания пластового давления. Если при этом каждая конкретная эксплуатационная скважина оборудована только колонной насосно-компрессорных труб (отсутствуют механические приспособления для подъема), указанный спо­соб эксплуатации будем называть искусственно-фонтанным. Искусственно-фонтанная эксплуатация имеет довольно широ­кое распространение.

2. Когда искусственная энергия вводится непосредствен­но в каждую конкретную скважину с помощью какого-либо механического приспособления. Ввод искусственной энергии в скважину достигается различными способами: компримированным (сжатым) газом и специальными механическими при­способлениями — глубинными насосами. При первом способе ввода энергии в скважину мы имеем дело с компрессорной эксплуатацией, при втором — с глубинно-насосной.

Особое место занимают некоторые виды эксплуатации скважин, осуществляемые за счет использования природной энергии газа с применением специального подземного обору­дования. К ним относятся:

а) эксплуатация скважин бескомпрессорным газлифтом, теоретические основы подъема смеси при которой аналогичны таковым при фонтанно-компрессорной эксплуатации. Разница состоит в том, что для подъема используется газ высокого дав­ления, добываемый либо попутно с нефтью, либо специально отбираемый из газоносных пропластков. В этом случае отпадает • необходимость использования компрессоров,

б) эксплуатация скважин плунжерным лифтом, при которой подъем смеси происходит за счет природной энергии сжатого газа с применением специальных плунжеров, препятствующих потерям на относительное проскальзывание газа.

Деление и сравнение способов глубинно-насосной эксплуа­тации будет рассмотрено в последующих главах.

Баланс энергии в скважине

Основным процессом в добыче нефти является процесс подъема на поверхность газожидкостной смеси от забоя скважины. Исходя из этого, можно сформулировать основ­ную задачу эксплуатации скважин - осуществление процесса подъема продукции скважин с наибольшей эффективностью и бесперебойно.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет природной энергии нефтяной залежи W_n, либо за счет энергии искусственно вводимой в скважину с поверхности W_u, либо за счет пластовой и искусственно вводимой в скважину с поверхности энергий W_n + W_u.

Так как процесс движения продукции скважин от забоя до поверхности связан с определенными потерями, то сам процесс подъема возможен лишь при определенном соотношении энер­гии, которой обладает продукция скважины, и потерь энергии при ее движении. Основными видами потерь при движении газожидкостной смеси в скважине являются:

1. Потери энергии на преодоление веса гидростатического столба жидкости или смеси, W (без учета скольжения газа).

2. Потери энергии, связанные с движением ее по подъемным трубам и через устьевое оборудование, W.

3. Потери энергии за счет поддержания противодавления на устье скважины, необходимого для продвижения продукции скважины по наземным трубопроводам, W. Эта составляющая энергетического баланса не принимает никакого участия в процессе подъема, а представляет энергию, уносимую потоком жидкости за пределы устья скважины.

Отсюда баланс энергии в работающей скважине можно записать в виде:

Потери энергии, связанные с движением смеси по подъемным трубам и через устьевое оборудование W_лс,

- потери на трение, связанные с движением смеси по трубе W_mр, и потери на трение, связанные с относительным скольже­нием газа в жидкости W_ck;

- потери на местные сопротивления (движение смеси через муфтовые соединения труб и через устьевую арматуру) W_mc

- инерционные потери, связанные с ускоренным движением смеси W_ин.

С учетом этого выражение (3.6) может быть переписано следующим образом:

Анализ исследований, проведенных в нефтяных скважинах, показывает, что составляющие W_Mc и W_uh настолько малы в общем балансе энергии, что ими можно без большой погрешно­сти пренебречь. Тогда окончательно баланс энергии в скважине можно записать:

 

Рис. 3.3. Типы фонтанных скважин

а - артезианская; б - газлифтная с началом выделения газа в скважине; в - газлифтная с началом выделения газа в пласте; 1 - подъемные трубы; 2 - эксплуатационная колонна.

 

II-й тип - газлифтное фонтанирование с началом выделе­ния газа в стволе скважины: Р_з >Р_нас>Р_у (рис. 3.3, б). В пласте движется негазированная жидкость, а в скважине, начиная с интервала, где давление становится равным давлению насыще­ния, движется газожидкостная смесь. По мере приближения к устью давление снижается, увеличивается количество свобод­ного газа, происходит его расширение, растет газосодержание потока, то есть фонтанирование осуществляется по принципу работы газожидкостного подъемника. При давлении у башмака НКТ Р>Р_нас в затрубном пространстве на устье находится газ и затрубное давление Р_затр обычно небольшое (0,1-0,5 МПа). Такой вид фонтанирования присущ большинству фонтанных скважин.

Ш-й тип - газлифтное фонтанирование с началом вы­деления газа в пласте: Р_нас>Р₃ (рис. 3.3, в), в пласте движется газированная жидкость, на забой к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь. После начала притока основная часть газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется и поступает в затрубное пространство, где он накапливается, при этом уровень жидкости снижается и до­стигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и уровень устанавливается у башмака НКТ. Затрубное давление газа, как правило, высокое, почти достигает значений Р₁ и Р₃. Чем меньше расход и вязкость жидкости, больше расход газа у башмака, зазор между НКТ и эксплуатационной колонной, тем больше газа сепарируется в затрубное пространство.

3.5. Подъем жидкости за счет энергии гидро­статического напора

Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пла­ста на забой поступает энергии не меньше, чем требуется ее для подъема флюидов на поверхность. Условие артезианского фонтанирования описывается следующим уравнением:

 

где H - глубина скважины (принимается обычно до середи­ны интервала перфорации); р=(р_з+р_у)/2 - средняя плотность жидкости в скважине; р_з, р_у - плотность жидкости соответствен­но в условиях забоя и устья.

Потери давления на трение Р_тр рассчитываются по фор­муле Дарси-Вейсбаха:

где , - коэффициент гидравлических сопротивлений, зависящий от режима движения жидкости и определяемый либо по графикам, либо по формулам; d - внутренний диаметр фонтанных труб, м; w - средняя скорость движения жидкости в трубах, м/с.

Давление Р принимается в зависимости от условий нефтесбора. Оно обеспечивает движение продукции скважины от устья до пункта сбора, зависит от величины потерь давления на гидравлические сопротивления в устьевом оборудовании, системе сбора и т. д.

В силу неразрывности потока длительное фонтанирование возможно при условии равенства расходов притекающей из пласта Q_пл и поднимающейся в стволе скважины Q_под жидкостей:

Q_{пл =} Q_{под =Q}

 

 

Рис. 3.4. Графическая интерпретация условий артези­анского (а) и газлифтного (б) фонтанирования

Штриховкой показаны области возможного фонтаниро­вания

Поскольку приток и подъем жидкости происходит за счет пластовой энергии, то совместная работа пласта и фонтанной скважины будет согласовываться через забойное давление Р_з, которое из уравнения притока можно записать:

 

 

Характеристика подъемника

 

Характеристикой подъемника называют графическую за­висимость дебита жидкости q в функции объемного расхода газа V,T.e.q =f(V).

Для постоянного диаметра подъемника (d=const) характе­ристика определяется постоянным значением полного гради­ента потерь давления .

На рис. 3.6 представлены характеристики подъемника постоянного диаметра для различных значений градиентов давлений . Анализ этих зависимостей показывает, что дебит жидкости для данного диаметра подъемника при постоянном расходе газа определяется только параметром ; к тому же при возрастании растет и дебит.

 

Влияние диаметра подъемника на его характеристику для постоянного значения проследим по рис. 3.7: по мере увеличе­ния диаметра подъемника область его работы (дебит жидкости и расход газа) также увеличивается.

 

 

Для реальных длинных подъемников форма характеристики подъемника не изменяется. Рассмотрим более подробно харак­теристику подъемника, представленную на рис. 3.8.

На ней можно отметить четыре характерные точки — 1,2,3 и 4.

Точка 1 называется точкой начала выброса. Количество газа V в данном случае является тем минимально необходимым объемным расходом, при котором уровень смеси поднимается

 

до устья (от точки 0 до точки 1 происходит процесс насыщения жидкости свободным газом).

Касательная из начала координат к характеристике подъ­емника дает точку 2. Точка 2 называется точкой оптимальной работы подъёмника (q_onm), т.е. в данной точке энергетические затраты на подъем единицы жидкости минимальны (КПД максимален), а режим работы подъемника в этой точке опти­мальный.

Для рассматриваемого подъемника (d, = const) условия подъема жидкости в любой точке характеристики одинаковы, однако энергетические затраты существенно различны.

Точка 3 — максимальная точка — указывает ту максималь­ную производительность q _макс, которую возможно получить на данном подъемнике.

Точка 4 называется конечной точкой; область между точка­ми 2 и 3 — рациональной областью работы подъемника.

Рассматривая работу газожидкостного подъемника, необ­ходимо отметить два принципиально различных режима его работы:

1. работа на режиме нулевой подачи (q = 0);

2. работа на режиме q > 0.

Работа на режиме нулевой подачи возможна в двух слу­чаях.

Во-первых, когда V < V_H (работа подъемника в интервале 0— 1). Потери давления в данном случае обусловлены потерями на преодоление гидростатического веса смеси (жидкости), по­терями на скольжение газа и пренебрежимо малыми потерями на трение, возникающими при подъеме смеси до устья по мере насыщения ее свободным газом. Физически явление представ­ляет собой барботаж газа через столб жидкости.

Во-вторых, когда V > V_H (работа подъемника за точкой 4). Физически этот случай работы подъемника отражает движение газа, причем вся энергия расходуется на преодоление сил трения (весом газа пренебрегают).

Работа на режиме q > 0 осуществляется между точками 1 и 4. Начиная от точки 1, рост объемного расхода газа У приводит к росту объемного расхода жидкости q, что связано со снижением плотности смеси р_см и незначительным увеличением потерь на трение. При этом градиент суммарных энергетических затрат , снижается. В данном случае снижение плотности смеси р_см при увеличении доказывается преобладающим по сравнению с ростом потерь на трение. Это явление наблюдается до точки 3, в которой суммарный градиент потерь невысок, а объемный расход жидкости максимален. Начиная от точки 3, увеличение объемного расхода газа V приводит к снижению объемного рас­хода жидкости q, что связано со значительным ростом потерь на скольжение и трение, причем незначительное снижение плот­ности смеси не компенсирует их роста. Суммарный градиент потерь возрастает, что ведет к снижению дебита жидкости.

Расчетные формулы Крылова

Для практических целей параметры работы фонтанных и газлифтных скважин можно определить по формулам, пред­ложенным А.П. Крыловым. Формулы получены при условии, что вязкость жидкости равна 5 мПас. Для вывода формул А.П. Крылов принял следующие допущения: расширение газа происходит по закону Бойля-Мариотта; давление по длине труб изменяется по уравнению прямой линии; поток движущейся смеси имеет пробковую структуру.

Всякий фонтанный подъемник работает при том или ином относительном погружении:

 

где Р_б - давление у башмака подъемных труб.

Обычно эти значения лежат в пределах 0,3-0,65. Для усло­вия 0,3 < < 0,65 КПД подъемника при его работе на оптималь­ном (Q_onm) и максимальном (Q_max) режимах мало отличаются друг от друга. Поэтому следует стремиться к тому, чтобы фон­танный подъемник работал в промежуточном режиме между Q_onm и Q_max- Работа вблизи точки Q_max отличается наибольшей устойчивостью.

Крылов А.П. рекомендует для практического применения простые формулы для определения подачи газожидкостного подъемника для этих двух основных режимов.

Если Р_б>Р_нас, то в эти формулы необходимо подставить вместо Р_б давление насыщения Р_нас, а вместо L расстояние L от устья до точки, где давление равно Р_нас.

Анализ формул (3.21) и (3.22) показывает, что с увеличе­нием относительного погружения от 0 до 1 значение макси­мальной подачи Q_max возрастает от 0 до 55d³, а оптимальная подача Q_onm возрастает от 0 до наибольшего значения (10,225d³) при =0,6, затем уменьшается до нуля. Отсюда следует, что для достижения наибольшей оптимальной подачи необходимо обе­спечивать относительное погружение =0,6.

 

Рис. 3.10. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры.

На рис. 3.10 показаны стандартизированные узлы сборки манифольда. Они очерчены четырехугольником и помечены номером (№ 1, №2, №3). Схема предусматривает два регулируе­мых штуцера 1, два вентиля для отбора проб жидкости и газа 2, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел, трой­ники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры.

 

Рис. 3.11. Типовые схемы фонтанных арматур

1 - манометр; 2 - вентиль; 3 - буферный фланец под мано­метр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - дроссель; 7 -переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; 10 - крестовина елки.

5) по типу запорных устройств: с задвижками или крана­ми;

6) по типу соединения элементов арматуры: фланцевые и резьбовые;

7) по схеме исполнения (8 схем).

У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верх­ний является основным рабочим отводом. При выходе его деталей из строя закрывается стволовое запорное устройство и жидкость или газ направляются по нижнему отводу без останов­ки работы скважины. Это удобно при необходимости ремонта верхнего отвода. Но расположение отводов по вертикали (один над другим) увеличивает высоту арматуры, что усложняет ее обслуживание.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях.

Для средних и высоких давлений ГОСТ рекомендует при­менять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. Общая вы­сота арматуры при крестовой схеме и наличии дублирующих стволовых запорных устройств меньше, чем высота тройнико­вой арматуры.

К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать ниж­нее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останав­ливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний резервный (запасной) отвод.

К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные за­движки с ручным, пневматическим дистанционным или ав­томатическим управлением. Краны, как запорные устройства, имеют преимущества перед задвижками: меньше габариты и вес, меньше гидравлические сопротивления, проще открытие и закрытие, недостаток - применение для скважин с давлением до 14 МПа

Давление испытания принято для рабочих давлений до 35 МПа равным 2Р _раб, а для давлений от 70 до 105 МПа - 1,5 Р_раб.

Выбор фонтанной арматуры

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фон­танной арматуры следующим образом: АФХ₁Х₂Х₃-Х₄хХ₅Х₆Х₇, где АФ - арматура фонтанная; Х₁ - конструктивное исполне­ние: подвеска НКТ на муфте не обозначается; подвеска НКТ на резьбе переводника - К; для скважин, оборудованных ЭЦН - Э; Х₂ - номер схемы монтажа тройникового и крестового типов

(8 схем); при двухрядной колонне НКТ добавляется буква "а"; Х₃ - способ управления запорными устройствами: ручной - не обозначается; автоматический - А, дистанционный и автомати­ческий - В; Х₄ - условный проход ствола (50, 65, 80,100 и 150 мм); при несовпадении размеров через дробь указывается услов­ный проход бокового отвода (50, 65, 80 и 100 мм); Х₅ - рабочее давление, МПа; Х₆ - климатическое исполнение: для умеренной климатической зоны - не обозначается; для холодной климати­ческой зоны - Хл; Х₇ - исполнение по коррозионной стойкости: для обычных сред без обозначения; для сред содержащих С0₂ до 6% - К1; для сред содержащих С0₂ и H₂S до 6% - К2; для сред содержащих С0₂ и H₂S до 25% - КЗ.

Например, АФК6В-100х21К2 - арматура фонтанная (АФ) с подвеской на резьбе переводника (К) выполненная по схеме 6 (крестового типа с однорядной колонной НКТ), с дистанцион­ным и автоматическим управлением задвижек (В), условным проходом ствола и боковых отводов 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа, для умеренной климатической зоны, для коррозионной среды до 6% H₂S и С0₂.

Рис. 3.14. Быстросменный штуцер ШБА-50х700.

1 - корпус; 2 - тарель­чатая пружина; 3 - боковое седло; 4 - обойма; 5 - крышка; 6 - нажимная гайка; 7 - про­кладка; 8 - гайка боковая; 9 - штуцерная металлическая втулка.

быстросменного штуцера позволяет значительно ускорить замену штуцерной втулки и облегчить условия труда. Однако замена требует перехода на резервную линию и общие затраты времени на смену остаются достаточно велики.

Удобнее применение углового устьевого штуцера. Он состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи на 90°, втулки с корпусом конической сменной насадки, штока (шпинделя) со сменным коническим наконечником и маховиком. В сменную насадку вращением маховика вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия. Степень откры­тия (закрытия) дросселя определяется по указателю, имеюще­му деления, которые показывают диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения. Положение штока фиксируется стопорным болтом.

В настоящее время используют регулируе­мый штуцер, основу ко­торого составляет ме­таллический стержень с калиброванными от­верстиями. Стержень с двух сторон герметизи­руется специальными зажимными устройства­ми. Флажок на стержне указывает на диаметр штуцера, используемого

 

 

Рис. 3.15. Устьевой штуцер, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа.

1 - корпус насадки;

2 - шпиндель;

3 - втулка;

4 - сменная насадка

 

в настоящее время. Для изменения дебита скважины стержень перебивается на необходимый диаметр без остановки скважины. Преимуществом регулируемых штуцеров является минимум затрат времени и сил на смену режима работы.

Парафиноотложение

При движении нефти с забоя скважины снижаются температура и давление, происходит выделение газа, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти и при этом выделяются твердый парафин, асфальтены и смолы. Наиболее интенсивно парафин откладывается в НКТ, однако интенсивность его отложения по длине неравномерна. Толщи­на слоя на внутренней стенке НКТ увеличивается от нуля на глубине 300-900 м до максимума на глубине 50-200 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком, движущимся с высокой скоростью. Отложения приводят к снижению деби-

Рис. 3.17. Типичные профили отложений парафина внутри подъемника

а - с постоянным увеличением отложений к устью; б - с частич­ным срывом отложений потоком смеси к устью скважины; в - с полным срывом отложений к устью скважины

та. При определении метода борьбы с парафином важно знать интервал его выпадения.

На образование парафиновых отложений на стенках труб оказывают влияние:

♦ состояние поверхности. Шероховатые стенки труб способствуют отложению парафина, так как шерохо­ватость при турбулентном режиме движения интенси­фицирует перемешивание потока, а, следовательно, и выделение газа и парафина из нефти непосредственно у стенок труб;

♦ способность нефти растворять парафины. Чем тяжелее нефть, тем хуже она растворяет парафин и, следовательно, парафины интенсивно откладываются на стенках труб;

♦ концентрация парафиновых соединений в нефти;

♦ темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит образование и выделение из нефти газа, что ведет к понижению температуры;

♦ скорость нефтегазового потока. Чем ниже скорость потока, тем интенсивнее отложения.

Рассмотрим наиболее распространенные методы борьбы с парафином.

Механическое воздействие

При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спу­скают до глубины начала отложения парафина и поднимают на проволоке через лубрикатор с помощью электродвигателя автоматической депарафинизационной установки типа АДУ-3 или УД С-1.

Лубрикатор предназначен для спуска в скважину глубинных манометров или скребков для удаления парафина. Лубрикатор устанавливают над верхней стволовой задвижкой фонтанной арматуры. Лубрикатор состоит из корпуса У, устанавливаемого на верхний фланец буферной задвижки 2 фонтанной арматуры. Размеры корпуса должны позволять размещение в нем спускае­мого прибора 3. На верхнем конце корпуса имеется сальниковое устройство 4 и кронштейн 5, удерживающий направляющий

 

Рис. 3.18. Лубрикатор:

1 - корпус; 2 - буферная за­движка; 3 - прибор; 4 - саль­никовое устройство; 5 - крон­штейн; 6 - направляющий ролик; 7 - спускной краник; 8 - уравнительный отвод; 9 - боковой отвод

ролик 6. Лубрикатор имеет спускной краник 7 и уравни­тельный отвод 8.

Лубрикатор устанавлива­ют при закрытой задвижке 2 без нарушения режима рабо­ты скважины, нефть из кото­рой непрерывно поступает в боковой отвод 9. Прибор или скребки с присоединенной проволокой опускают в кор­пус лубрикатора, после чего завинчивают сальниковую крышку 4. Проволока на­правляется на ролик 5 и идет к барабану подъемной лебедки. После зарядки лубрикатора открывается задвижка 2, давления уравниваются, после чего прибор или скребки спускают в скважину.

Работа установки УДС происходит следующим образом. Подъем скребков происходит с помощью автоматически управляемой лебедки. Скребок представляет собой конструк­цию из двух пластин, имеющих возможность раздвигаться по наклонным пазам. На пластинах с противоположных сторон и на разных высотах приварены скребковые ножи. Интервалы времени на спуск и подъем устанавливаются автоматически реле времени, управляющим работой электромотора лебедки.

Применение защитных покрытий.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный ха­рактер (поглощение поверхностью твердого тела). Поэтому

 

Рис. 3.19. Установка УДС-1:

1 - скребок с грузом; 2 - индукционный датчик; 3 - лубрикатор; 4 - лебедка; 5 - станция управления.

защитные поверхности труб выполняются гидрофильными (смачивающимися водой), что приводит к уменьшению от­ложений. Для создания защитных покрытий применяют лаки, стекло и стеклоэмали.

Применение химреагентов.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть водо-нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагентов пока­зало, что они полностью не предотвращают отложения, хотя их скорость образования заметно снижается.

Применение магнитных полей

. Исследованиями установлено, что использование перемен­ного магнитного поля увеличивает число центров кристалли­зации в потоке и предотвращает отложения парафина. Степень воздействия поля зависит от величины его напряженности, направления относительно потока и скорости движения по­тока. Под влиянием поля парафин изменяет свою структуру, становится менее вязким, легко смывается с поверхности и переносится потоком.

Тепловое воздействие.

При тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти или пере­гретого пара. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные установки типа ППУА, такой процесс называется пропариванием НКТ, а для нагрева нефти - агрегат депарафинизации передвижной типа 1АДП-4-150. В настоящее время используются и специальные греющие кабели, спускаемые внутрь НКТ. При подаче на кабель напряжения он разогревается, а отложившийся парафин расплавляется и выносится потоком продукции за пределы устья.

Песчаные пробки

Как правило, эти проблемы связаны либо с фильтрацией в рыхлых слабосцементированных коллекторах, либо с недопу­стимым снижением забойного давления и разрушением даже хорошо сцементированных терригенных коллекторов. В обо­их случаях (при отсутствии соответствующего оборудования забоев скважин) в процессе эксплуатации на забое скважины может образовываться песчаная пробка. С гидродинамической точки зрения ее образование связано с недостаточной скоростью восходящего потока продукции в интервале «забой—башмак фонтанного лифта». Песчинки, поступающие из призабойной зоны, в данном случае осаждаются, формируя на забое песчаную пробку. С течением времени размеры и плотность пробки воз­растают, что приводит к резкому снижению дебита скважины вплоть до ее остановки.

Предотвратить образование песчаной пробки можно ис­пользованием специальных хвостовиков, которые представляют собой насосно-компрессорные трубы меньшего, чем подъем­ник, диаметра и спускаются до нижних перфорационных от­верстий. Скорость движения продукции в хвостовике должна быть большей, чем скорость осаждения песчинок. В случае же образования песчаной пробки средством их разрушения и выноса является промывка с использованием гидромониторных насадок. Эффективными являются и сконструированные для этих целей струйные насосы. Эксплуатация пескообразующих скважин, как правило, требует периодических чисток.

Солеотложение

Разработка нефтяных месторождений на современном этапе характеризуется необходимостью извлечения огромного коли­чества попутных вод, которые имеют различное происхожде­ние, различный химический состав и т.д. Основной причиной солеотложений является пересыщение вод неорганическими солями. Причины пересыщения делятся на две группы:

• гидрогеохимические условия продуктивных горизон­тов — вещественный состав и физические свойства пород-коллекторов, термобарические условия, химический состав и минерализация пластовых вод;

• состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластового давления, и геолого-промысловые условия раз­работки.

Геохимические исследования показывают, что независимо от состава закачиваемых вод для ППД последние насыщаются сульфатами и карбонатами под влиянием гидрогеохимических условий продуктивных горизонтов. Образующиеся при этом новые по составу воды, с одной стороны, химически несовмести­мы с пластовыми водами и при смешении с ними дают осадки, с другой — пересыщаются и способствуют осадконакоплению при термобарических и гидродинамических условиях, имеющих место в добывающих скважинах и депрессионных зонах.

В нефтегазоносных провинциях, где в осадочной толще отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод не­высока, в составе солей, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соленосных толщ в разрезе месторождения, как правило, спо­собствует высокой минерализации пластовых вод и обуслав­ливает выпадение таких осадков, основными компонентами которых являются сульфат бария или сульфат кальция, а иногда их смесь.

Отмеченное позволяет с большой точностью прогнозиро­вать состав солеотложений, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании и в коллекторах нефтяных месторождений той или иной нефтегазоносной провинции.

Несовместимость пластовой воды с закачиваемой также мо­жет служить причиной пересыщения попутно-добываемых вод. Многочисленные экспериментальные исследования показали, что количество выпадающих при смешении вод осадков зависит от соотношения объемов пластовой и закачиваемой воды, до­стигая максимума при их соотношении —0,8. Одной из причин солеотложений могут служить водорастворимые компоненты нефти, в частности, нафтеновые кислоты и их соли. Предпола­гается, что вследствие смешения воды с нефтью и турбулизации потока в процессе подъема водорастворимые компоненты нефти переходят в воду и служат причиной солеотложений. Известны и другие причины образования солей.

Механизм образования солеотложений достаточно сложен и представляется совокупностью таких процессов, как пересы­щение попутно-добываемых вод, зародышеобразование, рост кристаллов и перекристаллизация.

Как и при парафиноотложении, предотвращение отложе­ний солей является наилучшей гарантией безаварийной экс­плуатации скважин. В этих целях используют соответствующие ингибиторы солеотложений, закачиваемые в призабойную зону скважины. При этом реагент адсорбируется, а затем в процессе эксплуатации скважины десорбируется, смешивается с продук­цией, чем предотвращаются солеотложения. К современным ингибиторам солеотложений предъявляются требования не только высокой ингибирующей способности, но и быстрой и наиболее полной адсорбции на поверхности породы при закачке и медленной, но в то же время полной, десорбции в процессе эксплуатации скважин. Подбор ингибитора солеотложений с учетом его адсорбционно-десорбционнной способности по­зволяет обеспечить рациональный вынос реагента из ПЗС и увеличить время и эффективность предотвращения образова­ния солеотложений.

Основные методы борьбы с уже отложившимися солями базируются на использовании различных химических рас­творителей (как правило, кислотных растворов), с помощью

которых производят промывки; в результате отложения солей растворяются, а продукты реакции удаляются из скважины.

Пульсации

Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотности столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давления на забое. Большой объем межтрубного пространства способствует накоплению в нем большого объема газа, который периодически прорывается через башмак НКТ до полной про­дувки фонтанных труб. Давление на забое понижается. После этого скважина длительное время работает на накопление жидкости.

Пульсации в работе фонтанных скважин являются неже­лательными, т.к. вызывают нерациональный расход энергии, снижают КПД подъема продукции, а зачастую приводят к пре­кращению фонтанирования, т.к. скважина начинает работать в периодическом режиме. Самым реальным и действенным путем предотвращения явления пульсации является создание таких условий работы фонтанной скважины, при которых давление у башмака больше или равно давлению насыщения, а коэф­фициент естественной сепарации свободного газа у башмака равен нулю.

При технологической невозможности эксплуатации фонтанных скважин на таком режиме эффективной является установка на расчетной глубине подъемника пускового клапана, который пе­риодически перепускает газ из затрубного пространства в НКТ, не допуская отжима уровня жидкости в затрубном пространстве до башмака подъемника.

Открытое фонтанирование

Такой вид фонтанирования относится к аварийным си­туациям и в настоящее время является достаточно редким. Для исключения открытого фонтанирования даже при непредви­денном аварийном нарушении устьевой арматуры используют отсекатели, которые установлены в скважине и которые при нарушении заданного технологического режима ее работы от­секают продукцию пласта и ее поступление в подъемник.

 

ГЛАВА 3 ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

3.1. Основные способы эксплуатации добы­вающих скважин

В связи с промышленным внедрением и повсеместным использованием новейших достижений науки в процессе не­фтедобычи н