Автоматическая отгрузка нефти

Установка автоматической отгрузки нефти (Lease automatic custody transfer, LACT) представляет собой дозатор, отмеряющий нефть для продажи и перекачки в трубопровод. Она заменяет большую часть работы замерщика; тем не менее замерщик должен периодически калибровать приборы и проводить техническое обслуживание.

Кроме установок LACT для контроля и наблюдения за добычей широко применяются другие электронные устройства: системы автоматического контроля скважины, системы надежности, сенсоры, таймеры и сигнальные устройства. При должной настройке и обслуживании автоматические системы могут увеличить производительность наземного оборудования.

Рис. 11.7. Общая технологическая схема промысла

Глава XII
ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ДОБЫЧЕ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИНЫ

Из всех возможных осложнений, которые могут возникнуть при добыче нефти, особо выделяются три: отказ оборудования, проблемы со скважиной и утилизация соленой воды. Иногда эти проблемы могут потребовать капитального ремонта скважины. Рассмотрим эти типичные сбои в добыче более подробно.

Отказ оборудования

Отказ оборудования — пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче. Например, в насосной скважине может обломиться штанга, что потребует доставки к скважине специального оборудования, которое называется сервисной или подъемной установкой, чтобы вытащить штангу из скважины и снова начать добычу из нее (рис. 12.1). Подъемная установка обычно монтируется на грузовике — или, если это очень большая установка для глубоких скважин, на трейлере — и обслуживается собственной бригадой. Если над скважиной нет вышки, — а над большинством современных скважин их нет, — установка будет состоять из мачты и лебедки для извлечения оборудования из скважины.

Другая типичная проблема при добыче — отказ глубинного насоса, вызванный чаще всего физическим износом одной или нескольких подвижных деталей насоса. Если это случается, подъемная установка может быстро вытащить насос, присоединенный к штангам, и произвести необходимый ремонт.

Рис. 12.1. Сервисная или подъемная установка, извлекающая обломленную штангу из скважины

Если в насосно-компрессорной колонне появится течь или трещина из-за коррозии (рис. 12.2) или механических напряжений, на скважину снова вызывают подъемную установку. Насосно-компрессорная колонна извлекается из скважины, поврежденная секция заменяется и колонну возвращают в скважину.

Рис. 12.2. Секция корродированной насосно-компрессорной колонны. Коррозия — одна из наиболее дорогостоящих проблем при добыче

При газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов. Клапан может застрять либо в открытом, либо в закрытом положении; но в любом случае его надо срочно достать и починить. Один из видов газлифтных клапанов вставляется с помощью троса в специально предусмотренный карман насосно-компрессорной колонны, называемый камерой газлифтного клапана. Если происходит отказ клапанов такого типа, нет необходимости в извлечении насосно-компрессорной колонны. Вместо этого маленький грузовик с лебедкой и тросом извлекает и заменяет неисправный клапан (если происходит отказ обычной газлифтной установки, для починки неисправного оборудования приходится извлекать всю насосно-компрессорную колонну).

Бой поршня по жидкости.Если механизированная добыча из скважины продолжается достаточно долго, чтобы стабилизироваться, идеальная ситуация достигается, когда скорость притока в скважину совпадает со скоростью откачивания при такой глубине погружения насоса, которой достаточно, чтобы насос полностью заполнялся при каждом рабочем ходе. Насос может заполняться полностью или почти полностью, только если добываемый газ отделяется от скважинных флюидов и удаляется по обсадной колонне при совпадении скоростей подачи насоса и притока. Газовый якорь (скважинный газосепаратор) способствует отделению газа в скважине (рис. 12.3). В целом давление в обсадной колонне следует поддерживать на самом низком возможном уровне, чтобы давление в забойной зоне было как можно ниже по сравнению с давлением в пласте. Если скорость откачивания превысит скорость притока, скважина опустеет и насос не будет полностью заполняться во время хода вверх. При ходе вниз поршень насоса будет бить по несжимаемой жидкости, вызывая в ней ударные волны. В результате возникает ударная нагрузка на штанговую колонну, наземное оборудование и редукторы.

Рис, 12.3. Бой поршня по жидкости

Сильный бой по жидкости легко обнаруживается по динамограмме или по вибрации сальникового штока. Его можно устранить, сокращая число рабочих ходов в минуту или длину рабочего хода. Если скважина продолжает опорожняться после того как достигнут нижний предел скорости откачивания посредством снижения скорости и длины рабочего хода, бой по жидкости можно прекратить с помощью проведения периодического откачивания скважины. Установку можно включать и выключать вручную с помощью таймера или отключающего регулятора. Следствием боя поршня по жидкости являются дорогостоящие ремонт и простой оборудования. Режим периодического откачивания может снизить эти затраты. Тем не менее насосная установка, соответствующая притоку в скважину, будет более продуктивной и экономически оправданной.

Проблемы в скважине

Пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозия — типичные проблемы в скважине.

Пескообразование

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием Пескообразование, вызывают подъемную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос — это специальная желонка для удаления песка из скважины.

Если Пескообразование скважины продолжается, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пес-кообразованием является устройство гравийных фильтров. В скважине устанавливается гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта помещается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий засыпается снаружи по периметру гильзы. Гравий крупнее песка из пласта, но достаточно мелок, чтобы песчинки не могли проходить через его слой. Таким образом, гравий образует пробку, через которую может проходить нефть, но не песок.

Для связывания или уплотнения песка могут применяться различные пластмассы. Главная сложность в том, чтобы подобрать пластик, связывающий песок, но пропускающий нефть через получившийся конгломерат.

Повреждение пласта

Это типичное затруднение наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти.

Скважины с таким типом повреждений обрабатывают кислотами, реагентами для смывки глины, смачивающими реагентами и/или другими специальными химикатами. Эти материалы закачиваются в пласт и через какое-то время выкачиваются на поверхность. Это высококвалифицированные операции, требующие специальных насосных грузовиков и оборудования. Их обычно выполняют компании по обслуживанию скважин, специализирующиеся на этом виде работ.

Парафин

Отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах — это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твердом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже.

Для борьбы с отложением парафина существуют различные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться достаточным периодически пропускать через трубы скребки для удаления накопившегося парафина. В насосно-компрессорных колоннах скребки можно установить на насосных штангах, возвратно-поступательное движение которых будет приводить в действие скребки и таким образом предохранять насосно-компрессорную колонну от избыточного накопления парафина.

Еще один способ удаления парафина — периодическая циркуляция горячей нефти по наземным трубопроводам и насосно-компрессорной колонне — обычно выполняется сервисной компанией, так как это еще одна служебная операция, проводимая только время от времени.

Можно также закачать растворитель парафина в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами.

Эмульсии нефти в воде

Образование эмульсий из нефти и воды — четвертая типичная проблема. В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию, не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой, поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого. Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Так как химический состав сырой нефти меняется на разных месторождениях, различается также и природа химикатов, используемых для разрушения эмульсий.

Коррозия

Коррозия — одна из наиболее дорогостоящих проблем, поражающих нефтяную скважину (см. рис. 12.2). Соленая вода, извлекаемая вместе с нефтью, обладает высокой коррозионной агрессивностью, и большая часть нефтей содержит различные количества сероводорода, который тоже вызывает коррозию. Антикоррозионные меры — введение химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, а также использование специальных сплавов и труб с цементным покрытием. Каждый из этих методов имеет явные достоинства и недостатки. Часто стоимость замедления коррозии столь высока, что расходы себя не оправдывают; тогда никаких антикоррозионных мер не предпринимают, а заменяют оборудование по окончании его срока службы.

Утилизация соленой воды

Утилизация соленой воды, извлекаемой вместе с нефтью, может быть очень дорогостоящей. Соленую воду нельзя спускать в наземные реки и водоемы, потому что это губительно для растений и животных. Наиболее обычный способ утилизации соленой воды — закачка в скважины, специально пробуренные для этой цели.

Соленую воду нельзя закачивать в пресноводные пласты, а там, где она закачивается, следует предпринимать меры против накопления избытка посторонних материалов, которые могли бы закупорить пласт. Обычно практикуется периодический запуск обратного тока соленой воды в скважинах для удаления части посторонних материалов, которые накапливаются на поверхности пласта в призабойной части скважины. Кислотная обработка нагнетательной скважины также помогает прочистить пласт.

Капитальный ремонт скважины

Капитальный ремонт — самая большая ремонтная операция, которая иногда нужна для поддержания максимального уровня добычи нефти. Если, например, скважина начинает выдавать избыточное количество соленой воды, над скважиной устанавливается вышка для капитального ремонта, очень похожая на буровую, но несколько меньшего размера, — и начинаются операции по сокращению выхода соленой воды.

Сперва необходимо «заглушить» скважину некоей жидкостью, например буровым раствором, соленой водой, нефтью или, возможно, специальным ремонтным раствором, имеющим достаточное гидростатическое давление, чтобы противодействовать давлению пласта, когда скважина заполнена жидкостью. Если рассол поступает через нижнюю часть коллектора, принято нагнетать цемент в перфорационный канал с помощью нагнетателя низкого или высокого давления.

При использовании метода нагнетания цемента под высоким давлением на дно насосно-компрессорной колонны опускается специальный пакер, защищающий обсадную трубу и другое оборудование устья скважины. Если используется метод цементирования при низком давлении или метод нагнетания с помощью «головки Браде-на», то пакер не нужен, так как используемое давление не будет превышать рабочее давление на устье скважины и в обсадной колонне. После схватывания цемента может возникнуть необходимость высверлить цемент из обсадной трубы и заново отперфорировать ее соответствующим образом, так как цемент закупорит старую перфорацию.

Если скважина характеризуется избыточным поступлением газа, то, возможно, его можно сократить таким же способом вторичного цементирования и повторной перфорации.

Если в скважине более одного продуктивного уровня и нижний уровень истощился, применяют заглушку перед более высоким уровнем. Обсадную трубу заглушают с помощью цементной пробки или пакер-пробки — механического приспособления, которое ставится в обсадной трубе, чтобы эффективно отсечь добычу ниже точки, на которой она установлена.

Так называемое заканчивание скважины со стационарным оборудованием позволяет проводить все операции по капитальному ремонту с помощью тросового оборудования без использования ремонтных вышек. Стационарное оборудование включает специальные задвижки, которые можно открывать и закрывать с помощью тросов. Для такого вида капитального ремонта сконструировано специальное оборудование и даже цементирование и повторная перфорация могут выполняться с его помощью.

Либо при капитальном ремонте, либо при первоначальном заканчивании может потребоваться возбуждение скважины для интенсификации притока (повышения нормы отбора нефти). Это будет темой следующей главы.

Глава XIII
МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ

Если испытания показывают, что скважина экономически выгодна для добычи, но по какой-либо причине скорость тока неудовлетворительна, то можно провести воздействие на пласт для повышения ее производительности. Самый старый способ воздействия — нитроглицериновое торпедирование. Нитроглицерин опускали в скважину, и взрыв создавал трещины и щели в пласте. При этом добыча в общем улучшалась, но ствол скважины разрушался.

Кислотная обработка

Впервые кислоту использовали для воздействия на пласт в 1895 г. Кислота, закачиваемая в микроскопические протоки пласта горной породы, растворяет ее и таким образом увеличивает проходы. Это улучшает приток коллекторных жидкостей к скважине. Хотя при этом удавалось добиться значительного увеличения объемов добычи, но оказалось, что кислотные растворы вызывают чрезвычайно сильную коррозию скважинного оборудования, и этот метод был забыт.

Разработка в 1932 г. химических ингибиторов, позволяющих растворам кислот избирательно вступать в реакцию с породой, не поражая скважинного оборудования, возродила интерес к кислотной обработке скважин. Благодаря отличным результатам, полученным с помощью улучшенной кислотной методики воздействия, применение этой технологии расширилось, и в настоящее время она является одной из стандартных методик заканчива-ния и восстановления скважин.

Наиболее часто для кислотной обработки используется соляная кислота, так как она недорога и не оставляет нерастворимых продуктов реакции. Соляная кислота содержит около 32% по массе газообразного хлористого водорода. Кислоту хранят в складских резервуарах и разбавляют до нужной концентрации (обычно около 15%) перед применением.

Когда соляная кислота закачивается в известковый пласт, происходит химическая реакция. Скорость реакции во время кислотной обработки пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению. Но так как для возвращения высоковязких растворов отработанной кислоты из пор в пласте требуется существенное давление, концентрации выше 15% редко применяются для кислотной обработки.

В полевых условиях концентрацию кислоты можно определить с помощью либо ареометра, либо полевого набора для титрования. Точность ареометрических измерений зависит от аккуратности их проведения и от методики, используемой инженером. Во время измерений ареометр и стеклянный цилиндр должны быть чистыми, чтобы ни грязь, ни нефть не оставались на движущихся частях. Температуру образца кислоты надо довести до 15°С*.

Предварительные испытания

При кислотной обработке следует оценить несколько характеристик, поэтому испытания так важны. Керны или обломки выбуренной породы дают сведения о пористости, проницаемости и насыщенности пласта водой и нефтью. Образец сырой нефти из пласта можно также проверить на склонность к эмульгированию. Если сырая нефть образует эмульсии либо со свежей, либо с отработанной кислотой, следует добавлять соответствующие деэмульсаторы.

Другой важный фактор — выяснение способности к набуханию силикатных компонентов пород пласта. В некоторых случаях частицы глин и бентонитов могут увеличиваться в размерах в несколько раз под действием кислотных растворов. Эти увеличившиеся частицы способны заблокировать микроскопические протоки в коллекторе или, что еще хуже, уменьшить размер протоков по сравнению с начальным. Таким образом, если проверка показывает, что образец породы имеет склонность к набуханию, необходимы дополнительные средства контроля силикатов для предохранения от набухания и вызываемого им повреждения.