Борьба с отложениями парафина в фонтанных скважинах

Нефти многих нефтяных месторождений содержат пара­фин. В нормальных условиях парафины — твердые кристалли­ческие вещества, в пластах они чаще всего растворены в нефти. В соответствующих условиях парафин выпадает из нефти в осадок в виде тончайших кристаллов. Последние мо­гут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься восхо­дящим потоком нефти на поверхность. Однако они могут так­же откладываться по пути движения в подъемных трубах, выкидных трубопроводах, трапах, приемных резервуарах. Вы­падению парафина из нефти способствует значительное пони­жение температуры вследствие расширения сопровождающе­го нефть газа с понижением давления или вследствие низкой температуры окружающей среды. Чем выше газовый фактор, тем больше эффект охлаждения струи нефти.

Эффект охлаждения струи, обусловленный расширением газа и понижением температуры окружающей среды, усили­вается по мере приближения к устью скважины. Поэтому отложения парафина наблюдаются главным образом в верх­ней части подъемных труб на расстоянии 400 — 700 м от устья скважины, а также в выкидных линиях; в последних парафи-низация труб увеличивается в холодное время года [9, 22].

Существуют различные способы борьбы с отложениями па­рафина на стенках труб в действующих фонтанных скважинах:

1) расплавление парафина путем нагревания;

2) растворение парафина различными растворителями;

3) механическое удаление парафина со стенок труб с по­мощью скребков.

Каждый из этих способов имеет свои недостатки; их при­менение связано с необходимостью дополнительных затрат труда и использования различных механизмов. Поэтому все указанные способы имеют второстепенное, подчиненное зна­чение. Главное в решении проблемы борьбы с отложениями парафина на стенках труб — профилактические мероприя­тия, направленные на предупреждение осаждения парафина на стенках труб. Это достигается покрытием внутренних по­верхностей труб (подъемных и выкидных) лаками, эмалями или стеклом.

Практика показала, что парафин выпадает на остеклован­ной или покрытой лаком поверхности в ограниченном коли­честве, слабо удерживается на ней и легко смывается пото­ком. Это объясняется несколькими причинами: небольшими силами сцепления между частицами парафина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачиваемостью поверхности по­крытия нефтью и диэлектрическими свойствами покрытий, благодаря которым частицы парафина, обладающие электри­ческим зарядом, не могут взаимодействовать с металлом труб. Стеклянные, эмалевые и лаковые покрытия обладают стой­костью против кислот, щелочей, пластовых вод, поэтому они более долговечны.

ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб через башмак или через клапаны, называется газлифтным.

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине необхо­димы два канала: 1) для подачи газа; 2) для подъема на повер­хность жидкости. В зависимости от числа рядов труб, спуска­емых в скважину, их взаимного расположения и направления движения газа и газонефтяной смеси применяют газовые подъемники (газлифты) различных типов и систем.

Если в качестве рабочего агента служит воздух, систему называют воздушным подъемником или эрлифтом. Иногда в качестве рабочего агента для газового подъемника использу­ют газ из газовых пластов с высоким давлением. В этом случае система называется бескомпрессорным газлифтом.

Для создания газового подъемника в скважину спускают насосно-компрессорные трубы, которые применяют при фон­танной эксплуатации. По числу спускаемых труб подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению ра­бочего агента различают кольцевую и центральную систему. Системы газовых подъемников приведены на рис. 3.4.

В кольцевом однорядном подъемнике (рис. 3.4, а) сжа­тый газ нагнетается в затрубное пространство между экс­плуатационной колонной и колонной подъемных труб, а газонефтяная смесь направляется на поверхность по подъем­ной колонне.

В однорядном подъемнике центральной системы (рис. 3.4, б) рабочий агент нагнетается в эксплуатационную колонну, а газонефтяная смесь поднимается по затрубному пространству.

Двухрядные подъемники кольцевой системы показаны на рис. 3.4, в и г. Сжатый газ нагнетается в скважину через кольцевое пространство между наружным и внутренним ряда­ми труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним трубам. На рис. 3.4, г изображен ступенчатый вариант двухрядного подъемника, в котором наружный ряд составлен из труб разного диаметра с целью уменьшения общего веса труб. На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и на фонтан­ных скважинах, т. е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину.

Для выполнения операций по пуску и эксплуатации сква­жин, а также операций, связанных с ликвидацией осложне­ний в процессе эксплуатации, устье скважины обвязывают с выкидными линиями и воздухопроводом. Перекрытием со­ответствующих задвижек сжатый газ направляется или в подъемные трубы, или в кольцевое пространство между тру­бами наружного ряда и подъемными трубами. Наиболее простая обвязка устьевого оборудования газлифтной сква­жины дана на рис. 3.5.

Процесс пуска газлифтной скважины в эксплуатацию со­стоит в вытеснении жидкости воздухом (газом) из труб на­ружного ряда и в подводе нагнетаемого воздуха к нижнему концу подъемных труб или к рабочему отверстию на этих трубах для разгазирования столба жидкости в них. Макси­мальное давление при пуске газлифтной скважины в эксплу­атацию (пусковое давление) будет в тот момент, когда жидкость в скважине оттеснится сжатым газом до места ввода его в подъемные трубы. Это давление может быть самым различным в зависимости от системы газлифта, глубины скважины, статического уров­ня жидкости в ней, а также от плотности жидкости и дру­гих условий. Наиболее высо­кое пусковое давление дости­гается в однорядном лифте кольцевой системы при пода­че газа в подъемные трубы через их башмак.

	Рис. 3.4. Системы газовых подъемников
	Рис. 3.5. Схема обвязки устья газлифтной скважины

При определенных услови­ях (существенная разница в диаметрах эксплуатационной колонны и подъемных труб, большая глубина скважины, невысокий столб жидкости до статического уровня) пусковое давление может достигать гид­ростатического давления жид­кости в скважине в точке вво­да газа в подъемные трубы:

где р - пусковое давле­ние, ПА; р — плотность жид­кости, кг/м³; g — ускорение

свободного падения; L — расстояние от устья до ввода газа в подъемные трубы.

Современная технология газлифта базируется на одно­рядных подъемниках кольцевой системы, оборудованных пус­ковыми и рабочими клапанами и пакером на конце подъем­ных труб (рис. 3.6). Назначение пакера — разобщение призабойной зоны скважины от затрубного пространства с це­лью обеспечения более плавной (без пульсаций) работы сква­жины. Клапаны — приспособления, посредством которых устанавливается или прекращается связь между межтруб­ным пространством скважины и подъемными трубами. Ши­роко применяются дифференциальные клапаны различных конструкций, принцип действия которых основан на действии перепада давлений в затрубном пространстве и в подъемных трубах.

Пусковые дифференциальные клапаны, установленные на наружной стороне подъемных труб, спускают в скважину на расчетные глубины. При нагнетании газа уровень жидкости снижается в затрубном пространстве и повышается в подъем­ных трубах. Когда газ в затрубном пространстве достигнет уровня клапана и его давление превысит гидростатическое давление столба жидкости в подъемных трубах, он прорыва­ется через клапан в трубы и газирует жидкость, находящую­ся в них. Происходит частичный выброс жидкости, которая находится внутри труб выше клапана. После этого давление в трубах на уровне клапана начинает падать, что приводит к увеличению перепада давлений в затрубном пространстве и трубах. При определенном перепаде давлений клапан закры­вается. В этот момент уровень жидкости в затрубном про­странстве должен достигнуть следующего нижележащего кла­пана или башмака подъемных труб.

Для замены и регулировки клапанов, устанавливаемых на внешней поверхности подъемных труб, необходим подъем всей колонны труб. Этого можно избежать при установке клапанов в специальной камере, расположенной внутри подъем­ной колонны труб. Подъем и посадку клапанов можно осу­ществлять в процессе эксплуатации скважины. Скважину для газлифтной эксплуатации можно оборудовать после бурения и вскрытия эксплуатационного объекта насосно-компрессорными трубами с установленными между ними эксцентричны­ми камерами с глухими (ложными) клапанами. По окончании фонтанирования или снижения буферного давления эти кла­паны заменяют рабочими. Для уменьшения числа клапанов на газовоздушном подъемнике первый клапан следует уста­навливать на возможно большей глубине. Погружение перво­го клапана под уровень жидкости определяется по макси­мальному оттеснению уровня в затрубном пространстве, ког­да давление будет равно полному пусковому давлению.

Рабочее давление в действующей газлифтной скважине всегда меньше пускового, иногда в несколько раз. Это объяс­няется тем, что в процессе эксплуатации скважины давление сжатого газа в затрубном пространстве уравновешивает гид­ростатический столб в подъемных трубах газонефтяной сме­си с очень небольшой средней плотностью, а не жидкости, как при пуске скважины.

При компрессорной эксплуатации скважины на нефтя­ном месторождении необходимо предусмотреть одну или несколько компрессорных станций с установленными в них компрессорами — машинами, сжимающими газ или воздух до необходимого давления. Компрессоры применяют порш­невые двух- и трехступенчатые, газомоторные типа 8ГК, рассчитанные на давление до 5 МПа при производительно­сти 13 м ³ /мин.

Распределение по скважинам рабочего агента, поступаю­щего от компрессорных станций, осуществляется через газо­распределительные будки. В этом случае скважины делят на группы, в центре размещают будки с газораспределительны­ми батареями. От компрессорных станций рабочий агент подается к газораспределительным батареям по трубопрово­дам высокого давления.

Каждая скважина соединена с газораспределительной ба­тареей самостоятельным газопроводом небольшого диаметра (обычно 48 — 60 мм). Каждая распределительная будка питает газом до 20 и более скважин. На большинстве промыслов в настоящее время регулирование распределения сжатого газа по скважинам автоматизировано.

При компрессорной эксплуатации, когда в качестве рабо­чего агента применяется нефтяной газ, движение его на про­мысле происходит по замкнутому циклу: компрессорная стан­ция — газораспределительная батарея — скважина — сбор­ная сепарационная установка (трап) — газоотбензинивающая установка — компрессорная станция.

На газоотбензинивающей установке газ освобождается от тяжелых углеводородов (газового бензина) и осушенный по­ступает на прием компрессора. Избыток газа отводится из системы и используется как топливо.

Для извлечения из скважин заданного количества нефти или жидкости необходимо подобрать диаметр подъемных труб, глубину их спуска, число и месторасположение глу­бинных клапанов и рассчитать потребное количество рабо­чего агента.

При газлифтной эксплуатации наиболее часто применяют трубы диаметрами 60 и 73 мм, а для высокодебитных сква­жин — 89 или 114 мм.

Глубину спуска колонны подъемных труб и местоположе­ние глубинных клапанов определяют расчетным путем. В тех скважинах, где по геологическим условиям возможен боль­шой или неограниченный отбор жидкости, длину подъемника принимают наибольшей, т. е. подъемные трубы с рабочим клапаном на конце спускают на максимальную глубину — до фильтра. После пуска скважины в эксплуатацию устанавливают технологический режим ее работы, т. е. определяют количество газа, которое нужно подавать в скважину для получения заданного дебита нефти.

При низких пластовых давлениях и низких статических уровнях вследствие высокого удельного расхода газа приме­нение газового подъемника с постоянной подачей газа в скважину нецелесообразно. В этих случаях применяют пери­одическую эксплуатацию, сущность которой состоит в том, что газ нагнетается в скважину не непрерывно, а периоди­чески через определенные промежутки времени по мере на­копления в скважине нефти.

Если на каком-либо месторождении или вблизи от него имеются газовые пласты с высоким пластовым давлением, энергию этого газа можно использовать для подъема жидко­сти в нефтяных скважинах. Такой способ добычи нефти на­зывается бескомпрессорным газлифтом. Бескомпрессорная газлифтная установка в целом отличается от компрессорной отсутствием компрессорной станции (со всеми узлами и аг­регатами) , наличием источника природного газа высокого дав­ления и отсутствием тех или иных устройств для борьбы с гидратообразованием в газовых коммуникациях.

НАСОСНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами — один из основных видов механизированной добычи нефти в России. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности через собранную колонну штанг.

Рис. 3.7. Штанговая насосная установка

Насосная установка (рис. 3.7) состоит из насоса 1, находя­щегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного на поверхности у устья. Цилиндр 12 насоса укреплен на конце спущенных в скважину насосно-компрессорных (подъемных) труб 9, а плунжер 11 подвешен на колонне штанг 2. Верхняя штанга (сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки б канатной или цепной подвеской. В верхней части цилиндра установлен нагнетательный клапан 10, а в нижней — всасывающий клапан 13. Колонна насосно-комп­рессорных труб, по которым жидкость от насоса поднимается на поверхность, заканчивается на поверхности тройником 3. Сальниковое устройство в верхней части тройника предназна­чено для предотвращения утечек жидкости вдоль движущего­ся сальникового штока (т. е. верхней насосной штанги). По боковому отводу в средней части тройника жидкость из скважины направляется в вы­кидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродви­гателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-шатунный механизм станка-качалки.

Принцип действия насо­са следующий. При движе­нии плунжера вверх вса­сывающий клапан 13 под давлением жидкости откры­вается, в результате чего жидкость поступает в ци­линдр насоса. Нагнетатель­ный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, заполнившей на­сосные трубы. При движе­нии плунжера 11 вниз вса­сывающий клапан 13 под давлением жидкости, нахо­дящейся под плунжером, закрывается, а нагнетатель­ный клапан 10 открывает­ся, и жидкость из цилинд­ра переходит в простран­ство над плунжером.

Станок-качалка (рис. 3.8) состоит из следующих ос­новных узлов: рамы 13 со стойкой 14, балансира с головкой 1 в некоторых станках с противовесами 5, редуктора 10 с кривоши­пами 9, на которых закреп­ляются противовесы и тра­версы с двумя шатунами.

Приводом станка-качалки является электродвигатель. Вращение вала электродвигателя при помощи клиноременной передачи передается ведущему валу редуктора.

Сменные шкивы электродвигателя в зависимости от его мощности имеют диаметры от 63 до 450 мм. Диаметры шкивов на ведущем валу редуктора постоянны для каждого типа стан­ка-качалки, но в зависимости от его грузоподъемности и кру­тящего момента редуктора изменяются от 315 мм у станка-качалки с наименьшей грузоподъемностью и до 1250 мм у самых тяжелых станков-качалок. Изменение передаточного числа клиноременной передачи станков-качалок от 2,5 до 5,0 дости­гается сменой шкивов на валу электродвигателя [9]. Переда­точное число двухступенчатого редуктора для всех типов оди­наково и равно 38, несмотря на то что габариты и масса редукторов в зависимости от типа станка изменяются в боль­ших пределах. Так, масса редуктора самого легкого станка-качалки грузоподъемностью 1,5 т составляет 82 кг, а редуктора станка-качалки грузоподъемностью 8 т равна 3960 кг.

Рис. 3.8. Станок-качалка: 1 — головка балансира; 2 — стопорное устройство головки; 3 — опорный подшипник балансира; 4 — балансир; 5 — противовесы; 6 — сферический подшипник подвески траверсы; 7 — шатун; 8 — противовес кривошипа; 9 — кривошип; 10 — редуктор; 11— электродвигатель; 12 — ручка тормоза; 13 — рама; 14 — стойка

Длительность и безаварийность работы станка-качалки за­висят от степени его уравновешенности. Во время работы неуравновешенного станка-качалки в течение каждого двой­ного хода насоса двигатель нагружается неравномерно. При ходе плунжера вниз двигатель разгружается и не производит работы, так как плунжер перемещается вниз под действием собственного веса штанг. При ходе плунжера вверх на уста­новку действует вес столба жидкости в трубах и вес штанг.

Такие колебания нагрузки отрицательно влияют на проч­ность всей установки и особенно на работу двигателя. Чтобы предотвратить преждевременный износ двигателя, необходи­мо выравнивать нагрузку на него в период каждого двойного хода плунжера. Это достигается уравновешиванием станка-качалки при помощи противовесов. Контргруз рассчитывают таким образом, чтобы он уравновесил вес столба жидкости и штанг, на преодоление которого и тратится энергия электро­двигателя при движении плунжера вверх.

Штанговые скважинные насосы по конструкции и способу установки разделяются на две основные группы: невставные (трубные) и вставные.

Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы спускаются в скважину раздельно: цилиндр — на насосно-компрессорных трубах, а плунжер в сборе с всасывающими клапанами — на штангах. Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема: сначала из­влекают штанги с плунжером и клапанами, а затем — трубы с цилиндром.

Вставные насосы спускают в скважину в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах и извле­кают на поверхность также в собранном виде путем подъема этих штанг. Насос устанавливают и закрепляют при помощи специального замкового приспособления, заранее спускаемого в скважину на трубах. В результате этого для смены вставного насоса (при необходимости замены отдельных узлов или насо­са в целом) достаточно поднять на поверхность только насос­ные штанги, а насосные трубы остаются постоянно в скважи­не; их извлекают при необходимости исправления замкового приспособления, что на практике встречается редко. Таким образом, смена вставного насоса требует значительно меньше времени, чем невставного. Кроме того, при использовании такого насоса меньше изнашиваются насосные трубы, так как нет необходимости их спускать и поднимать, а также отвинчи­вать и завинчивать при каждой смене насоса. Эти преимуще­ства вставного насоса имеют особое значение при эксплуата­ции глубоких скважин, в которых на спускоподъемные опера­ции при подземном ремонте затрачивается много времени.

Учитывая, что F = πD²/4, где D — диаметр плунжера, а число минут в сутках 1440, то формулу (3.1) для определения подачи насосной установки можно записать в виде

(3.3)

В приведенной формуле переменные величины: диаметр плунжера D, длина хода s и число качаний. Подачу глубиннонасосной установки регулируют путем изменения этих величин.

При эксплуатации скважин применяют насосы следующих типоразмеров (по размеру плунжера): 28, 32, 38, 43, 56, 68, 82 и 93 мм. Площадь поперечного сечения плунжера у насоса наибольшего диаметра в 11 раз больше площади поперечного сечения насоса наименьшего диаметра.

Имея восемь стандартных размеров насоса, подачу уста­новки можно регулировать путем замены насосов. Измене­ние подачи установки без извлечения насоса на поверхность достигается изменением длины хода или числа качаний.

Подача насоса, рассчитанная по приведенным выше фор­мулам, называется теоретической. Она показывает, какое количество жидкости может подавать насос при условии полного заполнения пространства цилиндра под плунжером и при отсутствии утечек жидкости в насосе и подъемных трубах.

Фактическая подача насоса почти всегда меньше теорети­ческой, и лишь в тех случаях, когда скважина фонтанирует через насос, его подача может оказаться равной или боль­шей, чем теоретическая. Отношение фактической подачи на­соса к теоретической называется коэффициентом подачи насоса. Эта величина характеризует работу насоса и учиты­вает все факторы, снижающие его подачу. Работа штанговой установки считается удовлетворительной, если коэффициент подачи ее не меньше 0,5 — 0,06:

Эксплуатация скважин в осложненных условиях.Многие скважины эксплуатируются в осложненных условиях, напри­мер: из пласта в скважину вместе с нефтью поступает боль­шое количество свободного газа; из пласта выносится песок; в насосе и трубах откладывается парафин. Наибольшее число осложнений и неполадок возникает при эксплуатации сква­жин, в продукции которых содержится газ или песок.

В результате многолетних исследований разработаны различные технологические приемы предотвращения вредного влияния газа на работу насосной установки, кото­рые включают:

1) использование насосов с уменьшенным вредным пространством;

2) увеличение длины хода плунжера;

3) увеличение глубины погружения насо­сов под уровень жидкости в скважине;

4) отсасывание газа из затрубного про­странства.

Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовать на забое песча­ную пробку, в результате чего уменьшается или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе насоса песок, попа­дая вместе в насос, преждевременно исти­рает его детали, часто заклинивает плунжер в цилиндре.

Основные мероприятия по предохране­нию насоса от вредного влияния песка сле­дующие:

1) регулирование отбора жидкости на скважины в основном в сторону его ограни­чения;

2) применение насосов с плунжерами специальных типов с канавками, типа «пескобрей»;

3) подлив нефти в затрубное простран­ство скважин с целью уменьшения концен­трации песка в струе жидкости, проходящей через насос, и увеличение скорости движе­ния этой струи;

Рис. 3.9. Газопесоч­ный якорь

4) применение трубчатых штанг.

Защитные приспособления на приеме насоса.Все мероприятия режимного и тех­нологического характера по снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового насоса обычно дополняются применением защитных приспособле­ний у приема насоса — газовых, песочных якорей или ком­бинированных газопесочных якорей.

Одна из конструкций газопесочного якоря показана на рис. 3.9. Этот якорь состоит из двух камер — газовой (верхней) 4 и песочной (нижней) 7, соединенных с помощью специальной муфты 6, в которой просверлены отверстия Б. В верхней камере якоря укреплена всасывающая трубка 3, а в нижней — рабочая труба 5, снабженная конической насад­кой 8. Якорь присоединяется к приему насоса 1 через пере­водник 2, одновременно связывающий корпус якоря со вса­сывающей трубкой. На нижнем конце песочной камеры на­винчена глухая муфта 9.

При работе насоса жидкость из скважины поступает че­рез отверстия А в газовую камеру, где газ отделяется от нефти. Затем отсепарированная нефть через отверстия Б и рабочую трубу направляется в песочную камеру; отделивша­яся от песка жидкость поднимается по кольцевому простран­ству в песочной камере и поступает через отверстия в специ­альной муфте во всасывающую трубу 3 на прием насоса.

В зависимости от количества песка, выделяемого из жид­кости, корпус песочной камеры может быть удлинен наращи­ванием труб. Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штан­гами. В качестве таких штанг используют насосно-компрессорные трубы диаметрами 33, 42 и 48 мм. Трубчатые штанги являются одновременно и звеном, передающим плунжеру насоса движение от станка-качалки, и трубопроводом для откачиваемой из скважины жидкости. Эти штанги присоеди­няют к плунжеру с помощью специальных переводников.

Предотвращение отложений парафина.При добыче парафинистой нефти в скважинах возникают осложнения, свя­занные с выпадением парафина на стенках подъемных труб и в узлах насоса.

Отложения парафина на стенках подъемных труб умень­шают площадь их поперечного сечения, в результате чего возрастает

сопротивление перемещению колонны штанг и движению жидкости. По мере роста парафиновых отложе­ний увеличивается нагрузка на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае силь­ного запарафинивания труб снижается коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.

При добыче нефти с большим содержанием парафина применяют такие методы устранения парафина, при кото­рых не требуется остановка скважины и подъем труб на поверхность:

1) очистка труб механическими скребками различной кон­струкции, установленными на колонне штанг;

2) нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство;

3) нагрев подъемных труб электрическим током — электродепарафинизация.

В последние годы при насосной эксплуатации широко при­меняют насосно-компрессорные трубы, футерованные стек­лом или лаками. В таких трубах парафин не откладывается, и эксплуатация скважин происходит в нормальных условиях.