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