Осложнения в работе фонтанных скважин

Министерство образования Республики Беларусь

Учреждение образования

Гомельский государственный университет

им. Франциска Скорины

Реферат

По дисциплине

«Скважинная добыча нефти и газа»

Тема: «Осложнения в работе фонтанных скважин»

Вариант 39

Гомель 2020

Осложнения в работе фонтанных скважин.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В группу парафинов входят твердые углеводороды от С17Н36 до С71Н144. Плотность парафина в твердом состоянии колеблется в пределах от 865 до 940 кг/м³. Чистые парафины — белые кристаллические вещества, которые при определенных термодинамических условиях пласта находятся в растворенном состоянии. Однако в процессе фонтанирования скважины, за счет теплопередачи в окружающую среду, падения давления и выделения растворенного газа в подъемных трубах, происходит охлаждение нефти. При снижении температуры нефти ниже определенного критического значения парафин кристаллизуется на стенках подъемных труб. В результате уменьшаются диаметры проходных сечений подъемных труб вплоть до полного закупоривания их парафином.

Интенсивность отложения парафина в подъемных трубах зависит от следующих факторов.

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

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

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

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

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

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

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

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

периодически очищают подъемные трубы от парафиновых отложений;

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

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

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

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

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

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

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

На рис. 10 показан скребок переменного сечения с неподвижным 4 и подвижным 5 ножами, который спускается в подъемные трубы на скребковой проволоке. Нож 4 раздвигается во время подъема под действием своего веса и трения о стенки труб, в результате чего диаметр окружности подвижного и не­подвижного ножей становится примерно равным внутреннему диаметру труб. При спуске скребка подвижный нож, смещаясь по наклонным прорезям, поднимается вверх и диаметр скребка становится меньше на 10—20 мм диаметра насосно-компрессорных труб. Обычно в скважину спускают два скребка, соединенных между собой последовательно с помощью скобы. Поскольку подвижные и неподвижные ножи обоих скребков повернуты относительно друг друга на 180°, при подъеме скребков парафин срезается со всей поверхности трубы.

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

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

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

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

1. Спуск фонтанных труб до интервала, где давление ниже .давления насыщения.

 Рис. 10.

Скребок переменного сечения: 1 — головка, 3 — корпус, 3 — наклонные прорези, 4 — неподвижный нож; 5 — -подвижный нож; 6 — скоба

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

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

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

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