Освоение скважин свабирпванисм

При этом методе освоение производился при помощи порш­ня (сваба) постепенным снижением уровня жидкости в скважине, рис. 68.

Поршень (рис. 68) состоит из металлической штанги 2, со­единяющейся специальным замком 1 с канатом (V4",%",%"); штанга одновременно служит для утяжеления поршня при его спуске в скважину; клапанного устройства с шариком 3; пусково­го патрубка 4 и манжет 5, изготавливаемых из прорезиненного ремня. Диаметр манжет на 1-2 мм меньше внутреннего диаметра насосно-компрессорных труб. При спуске поршня (сваба) вниз шариковый клапан открывается и поршень свободно погружается в жидкость. При подъеме поршня клапан закрывается (шарик плотно садится в клапанное гнездо) и столб жидкости, находящий­ся в НКТ над поршнем, выносится на поверхность. Поршень по­гружают под уровень жидкости в скважине на 100-200 м (погру­жение зависит от прочности стального каната). Этот метод назы­вают поршиеваиием или свабировалием скважины.

В.И. Куликов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глаиа X. Добыча нефти и газа

При сиабировании уровень жидкости в скважине снижается и, соответственно, снижается давление на забое скважины, за счет чего происходит приток жидкости из пласта в скважину.

Время свабирования зависит от пласто­вого давления, степени загрязнения иризабой-ной зоны пласта, интенсивности проведения работ. Скважина может начать фонтанировать через несколько десятков циклов свабирова­ния, а иногда свабирование приходится вести несколько дней.

К недостаткам свабирования можно от­нести то, что работы приходится вести при открытом устье, что может привести к выбро­су нефти из скважины.

Кроме того, при свабировании через лубрикатор быстро выходит из строя сальник лубрикатора (истирается стальным канатом) и при этом происходит загрязнение нефтью территории вокруг устья скважины, что опас­но в пожарном отношении, а также загрязня­ется воздушная среда.

Поэтому свабирование чаще всего при- Рис. 68. Поршень меняют при освоении нагнетательных, водя­ных скважин.

1.7. Освоение скважин компрессором

При этом методе освоения фонтанных скважнн в затрубное пространство нагнетается газ. Сжатый газ при нагнетании его в затрубное пространство скважины вытесняет жидкость из сква-жимы через насосно-компрессорные трубы на поверхность. В лифте НКТ предварительно устанавливается патрубок дли­ной 1,5-2 м с пусковым отверстием диаметром 5-7 мм или спе­циальный пусковой клапан одностороннего действия.

Газ доходит до пускового отверстия (клапана), прорыва­ется в лифт НКТ и выбрасывает столб жидкости из НКТ. В ре­зультате резко снижается противодавление на забой скважины и нефть начинает поступать из пласта в скважину. Пусковые отверстия или пусковые клапаны устанавливаются в НКТ на глубине скважины в зависимости от марки компрессора, т.е. от величины максимального давления, создаваемого компрессо­ром. Для освоения скважины применяются передвижные ком­прессоры УКП-80 производительностью 8 м³/мин при макси­мальном давлении 8,0 МПа. Применяются также компрессоры КС-100 производительностью 10 м^э/мин при максимальном давлении 10,0 МПа. Чаще всего при освоении скважин ком­прессором УКП-80 пусковые отверстия или пусковые клапаны устанавливают в НКТ на глубине 700-750 м от устья скважин, а при освоении компрессором КС-100 - на глубине 900-950 м. Иногда пусковые отверстия устанавливают ступенчато, т.е. на 500, 600, 700 м и т.д. с соответствующими диаметрами отверстий.

1.8. Освоение скважнн промывкой

При этом методе освоения скважин снижение противодав­ления на забои скважины достигается заменой жидкости в сква­жине на более легкую жидкость - воду, нефть, аэрированную жидкость и т.д.

При этом методе воду, нефть или аэрированную жидкость насосом закачивают в затрубное пространство, а глинистый рас­твор, которым заполнена скважина, вытесняется через насосно-компрессорные трубы на поверхность.

Понижение плотности жидкости в скважине может быть достигнуто при одновременном нагнетании в нее воды и газа.

В этом случае к скважине подводят водяную линию от насо­са и воздушную линию от компрессора. Вода и воздух (газ) при подаче их в скважину смешиваются в специальном смесителе (эжекторе), и газожидкостная смесь нагнетается в затрубное про­странство скважины. Через НКТ глинистый раствор вытесняется

В.И. Кудинов. Основы нсфтегизопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и гача

газожидкостпой смесью па поверхность. При этом значительно снижается давление столба жидкости на забой скважины и нефть начинает поступать из пласта в скважину.

Подачу газожидкостной смеси прекращают после того, как скважина начинает фонтанировать или из скважины идет чистая, безводная нефть.

	1»
	1111' 11

4

5 6

Ь

Рис. 69. Схема оборудования скважины для промывки ее аэриро­ванной жидкостью: 1 - выкидная линия; 2 - компрессор; 3 - насос для воды; 4 - смеситель (эжектор); 5 - обсадная колонна; 6 - пасосно-компрессорная труба; 7 - нефтяной пласт

1.9. Осложнения в работе фонтанных скважин

Осложнения в работе фонтанных скважин могут быть мно­гообразными. Среди многообразия осложнений можно выделить

наиболее часто встречающиеся и наиболее опасные но своим по­следствиям. К ним можно отнести:

- открытое фонтанирование скважины в результате наруше­
ний герметичности устьевой арматуры;

- пульсацию при фонтанировании, которая может привести
к аварии;

- скопление пластовой воды на забое скважины, в результате
чего скважина может прекратить фонтанирование;

- образование смолопарафинистых отложений на внутренней
поверхности насосно-компрессорных труб и в выкидных
линиях скважин;

- образование песчаных пробок иа забое и в НКТ при добыче
нефти из продуктивных пластов, из которых вместе с неф­
тью выходит песок;

- отложение солей на забое скважин и в насосно-компрес­
сорных трубах.

Открытое фонтанирование. Самым опасным при фонтан­ной эксплуатации осложнением является открытое нерегулируе­мое фонтанирование. Очень часто при открытом фонтанировании происходят огромные продолжительные пожары, приводящие к преждевременному истощению месторождений, они наносят огромный ущерб животному и растительному миру, воздушному пространству и окружающей среде.

Кроме осложнений и непредвиденных обстоятельств, при вскрытии продуктивного пласта и освоении скважин большую негативную роль играют нарушения в фонтанной арматуре из-за неплотностей соединений или их нарушения вследствие вибра­ции арматуры, а также возможные разрывы, возникающие в ре­зультате разъедания песком или взвесями, выходящими на по­верхность вместе с нефтью. Все эти нарушения могут стать при­чиной тяжелых аварий. Для их предупреждения фонтанная арма­тура должна опрессовываться на двукратное давление от ожи­даемого рабочего давления. При этом должны оирсссовываться все отдельные элементы в стационарных условиях и арматура в боре на скважине. Для предупреждения открытого фонганиро-

В.И. Куликов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

вания применяют различной конструкции отсскатели, которые спускаются в скнажииу на определенную глубину или под баш­мак. Имеются отсекатели, устанавливаемые на шлипсах в обсадной колонне и т.д.

Пульсация в фонтанных скважинах. С пульсацией в фон­танных скважинах борются следующим образом:

- спускают насосно-компрессорныс трубы до интервала, где
давление ниже давления насыщения;

- периодически сбрасывают газ из затрубного пространства;

- устанавливают пакер в скважине у башмака НКТ, что по­
зволяет направлять свободный газ в НКТ и одновременно
повысить эффективность работы газожидкостного подъем­
ника;

- устанавливают в 40-45 м от башмака труб концевой клапан
с малыми отверстиями, который открывается после оттес­
нения жидкости и создает перепад давления 0,1-0,15 МПа.
В результате газ через концевой клапан прорывается в НКТ.

- устанавливают в нижней части НКТ башмачную воронку.

Скопление пластовой воды на забое скважины. При

фонтанном способе эксплуатации первоначально нефть из сква­жины идет безводной. Однако со временем вместе с нефтью из пласта в скважину поступает пластовая вода. Для уменьшения содержания воды в нефти и продления безводного периода фонтанирования в скважинах сокращают суточный дебит неф­ти. Но при уменьшении дебита нефти уменьшаются скорости подъема жидкости по стволу скважины, в результате чего часть воды не выносится вместе с нефтью на поверхность, и постепенно скапливается на забое, что приводит к увеличе­нию забойного давления, снижению дебита скважин, а затем к прекращению фонтанирования. Для предупреждения скопления воды на забое и обеспечения пыпоса ее на поверхность за счет увеличения скорости подъема жидкости из скважины спускают НКТ до забоя.

Иногда для удаления скопившейся воды на забое использу­ют передвижной компрессор. При нагнетании компрессором газа

в затрубиос пространство скопившаяся на забое вода выносится струей жидкости через НКТ, и скважина вновь начинает фонта­нировать. О скоплении воды на забое скважин узнают по умень­шению давлений в НКТ и затрубном пространстве» которые кон­тролируются манометрами.

Образование смоло-парафинистых отложений. Нефти по своему углеводородному составу разнообразны. В то же время нефти многих нефтяных месторождений содержат в своем соста­ве смоло-парафиновые вещества, представляющие из себя слож­ную смесь высокомолекулярных углеводородов: парафина, смол, асфальтенов.

В группу парафинов входят твердые углеводороды от СрН^ до C₇]Hi44- Плотность парафина в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м³. В пластовых условиях парафины чаще всего находятся в растворенном состоянии в нефти.

В процессе подъема нефти и газа от забоя до устья сква­жины и в поверхностных коммуникациях непрерывно меняется температура и давление, В результате этого нарушается равно­весие в системе «нефть - растворенный в ней газ - растворен­ные в нефти смолопарафиновые вещества». Нефть в процессе подъема постепенно теряет часть газа и становится из-за этого более тяжелой. Вязкость ее увеличивается, а растворяющая способность по отношению к тяжелым углеводородам и приме­сям снижается, так как уменьшается содержание в ней легких жидких углеводородов, обладающих значительными раство­ряющими способностями. Одновременно снижается температу­ра нефти из-за потери тепла от нефти через НКТ и эксплуата­ционную колонну в окружающие скважину горные породы, а также за счет выделения из нефти газа. Причем охлаждение нефти вследствие выделения газа при высоком газовом факторе значительно больше, чем за счет теплоотдачи в окружающие горные породы. Эти два фактора (охлаждение и выделение газа) являются главными причинами выпадения из нефти смоло-парафиновых веществ. Парафины начинают выпадать на стен­ках НКТ, выкидных линиях и во всех нефтепромысловых ком­муникациях.

В.И. Кудинов. Основы иефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

В НКТ отложение парафина начинается от точки начала его выпадения до устья скважины, а часть мелких частиц парафина остается во взвешенном состоянии и выносится потоком жидко­сти па поверхность. Частички парафина, выпадая из нефти в НКТ, слипаются вместе с одновременно выпадающими из неф­ти смолами и асфальтсиами и, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые осаждаются на шероховатых стенках НКТ, уменьшают их сечение, вплоть до полного перекрытия. От­ложения парафина в НКТ приводят к значительному сокращению внутреннего сечения и, соответственно, к увеличению сопротив­ления газонефтяному потоку. Вначале за счет этого снижается дебит нефти и снижается буферное давление, а затем, если не принимать мер, происходит полное перекрытие сечения НКТ и, как следствие, прекращение фонтанирования.

Выпадение парафина из нефти начинается при определен­ной для данной нефти температуре, которая называется темпера­турой кристаллизации. Температура кристаллизации парафина бывает разной для разного состава нефтей и состава парафино­вых фракций.

Температура плавления парафинов колеблется от 30° до 70° С. Для парафинистых нефтей Урало-Иоволжья (Самарская, Перм­ская, Оренбургская области, Татария, Башкирия, Удмуртия) тем­пература, при которой начинается отложение парафина па стен­ках НКТ, составляет 15°-35° С. А на месторождениях полуостро­ва Маигышлаг наблюдается выпадение парафина в пластовых ус­ловиях, причиной этому служит то, что температура кристалли­зации там близка к начальной пластовой температуре. Незначи­тельное охлаждение пласта при закачке холодной воды приводит к частичной кристаллизации парафина в пласте, что является причиной ухудшения фильтрации в продуктивном пласте, сни­жению дебитов и, в конечном итоге, к низким коэффициентам нефтеизвлечения.

Толщина отложений парафина на внутренней поверхности НКТ увеличивается от забоя к устью при снижении температуры и выделении газа из нефти. На нефтяных месторождениях Урало-Поволжья отложение парафина в НКТ начинается на глуби-

не 500-400 м. Максимальная толщина отложений происходит на глубине 250-500 м. Ближе к устью скорости движения газо­жидкостной смеси достигают наибольшей величины, и парафин откладывается в НКТ значительно меньше, т.к. большие скорости струи жидкости выносят парафины на поверхность. Причиной интенсивного отложения парафина на внутренней поверхности IIKT служит ряд факторов:

- шероховатость внутренней поверхности НКТ, которая со­
действует выделению газа из нефти и ее охлаждению;

- снижение растворимости парафина в тяжелых нефтях и, со­
ответственно, повышение интенсивности выпадения пара­
фина в таких иефтях;

- скорость потока газожидкостной смеси. Чем ниже скорость
потока нефти и газа, тем выше интенсивность выпадения
парафина;

- концентрация смоло-парафиновых соединений в нефти. Чем
выше концентрация, тем больше откладывается парафин па
стенках НКТ;

- наличие механических примесей в потоке нефти и газа, ко­
торые являются центрами кристаллизации парафина;

- величина снижения давления в потоке нефти и газа. Чем
больше перепад давления, тем интенсивнее выделяется газ
из нефти, в результате чего снижается температура потока
нефти. Кроме того, при разгазировании нефти выделяются
легкие фракции, которые являются хорошими растворите­
лями парафиновых соединений;

- наличие воды в нефти. Ввиду того, что поверхность ме­
талла лучше смачивается водой, чем нефтью, между по­
током нефти и внутренней поверхностью НКТ образуются
тонкие гидратные слои, на которых парафин не отклады­
вается.

Нормальная эксплуатация фонтанных скважин, из которых добывается парафинистая нефть, невозможна без своевременного удаления отложений парафина со стенок НКТ или без проведения профилактических мероприятий, позволяющих предотвращать выпадение парафина на стенках НКТ. С целью предотвращения

В.И. Куликов. Основы нефтеразопрпмыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

отложений парафина и создания нормальных условий работы фонтанных скважин применяют различные способы, к ним отно­сятся:

1. Механические способы:

Рис. 70. Устьевой саль­ник-лубрикатор с роли­ком

а) периодический спуск (в зависи­мости от интенсивности отложений) в НКТ металлических скребков. Наи­большее применение п промысловой практике получил металлический скре­бок переменного сечения с раздвижны­ми ножами. Скребки спускают в IIKT на стальной (<f = 1,8 мм) проволоке. Спуск их вниз осуществляется под действием подвешиваемого к ним специального груза (10-12 кг), а вверх скребки под­нимаются лебедкой. Очистка парафина скребками осуществляется при рабо­тающей скважине. На устьевой армату­ре скважины монтируется лубрикатор с сальником для пропуска стальной проволоки и роликом. Длина лубрика­тора делается из расчета, чтобы в него полностью вмещались скребок с грузом (рис. 70).

Ножи скребка во время подъема раздвигаются под действием силы тяжес­ти и трения о стенки труб, диаметр их окружности становится на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. При спуске скреб­ка подвижные ножи, смещаясь по прорезям, сближаются так, что их наружный диаметр становится на 15-20 мм меньше, чем во время подъема. При подъеме скребка парафин срезается ножами скребка со всей поверхности НКТ. Для спуска и подъема скреб­ков используются автоматизированные депарафинизационные установки (АДУ), которые состоят из лебедки с электродпигате-

лем и станции управления, устанавливаемые в специальных скребковых будках. Последней конструкцией является ЛДУ-3, работающей автоматически, без вмешательства человека. Спуск скребков на определенную глубину и их подъем осуществляется по заданной программе.

б) Подъем запарафиненных НКТ на поверхность, очистка их
от парафина (механическими скребками или с помощью прогрева
паром) и спуск их в скважину.

в) Применение автоматических летающих скребков. Ввиду
частых отказов эти скребки не нашли широкого применения.

2. Тепловые способы.

а) Прогрев НКТ с помощью закачки острого перегретого
пара в затрубное пространство скважины. Острый пар нагнетает­
ся в затрубное пространство скважины (г = 300° С), трубы разо-
1"реваются, парафин плавится и выносится потоком нефти на по­
верхность. При этом нагретой струей нефти расплавляется пара­
фин и в выкидных линиях. Прогрев паром осуществляется при
работающей скважине.

б) Про1рсв НКТ и удаление с их внутренней поверхности
парафина путем закачки в скважину подогретой до 120°-150° С
нефти.

3. Применение НКТ с покрытием их внутренней поверхно­
сти стеклом, эмалью или эпоксидной смолой. Этот способ счита­
ется наиболее эффективным. Парафин выпадает на покрытые ла­
ком или смолой поверхности НКТ в небольшом количестве, сла­
бо удерживается па ней и легко смывается потоком нефти.

НКТ, покрытые внутри стеклом, лаком или смолой, облада­ют стойкостью против кислот, щелочей, агрессивных пластовых вод, поэтому они не только препятствуют отложению парафина, но и защищают металл труб от коррозии.

4. Применение растворителей.

При этом способе насосами-дозаторами в затрубное про­странство при работающей скважине закачивают легкие угле­водороды (конденсат, нестабильный бензин). ПАВ или другие химические реагенты. При закачке легких углеводородов па-

В.И. Кудипов. Основы нефтегазопромыслового дела

Глава X. Добыча нефти и газа

рафии растворяется и выносится струей нефти на поверх­ность.

Сущность применения химических реагентов заключается в гидрофилии. Введенные в поток ПАВ адсорбируются на твер­дых частицах парафина. Благодаря адсорбции химических реа­гентов па внутренней поверхности НКТ и на кристаллах парафи­на образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, которая препятствует росту кристаллов и их отложению в НКТ.

В процессе эксплуатации обводненных скважин происходит отложение солей в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НКТ.

В пластовой воде содержатся растворимые (СаС1₂, MgCl₂, NaCl) и нерастворимые (СаСО₃, Mg CO₃, CaSO₄2H₂O, MgSO₄, BaSO₄, CaSiO₃, Mg SiO₃ и т.д.) соли. Образование и отложение этих солей происходит в результате нарушения карбонатного равновесия, обусловленного снижением температуры и давления. При наличии в пластовых водах одновременно ионов Са²⁺ и Mg²\ НСО3 образуются непрочные бикарбонаты кальция и магния:

Са² + 2НСОз = Са(НСО₃)₂ (79)

Mg² + 2HCO3 = Mg(HCO₃)₂. (80)

Равновесие их поддерживается растворенным в воде углекислым тазом. При движении газожидкостной смеси давление в фонтан­ных скважинах снижается, из воды выделяется углекислый газ и образуются осадки карбонатных солей:

Са(НСО₃)₂ <->■ СаСО₃1 + СО₂| + Н₂О (81)

Mg(HCO₃)₂ <-> MgCO₃l + СО₂| + Н2О. (82)

При снижении температуры потока выпадение солей из рас­твора замедляется. Таким образом, падение давления газожндко-стной смеси в трубах интенсифицирует образование осадков со­лей, а снижение температуры, наоборот, тормозит этот процесс. Однако при снижении давления сдвиг реакции вправо происхо­дит более интенсивно, чем сдвиг реакции влево при снижении температуры.

В этом заключается основная причина отложения солей в скважинах. Борьбу с отложениями солей в скважинах ведут хи­мическими и механическими методами.

Борьбу с водоиерастворимыми отложениями карбонатных солей СаСО? и Mg CO3, сульфатных солей CaSO₄ и MgSO₄ ведут с помощью дозирования в межтрубиое пространство растворов гсксаметофосфата натрия (NaPO₃)g и трниолифосфата натрия, расход реагентов не превышает 0,1 мас.% от добываемой мине­рализованной воды. Борьба с отложениями карбонатных солей ведется с использованием 12-15% раствора соляной кислоты:

СаСО₃ + 2НС1 = СаС1₂ + Н₂О + СО₂|. (83)

Для удаления отложений сульфатных солей применяют рас­твор каустической соды:

CaSO₄2H₂O + 2NaOH = Ca(OH)₂ + Na₂SO₄ + H₂O. (84)

Сульфат натрия Na₂SO₄ хорошо растворяется в воде. А гид­роокись кальция Са(ОН)₂ представляет собой рыхлую массу, ко­торая частично выносится потоком, а частично разрушается при соляно-кислотной обработке:

Са(ОН)₂ + 2НС1 = СаС1₂ + 2Н₂О. (85)

В промысловой практике нередки случаи, когда отложения гипса с содержанием сульфата бария полностью закрывают IIKT и обсадные трубы.

Такие трубы поднимают и сдают в металлолом, т.к. они не­пригодны для дальнейшего использования. Л призабойную зону скважины разбуривают и делают химическую обработку с ис­пользованием каустической соды и соляном кислоты.