Осложнения при работе фонтанных скважин

Многообразие условий работы фонтанных скважин на различных месторождениях предопределяет и многообразные причины осложнений в их работе. Регулировочные кривые позволяют выделить основные факторы, влияющие на эффек­тивность работы фонтанных скважин, и учесть их в процессе эксплуатации.

Вместе с тем существует несколько причин осложнений, ко­торые проявляются на значительном количестве разрабатывае­мых месторождений. К числу таких осложнений относятся:

1) отложения в подъемном оборудовании или выкидных линиях, а также в ПЗС асфальтенов, смол и парафинов:

2) образование песчаных пробок как на забое скважины, так и в подъемнике;

3) отложения солей в различных элементах системы;

4) пульсации в работе фонтанной скважины;

5) открытое (нерегулируемое) фонтанирование при по­вреждении устьевой арматуры.

В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой скважины, что позволяет выявить основные ослож­нения:

- при уменьшении устьевого давления и одновременном повышении затрубного давления - отложение парафина и солей в НКТ;

- при уменьшении устьевого и затрубного давлений - об­разование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ;

- при уменьшении устьевого давления и увеличении де­бита - разъедание штуцера;

- при увеличении устьевого и затрубного давления и уменьшении дебита - засорение штуцера или отложения парафина в манифольде и выкидном шлейфе.

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.