лов. Банников. 1 Роль нефти и газа в топливноэнергетическом балансе страны
 Скачать 419.94 Kb.
|
3.9 Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупрежденияМожно выделить наиболее типичные и частые, или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие: Образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений на стенках НКТ и в выкидных линиях Образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлению Проницаемые пласты коллектора D2V воробьевского горизонта сложены песчаниками светло-серыми, мелоко- и среднезернистыми. В подавляющем большинстве песчаники цементируются за счет механического уплотнения зерен и частичной регенерации. На отдельных участках цементом служит глина. В процессе эксплуатации фонтанных скважин песок вместе с нефтью может поступать в скважины. Основным мероприятием является установление технологического режима работы скважины при минимальном содержании песка в продукции скважины. Соответствующий технологический режим работы скважины устанавливается по результатам исследований скважин при установившемся режиме работы (методом пробных откачек). Нефть пласта D2V характеризуется как парафинистая; твердых парафинов содержится 3,58 – 5,11% при среднем значении 4,27 весовых. Известно, что нефть есть сложная смесь различных углеводородов, как легких, так и тяжелых, находящихся в термодинамическом равновесии при пластовых условиях. Добыча нефти сопровождается неизбежным изменением термодинамических условий и переходом нефти от пластовых условий к поверхностным. При этом понижаются давление и температура. Нарушается фазовое равновесие отдельных углеводородов в смеси и происходит их выделение в виде углеводородных газов того или иного состава, с одной стороны, и твердых или мазеобразных тяжелых фракций в виде парафина, смол и асфальтенов, с другой стороны. Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газообразных фракций при понижении давления уменьшает ее растворяющую способность по отношению к таким тяжелым фракциям, как парафина и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу. Нефти по своему углеводородному составу разнообразны. Поэтому на некоторых месторождениях добыча нефти не сопровождается выделением парафина. Мелкие частицы парафина могут оставаться во взвешенном состоянии и уноситься потоком жидкости. При определенных условиях они склеиваются вместе с выделяющимися одновременно смолами и асфальтенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые прилипают к шероховатым поверхностям стенок труб, уменьшая их сечение. Температура, при которой в нефти появляются твердые частица парафина, называется температурой кристаллизации парафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и состава самих парафиновых фракций. Температура плавления парафина нефти пласта D2V Заречного месторождения составляет в среднем 57,8 0С. Толщина отложения парафина на внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. Эти отложения представлены вязкой массой, состоящей из смеси смол, церезинов, асфальтенов и парафинов. Как правило, их толщина достигает максимума на глубинах 200-50 м, а ближе к устью скорости движения газожидкостной смеси в результате расширения газа и механическим разрушением парафиновых отложений потоком жидкости. Отложению парафина способствуют: шероховатые поверхности, малые скорости потока периодические обнажение поверхности в результате пульсации. Для предотвращения отложения парафина и обеспечения нормальных условий работ, применяются различные методы. Выделяют следующие методы ликвидации отложений парафина: Механические методы: Применение пружинных скребков, периодические спускаемых в НКТ на стальной проволоке; Периодическое извлечение запарафиненной части колонны НКТ и очистка внутренней полости механическими скребками на поверхности; Применение автоматических, так называемых летающих скребков. Тепловые методы: Прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство; Прогрев труб путем закачки горячей нефти; Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали, эпоксидных смол; Применение различных растворителей парафиновых отложений; Применение химических добавок, предотвращающих прилипание парафина к стенкам труб; В зависимости от интенсивности образования парафиновых отложений, их прочности, состава и других особенностей применяют различные методы и часто их комбинации. Одно время широко применялся способ борьбы с парафином с помощью автоматической депарафинизационной установки (АДУ). Несколько скребков, а точнее круговых ножей периодически спускается на стальной проволоке в НКТ до глубины начала отложения парафина. Затем с помощью автоматически управляемой лебедки скребки поднимаются до устья скважины. Интервалы времени на спуск и подъем устанавливаются автоматически реле времени, управляющим работой электромотора лебедки. Скребки спускаются в фонтанную скважину через обычный лубрикатор, также как опускается глубинный манометр. Установки АДУ были заменены в результате широкого применения остеклованных или эмалированных фонтанных труб, производство которых было налажено на промыслах Татарии. Использования остеклованных труб исключило необходимость устанавливать у скважины лебедку, затрачивать для ее работы электроэнергию и содержать дополнительный обслуживающий персонал. Однако при остеклованных трубах не удавалось полностью предотвратить отложение парафина. В муфтовых соединениях труб оставались неостеклованные стыки (несмотря на наличие специальных вкладышей), в которых накапливались отложения. При транспортировке таких труб и при их спуске в скважину наблюдались сколы и разрушения остеклованных поверхностей. В настоящее время интенсивно ведутся исследования по применению химических методов борьбы с парафином, сущность которых заключается в гидрофилизации поверхности труб, на которой парафин не откладывается. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности труб и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, препятствующая росту кристаллов и их отложению в трубах. В качестве химических реагентов применялись как водорастворимые, так и нефтерастворимые ПАВ. Водорастворимые ПАВ улучшают смачиваемость поверхности труб водой, которая в том или ином количестве всегда имеется в нефти. Нефтерастворимые ПАВ увеличивают число центров кристаллизации парафина, т.е. его дисперсность, что способствует его выносу потоком жидкости на поверхность. Некоторые ПАВ (ГИПХ-180, катапин А) резко увеличивают гидрофильность поверхности. Это улучшает смачиваемость ее водой и снижает интенсивность отложения парафина. Однако отсутствие в достаточном количестве таких высокоэффективных химических реагентов, их высокая стоимость, ненадежность дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое их применение в практике нефтедобычи. Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки ППУ-3М на автомобильном или гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре 310 0С, состоящие из прямоточного парового котла, питающих устройств и имеющие запас пресной воды. Такими устройствами пользуются для удаления парафиновых отложений не только в фонтанных трубах, но и в манифольдах и выкидных линиях. Для этого используется насосный агрегат 1 АДП-4-150, которым прокачивается горячая нефть, нагретая до 1500С при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм3/с. |