Исследование фонтанных скважин
 Скачать 339.63 Kb.
|
|
3. Технико-технологический раздел 3.1 Оборудование фонтанных скважин Перед освоением в фонтанную скважину спускают НКТ, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют монифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанные арматуры изготавливают по восьми схемам (ГОСТ 13846-84) для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:
Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами труб. Головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной. При оборудовании скважин двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника), трубы большого диаметра подвшиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом под тройником. При однотрубной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб. Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника (оно двух ярусная тройниковая арматура) либо крестовину (крестовая арматура) и крестовые конструкции елки целесообразны в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочим считается верхняя, а первое от ствола устройство запасным. Двух ярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержится механические примеси. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и монометром. Для спуска скребков ставят лубрикатор. На фланцах боковых отводов трубной коловки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибитора коррозии и гидратообразования и карман для монометра. На заводе изготовителя фонтанную арматуру подвергают трубному гидровличекому испытанию, при котором давление испытания для фонтанной арматуры до 70 МПа, применяется равным удвоенному рабочему давлению, а от 70 МПа и выше – полуторократному. Монифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающей продукцию на замерную установку (ГЗУ). К запорным устройствам арматуры относятся приходные пробковые краны, прямоточные задвижки с ручным и дистанционным управлением. 3.2 Освоение фонтанных скважин Условия вызова притока. Скважины осваивают после бурения, перфорации или ремонта. При бурении перфорации скважина заполнена буровым раствором. По техническим правилам ведения буровых работ, гидростатическое давление столба бурового раствора должно составлять 10-15% от пластового давления при глубине скважины более 1200м и 5% при больших глубинах. При перфорации депрессия давления на пласт (разность между давлением на забое и пластовым давлением) не должна превышать 5% от пластового давления. Для вызова притока необходимо выполнение условия Р 3<Рпл, т.е. создание дипрессии на пласт ΔР=Рпл-Р 3, где Рпл – пластовое давление, Р 3 – забойное давление. Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условия отзыва потока можно записать hρq=Рпл, где h – высота столба жидкости в скважине, ρ – плотность жидкости, q – ускорение свободного падения. Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притака, необходимо либо уменьшить h, либо ρ, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины. Методы вызова притока. Перед освоением скважину оборудуют в соответствии с ее назначением, способом эксплуатации и методом вызова притока. Выбор метода вызова притока зависит от назначения скважины, ее способа эксплуатации, пластового давления, глубины, расположении скважины на структуре, степени устойчивости коллектора и др. Освоение скважин, вскрывающих пласты, с высокими пластовыми давлениями, обычно не вызывали затруднений. В данном случае можно создать большую депрессию давления, при этом происходит интенсивная самоочистка забоя и призабойной зоны от грязи за счет большой скорости движения жидкости и газа. Однако, при неустойчивых пластах, газовой шапки (верхнего газа) или подошвенной воды возможны осложнения. Чрезмерные депрессии могут привести к разрушению пласта, цементного кольца и даже нарушению обсадной колонны, образованию конусов верхнего газа и подошвенной воды и прорыву их в скважину. Поэтому такие скважины следует пускать в работу плавно с медленным снижением забойного давления на небольшую величину. В промысловой практике нашли применения следующие три основные методы вызова притока (пуска в работу) 1. замена жидкости 2. аэрация 3. продавка. Последовательная замена жидкости с большей плотностью на жидкость с меньшей плотностью осуществляется промывкой скважины обычно по схеме: буровой раствор с большей плотностью – буровой раствор с мешьшей плотностью – вода – нефть – газоконденсат. Для того спускают НКТ обвязывают наземное оборудование и насосный агрегат, опресовывают нагнетательную линию и закачивают жидкость в НКТ (прямая промывка) или затрубное пространство (обратная промывка), из скважин жидкость выходит в сборную емкость. Закачивают агрегатом типа ЦА-320, либо насосной установки типа УН 1-630х 700А. Аэрация (аэрирование, газирование) жидкости осуществляется аналогично, но в поток жидкости (воды) постепенно вводят газ, увеличивая его расход и уменьшая расход жидкости. Плотность газожидкостной смеси доводят до 300-400 кг/м³. Скорость нисходящего потока жидкости для предупреждения всплывания пузырьков газа должна быть не менее 0,8-1 м/с. Газ вводят с помощью аэратора типа "перфорированная труба в трубе" или жидкостно-газового эжектора типа ЭЖГ-1, а на газовой линии устанавливают обратный клапан. Наибольшее применение для освоения скважин нашла компрессорная передвижная установка УКП-80 (Р-8МПа, Q=8 м³/мин), СД-9/101 (Р=10МПа, Q=9 м³/мин), дизельные компрессорные станции ДКС-7/200А, АК-7/200, ДКС-3,5/400 (Q=7-3,5 м³/мин, Р=20-40 МПа). 3.3 Исследование фонтанных скважин Исследование фонтанных скважин проводятся по двум методам. На установившихся и неустановившихся режимах. Исследование на установившихся режимах имеют свои особенности. Режим работы скважин измеряются сменой штуцера на другой диаметр, т.е. измеряют давление Ру. После смены штуцера скважину выдерживают обычно несколько десятков часов для стабилизации режима, продолжительность от гидропроводимости и пьезопроводимости, а также от величин отноститульного изменения ΔQ/Q. Признаками установившегося режима является постоянство дебита Q, давлений Ру и Рзатр, что устанавливают рядом исследовательных измерений. Принимают не менее трех установившихся режимов работы. При каждом режиме после стабилизации измеряют давления Р 3, Рзатр, Ру дебиты жидкости Q и Vг, обтирают на выкидных линиях или в мерных емкостях пробы для определения доли воды в продукции nв, доли песка nп, а также отмечают характер работы (наличие пульсации, вибрации арматуры). Забойное давление Рз измеряют с помощью скваженых манометров, а давление Ру и Рзатр – образцовыми манометрами, установленными на фонтанной арматуре. Дебит жидкости измеряют на ГЗУ установках типа "Спутник" или иногда (на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап (газосепаратор) и мерную емкость. Дебит газа измеряют на ГЗУ турбинными счетчиками (типа "Агат-1"), а на индивидуальных турбинными счетчиками или с помощью дефманометров с дроссельными устройствами. Пробы анализируют в лаборатории. Пластовое давление измеряют в установленных скважинах, обычно приурочивая к ремонтным работам, а затем строят графики, изменяя его во времени. Имеются и другие методы его определения. Забойное давление при спущенных НКТ до забоя в скважинах III типа можно рассчитать по барометрической форме. В остальных случаях оценка забойного давления Рз – по величине давления у башмака НКТР 1 и потере давления от башмака до забоя мало надежна. По полученным данным строят графические зависимости: индикаторную линию. Регулировочные кривые – зависимости параметров от диаметра штуцера dшт. Используя эти графики, определяют параметры пласта и скважин, а также устанавливают технологический режим работы. Установить технологический режим работы скважины – это значит выбрать такие параметры работы фонтанного подъемника, которые обеспечат получение на поверхности заданного дебита при соответствующем забойном давлении согласно управления притока. С позиции притока в скважину заданный дебит называют нормой отбора, под которым понимают максимальный дебит скважины, допустимый условиям рациональной эксплуатации залежи и обеспечиваемый продуктивной характеристикой скважин. Исследования на неустановившихся режимах заключается в следующем: 1. В скважину спускают скважинный манометр, который регистрируется на бланке меловой бумаги изменения давления на забое во времени. 2. После непродолжительной выдержки манометра на забое, работающую скважину закрывают. 3. Через 2-3 часа пробывания манометра на забое скважины, его поднимают на поверхность и извлекают бланки записи изменения давления во времени. После расшифровки записи манометра строят график и определяют параметры пласта. 3.4 Неполадки при работе фонтанных скважин и методы борьбы с ними Неполадки при работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением на забое песка и воды, а также различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств. В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, это позволяет выявить осложнения, например: - при уменьшении устойчивого давления Р 2 и одновременном повышении затрубного давления Рзатр – отложение парафина и солей в НКТ; - при уменьшении Р 2 и Рзатр – образование песчаной пробки и наполнение воды между забоем и баммаком НКТ; - при уменьшении Р 2 и увеличении Q-дебит – разъедание штуцера; - при увеличении Р 2 и Рзатр и уменьшении Q- засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и выкидном шлейфе; Отложения парафина в подъемных трубах и методы борьбы с ними. Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяется твердый парафин, мазеобразные смолы и сифальтены. Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его на внутренней стенке труб увеличивается от нуля на глубине 900-300 м до максимума на глубине 200-50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к снижению дебита. При добыче высокопарафинистой нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается. Выкристализация парафина происходит на механических примесях нефти и на стенках образования. При этом парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участие в формировании отложений. Также кристаллы откладываются в основном на дне поверхностных резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема. Процесс отложения парафина имеет адсортиционный характер (поглощение поверхностно твердого тела), поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (смачивающиеся водой) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные покрытия, материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелитово-эпоксидные лаки), а также стекло, стеклоэмали. Добавки в поток химических реагентов способствует гидрофильтрации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в нефти. Такими реагентами могут быть: водо и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложения, хотя скорость отложений снизилась. Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает число центров кристаллизации в потоке и предотвращения отложение парафина. Отложения парафина удаляют тепловыми и химическими способами. При тепловом способе проводят переодическую закачку в затрубное пронстранство скважины горячей нефти, перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится с потоком из скважины по НКТ. Для получения водяного пара используют паропередвижные автомобильные установки типа ППУА, а для нагрева-агрегата депарафинизации передвижной типа 1 АДП-1500. При механическом способе используют скребки, которые соскребают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают с помощью электродвигателя автоматической депаранизационной установки типа АДУ-3 или УДС-1. Меры борьбы с отложениями солей. Отложения солей могут происходить на всем пути движения воды – в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод (например: щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов (пластов), перенасыщенность вводно-солевых систем при изменении термодинамических условий. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнениии пресными водами, что связывают с обогащением закачивамых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворами материалов. Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, в некоторых случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию. Основными компанентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния. В состав также входят диоксид кремния, оксидные соединения железа, и органические вещества (парафин, асфальтелы, слолы) и др. Осадки могут быть плотными и рыхлыми, прочность сцепления с материалом возрастает с глубиной залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода борьбы с ними на каждом конкретном месторождении. Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы, предотвращающие выпадение солей и методы удаления солевых отложений. В комплекс работы по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они сталкиваются в поверхностных или пластовых условиях. Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в тубах – применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт или закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым "пороговым эффектом" покрывают микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в прастворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфатокислот, акрилсульфаты, гепсаметафосфаты, триполифосфат натрия, аммофос и др. Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов в крайнем случае разбуривают долотом. При химическом методе удаление осадков гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадке карбаната (гидрооксида) кальция, которые затем растворяют солянокислотными растворами и промывают водой. В качестве преобразующих реагентов эффективными оказались карбонат бикарбонат натрия (калия), а также гидрооксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают солянокислотный раствор и помывают водой. 3.5 Анализ работы фонтанных скважин на месторождении Для сопоставленного анализа эффективности работы скважин при различных размерах труб и режимах, параметрах определяют коэффициент полезного действия фонтанного лифта. Для этого составляется определяется технологический режим работы, в котором указываются следующие показатели: - диаметр эксплуатационной колонны; - толщина пласта и интервал перфорации; - коэффициент продективности; - длина подвески НКТ и диаметр; - давления (пластовое, забойное, буферное, затрубное, линейное); - среднесуточный дебит; - обводненность; - газовый фактор; - диаметр штуцера на устье скважин; Также в процессе эксплуатации ведутся исследования: пластового давления, анализ продукции на содержание парафина, смолистые вещества и количества воды. В основном на показатели работы фонтанной скважины влияет диаметр подъемника, коэффициент гидровлического сопротивления, зависящий от вязкости жидкости. Следовательно, чем меньше вязкость жидкости, тем больше коэффициент полезного действия фонтанных скважин. 4. Охрана труда и противопожарная защита 4.1 Техника безопасности при эксплуатации скважин Важные условия безопасности и нормальной эксплуатации фонтанных скважин – соблюдение технологического режима. Для этого должен быть установлен тщательный контроль за всеми проявлениями в скважине и изменениями ее работы. Нарушение режима может привести к открытому фонтанированию. Фонтанные скважины оборудуют опресованной фонтанной арматурой, для предотвращения открытого фонтанирования применяют клапаны отсекатели, а у фонтанной арматуры устанавливают площадку с лестницей и перилами. Для измерения буферного давления и давления на затрубном пространстве на фонтанной скважине должны стационарно устанавливаться манометры с трехходовыми каналами. Трехходовой кран позволяет снимать при стравленном давлении. Перед сменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо перевести поток с рабочего на резервный выкид, закрыть задвижку на рабочем выкиде, затем снизить давление в трубе за штуцером до атмосферного при помощи вентиля, установленного на линии Снижать затрубное давление газа разрушается только при помощи штуцера через вторую от крестовины задвижку при открытой первой. Обвязку скважины и арматуры следует отогревать только паром или горячей водой. Нефтепроводы высокого давления должны прокладывать из безшивных труб из стали, соединенные между собой сваркой или фланцевыми соединениями в местах крепления задвижек. При нарушении герметичности оборудования происходит утечка нефти или газа, загрезняется территория, возникает опасность пожара и отравление нефтяным газом. Поэтому негерметичности должны быть своевременно ликвидированы, а территория содержаться в чистоте. |