Фонтанный способ эксплуатации. Лекции ассистента каф. Брэнгм

• Название: Лекции ассистента каф. Брэнгм
• Дата: 05.02.2022
• Размер: 0.57 Mb.
• Имя файла: Фонтанный способ эксплуатации.doc
• Тип: Лекции; #352666
• страница: 2 из 5

).


Рис. 4. Штуцер быстро­сменный для фонтанной арма­туры высокого давления (ЩБА-50-700):

— корпус, — тарельчатая пру­жина, 3 — боковое седло, 4 — обой­ма, б — крышка, 6 — нажимная гайка, 7 -— прокладка, 8- гайка боковая. 9 — штуцерная металло-керамическая втулка
Простейший штуцер выполня­ется в виде диафрагмы с отвер­
стием заданного диаметра, зажи­маемой между двумя фланцами
выкидной линии. Применяются ре­гулируемые штуцеры, в которыхпроходное сечение плавно изме­няют перемещением конусного штока в седле из твердого мате­риала. Перемещение осуществля­ется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого се­чения регулируемого штуцера. Такие' штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и

снижение давления от давления на буфере до давления в от­водящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давле­ний велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.

Манифольды. Манифольд предназначен для обвязки фон­танной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию сква­жины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис.5) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных



Рис.5, Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры

пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной уста­новкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении пара­фина предусматривают две выкидные линии и манифольд, до­пускающий работу через любой из двух выкидов.

На рис.5 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номе­ром (№ 1, № 2, № 3). Схема предусматривает два регулируе­мых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, за­порные устройства 3 для сброса продукции па факел или зем­ляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, напри­мер, 1МАТ-60Х125. Выкидной шлейф соединяет манифольд ар­матуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.

Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточ­ным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с ус­тановками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с по­мощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверх­ностно-активных веществ — деэмульгаторов, разрушающих по­верхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.

7.Регулирование работы фонтанных скважин

Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время прежде чем проводить какое-либо измерение. Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного ма­нометра и отмечают вообще характер работы скважины: нали­чие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так назы­ваемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера.

Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

-недопущение забойного давления Р_С ниже давления насыще­ния Рнас или некоторой его доли Р_С≥0,75Р_нас;

-установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему опреде­ленную величину.

установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвра­щения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

установление режима, соответствующего недопущению рез­кого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

недопущение на забое скважины такого давления, при кото­ром может произойти смятие обсадной колонны;

недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхност­ного оборудования вообще;

недопущение режима, при котором давление на буфере сква­жины может стать ниже давления в выкидном манифольде си­стемы нефтегазосбора;

недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

установление такого режима, при котором активным процес­сом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанав­ливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.

После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно на­блюдают.

Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодических ос­мотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в сое­динениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин су-дят по аномальным изменениям буферного и затрубного давле­ния, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.

Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пла­стовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорости восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и не­обходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита при­водит к росту буферного и межтрубного давления.
8.ОСЛОЖНЕНИЯ В РАБОТЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

И ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЕ
Условия эксплуатации различных месторождений и отдель­ных продуктивных пластов в пределах одного месторождения могут сильно отличаться друг от друга. В соответствии с этим осложнения в работе фонтанных скважин также могут быть раз­нообразны. Однако можно выделить наиболее типичные и ча­стые или наиболее опасные по своим последствиям осложнения, к которым относятся следующие:

открытое нерегулируемое фонтанирование в результате на­рушений герметичности устьевой арматуры;

образование асфальтосмолистых и парафиновых отложений па .внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях;

пульсация при фонтанировании, могущая привести к пре­ждевременной остановке скважины;

образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к пескопроявлеиию;

отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.

Открытое фонтанирование

При добыче нефти и газа известно очень много случаев от­крытого фонтанирования и грандиозных продолжительных по­жаров фонтанных скважин, приводящих к преждевременному истощению месторождения и образованию вокруг устья сква­жины огромных воронок, в жидкую грязь которых провалива­ется все буровое оборудование.

Для тушения и прекращения таких фонтанов известны слу­чаи забуривания вторых наклонных скважин и подрыва в них атомных зарядов. Степень тяжести таких открытых фонтанов различна, как и причины, вызывающие эти бедствия. Наряду с осложнением и непредвиденными нарушениями в процессе вскрытия пласта и освоения скважин немалую роль играют на­рушения оборудования устья и, в частности, фонтанной арма­туры. Неплотность соединений или их нарушения вследствие вибрации арматуры, разрывы и «свищи», возникающие в ре­зультате разъедающего действия абразивной взвеси в потоке ГЖС, могут быть причиной тяжелых аварий. Для их предуп­реждения арматура всегда опрессовывается на двукратное ис­пытательное давление (иногда на полуторакратное), причем опрессовываются как отдельные элементы, так и арматура в сборе.

Для предупреждения открытых выбросов в последнее время были разработаны и нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб. Имеются отсекатели, уста­навливаемые на шлипсах в обсадной колонне, которые автома­тически перекрывают сечение НКТ или обсадной колонны при резком увеличении расхода жидкости, превышающем критиче­ские. За рубежом известны отсекатели, устанавливаемые на фонтанных трубах. Такие отсекатели также автоматически пе­рекрывают поток при критических расходах ГЖС и предотвра­щают открытое фонтанирование. Известны отсекатели с прину­дительным перекрытием сечения фонтанных труб. Они выпол­нены в виде шарового крана, поворот которого осуществляется гидравлически с поверхности. Приводной механизм такого ша­рового крана с помощью трубки малого диаметра (12,* 18 мм), прикрепленной к колонне фонтанных труб и выходящей на по­верхность, присоединяется к источнику давления, обычно к выкиду скважины. При наличии давления в трубке шаровой кран открыт. При падении давления в трубке шаровой кран пружин­ным механизмом поворачивается и перекрывает фонтанные трубы.

Существуют простые поверхностные отсекатели механиче­ского действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, ко­торые перекрывают фонтанную скважину при разрывах выкид­ных линий из-за коррозии или механических повреждений.

Известен случай тяжелого открытого фонтанирования на одной морской скважине фирмы «Экофиск» в Северном морс в апреле 1977 г., когда в море было выброшено около 30 000 м³ нефти.

Несмотря па то что колонна фонтанных труб на этой скважине была оборудована автоматическим отсекателем, он не сработал при нарушении герметичности фонтанной арматуры в результате (как потом удалось выяс­нить) неправильной его поездки и закреплении в посадочной спецмуфте. С большими трудностями открытое фонтанирование было остановлено, и скважина была взята под контроль.

9.Предупреждение отложений парафина

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 парафины и смолы, которые выделяются в виде кристаллов парафина, образуя новую твердую фазу.

Нефти по своему углеводородному составу весьма 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 выделяющимися одновременно смолами и асфальтенами, образуя липкие комочки твердых углеводородов, кото­рые прилипают к шероховатым стенкам труб, уменьшая их се­чение.

Температура, при которой в нефти появляются твердые ча­стицы парафина, называется температурой кристаллизации па­рафина. Она бывает разной для разного состава нефтей и со­става самих парафиновых фракций.

Температура плавления парафинов составляет от 27 до 71 ^СС, а близких к ним церезинов (С₃₆—С-₅₅) —от 65 до 88 °С. Для парафинистых нефтей вос­точных месторождений (Татарии, Башкирии, Пермской области) температура, при которой начинается отложение парафина на стыках НКХ составляет 15—35 °С, а на некоторых месторождениях полуострова Мангышлак выпаде­ние парафина наблюдается даже при пластовых условиях, так как темпера­тура кристаллизации близка к первоначальной пластовой. Незначительное охлаждение пласта в результате закачки холодной воды уже приводит к частичной кристаллизации парафина и к ухудшению его фильтрационной способности со всеми вытекающими последствиями.

Толщина отложений парафина па внутренних стенках труб увеличивается от забоя к устью скважины по мере снижения температуры и дегазации нефти. На промыслах восточных рай­онов начало отложений тяжелых фракций углеводородов на стенках труб отмечается на глубинах 400—300 м. 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 толщина отложений уменьшается. Это связано с увеличением
скорости движения газожидкостной смеси в результате расши­рения газа и механическим разрушением парафиновых отложе­ний потоком жидкости. Отложению парафина способствуют ше­роховатость поверхности, малые скорости потока и периодиче­ское обнажение поверхности в результате пульсации.

Для предотвращения отложений парафина и обеспечения нормальных условий работы скважины применяются различные методы.

Можно выделить следующие главные методы ликвидации от­ложений парафина.

1. Механические методы, к которым относятся:

а) применение пружинных скребков, периодически спускае­мых в НКТ на стальной проволоке;

б) периодическое извлечение запарафиненной части ко­лонны НКТ и очистка их внутренней полости механическими скребками на поверхности;

в) применение автоматических так называемых летающих скребков.

2. Тепловые методы:

а) прогрев колонны труб путем закачки перегретого пара в затрубное пространство;

б) прогрев труб путем закачки горячей нефти;

3. 
   Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или эпоксидных смол.
   
4. 
   Применение различных растворителей парафиновых .отло­жений.
   
5. 
   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 па 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, так же как опускается глубинный мано­метр.

Установки АДУ были заменены в результате широкого при­менения остеклованных или эмалированных фонтанных труб, производство которых было налажено па промыслах Татарии. Использование 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 смачивание 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-ЗМ на автомо­бильном или гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре 310 °С, 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 1АДП-4-150, которым прокачивается горячая нефть, нагретая до 150 ^СС при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм³/с

Для предотвращения пульсации фонтанных скважин приме­няются на нижнем конце колонны фонтанных труб специальные рабочие отверстия или клапаны.

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 при условии р_с<рнас периодически прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб. Давление на забое пони­жается. После этого скважина длительное время работает на накопление жидкости.

Наличие малого (несколько мм) отверстия на некоторой вы­соте (30—40 м) от башмака НКТ обеспечивает сравнительно стабильное поступление газа из межтрубного пространства

в НКТ, не допуская прорыва этого газа через башмак. После того как накапливающийся газ оттеснит уровень жидкости ниже отверстия, он начинает поступать в НКТ, и пульсация гасится. Если перепад давления в отверстии Ар, то уровень жидкости будет поддерживаться ниже отверстия на глубине a^Appg. Ана­логичную роль выполняет рабочий клапан, в котором при пре­вышении давления сверх установленной величины срабатывает подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного пространства в НКТ.

10.Борьба с песчаными пробками

При малой скорости восходящего потока, особенно в интер­вале между забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации не­устойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается пе­сок—образуется песчаная пробка, снижающая приток или вообще останавливающая фонтанирование.(Борьба с этим явле­нием ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних пер­форационных отверстий или периодической промывкой сква­жины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости. Промывка осу­ществляется промывочным насосным агрегатом., С увеличением глубин добывающих скважин, вскрытием глубоких и плотных коллекторов пескопроявления стали довольно редким явлением, однако в некоторых южных районах (Краснодар, Баку, Туркме­ния) они еще вызывают осложнения при эксплуатации скважин.

11.Отложение солей

Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования и даже в призабойной зоне наблюдается на некоторых место­рождениях нефти при закачке в пласт пресной воды для ППД.

Основным наполнителем выпадающих солей является гипс. Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамиче­ского равновесия солевого состава пластовой воды и пресной воды, нагнетаемой в пласт. При движении по пласту нагнетае­мая вода смешивается со связанной пластовой водой, вымывает соли из твердого скелета пласта и при поступлении на забой добывающей скважины смешивается там с водами других пропластков, еще не обводненных нагнетаемой водой. Возникают условия химической несовместимости, результатом которой яв­ляется выпадение из раствора солей. Однако гипсообразование, которое возникает после закачки пресной воды, детально не изу­чено. Структура, состав отложений и условия их возникновения на разных месторождениях различны. Поэтому и меры борьбы также многообразны. Основными методами борьбы с образо­вавшимися солевыми отложениями являются химические ме­тоды, т. е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения обра­зуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти и газа на поверхности. В зависимости от со­левого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т. е. химические добавки, по­лученные на основе фосфорорганических соединений. Ингиби­торы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1 м³ пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удержи­вать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например, каустической соды). Образующиеся при этом гидроокиси каль­ция представляют рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты. Для предотвращения выпадания солей в пласте нагнетаемые воды проверяют па хи­мическую совместимость с пластовыми водами и их обрабаты­вают перед закачкой в пласт соответствующими ингибиторами.