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: 5 из 5

2 и кран 4 для воз­можности сообщения лубрикатора с атмосферой. К корпусу лу­брикатора крепят направляющий и оттяжной ролики 3 для на­правления проволоки или кабеля 5.

Установку для глубинных измерений располагают примерно на 25—40 м от устья скважины с наветренной стороны. При этом вал барабана лебедки должен быть перпендикулярным направле­нию движения проволоки от скважины до середины барабана.

Для подготовки глубинного прибора 6 к спуску конец прово­локи от лебедки 7 пропускают через сальник лубрикатора (в верхнем торце), вывинтив его предварительно из корпуса. После прикрепления конца проволоки к прибору последний поме­щают в корпус лубрикатора и завинчивают сальник. Сальник затягивают так, чтобы надежно уплотнить проволоку, но при этом обеспечить возможность ее движения.
17.СПОСОБЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА В ФОНТАННЫХ СКВАЖИНАХ

Нефти многих нефтяных месторождений парафинистые. В таких нефтях содержание парафинов (углеводородов от C ₁₆H ₃₄ и выше) превышает 2%. В нормальных условиях парафины — твердые кристаллические вещества, в пластах же они чаще всего растворены в нефти.

Подъем нефти от забоя скважины до устья и ее дальнейшее движение от скважины до газосепаратора сопровождается не­прерывным изменением температуры и давления. В результате этого нарушается равновесие в системе нефть—растворенный газ—растворенный парафин.

Нефть, постепенно теряющая газ, становится более тяжелой, вязкость ее увеличивается, а ее растворяющая способность по отношению к тяжелым углеводородам и различным примесям снижается, так как уменьшается содержание в ней жидких газов, имеющих лучшую растворяющую способность. Одновременно сни­жается и температура нефти, что вызывается двумя причинами: 1) передачей тепла от нефти в окружающие скважину горные породы и 2) охлаждением нефти вследствие выделения газа.

Охлаждение нефти вследствие выделения газа при большом газовом факторе преобладает по сравнению с охлаждением за счет теплоотдачи в грунт. Эти два взаимно связанных процесса (охлаждение и дегазация) вызывают выпадение из нефти мелких частиц твердых углеводородов парафина в наиболее охлажден­ных точках потока — непосредственно на стенках труб и около вновь образовавшихся газовых пузырьков.

Процесс выпадения и отложения парафина непосредственно на стенках труб продолжается с различной интенсивностью на всем протяжении подъемных труб — от точки, где он начался, до устья

скважины. Та же часть парафина, которая выпадает в потоке, поднимается по подъемным трубам в виде мелких кристалликов, взвешенных в нефти, и кристалликов, прилипших к оболочкам газовых .пузырьков. По мере увеличения содержания этих кри­сталликов в нефти они могут прилипать к стенкам труб, увеличи­вая толщину отложений парафина.

Парафиновые отложения представляют собой темную массу от мазеобразной до твердой консистенции: они содержат, кроме па­рафина, значительное количество смол, масел, воды (в скважинах, дающих обводненную нефть) и минеральных частиц.

Отложения парафина в подъемных трубах могут привести к резкому уменьшению их поперечного сечения, в результате чего снижается дебит и уменьшается буферное давление, а затем заку­пориваются подъемные трубы, после чего прекращается фонтани­рование.

Таким образом, нормальная эксплуатация фонтанных скважин, в которых добывается парафинистая нефть, невозможна без уда­ления отложений парафина со стенок труб или без принятия мер, предотвращающих выпадение парафина на стенках.

Для очистки подъемных труб от парафина можно применять тепловое воздействие или механическую очистку специальными скребками.

При тепловом воздействии подъемные трубы подогревают па­ром, горячей нефтью или нефтепродуктами. Трубы пропаривают без остановки фонтана при помощи специальной паровой пере­движной установки (ППУ), смонтированной на автомашине. Пар от паровой установки подается в затрубное пространство сква­жины и выходит черев подъемные трубы, прогревая их. Расплав­ленный парафин выносится струей нефти на поверхность, при этом расплавляется парафин и в выкидной линии.

Этот метод очистки подъемных труб от парафина применяют в фонтанных скважинах с небольшим затрубным давлением.

Тепловые способы очистки подъемных труб фонтанных сква­жин от парафина трудоемки и громоздки, так как требуют при­менения специальных технических средств и дополнительного об­служивающего персонала. Эти способы не предупреждают отло­жения парафина в трубах. Поэтому они .применяются в основном эпизодически, при благоприятных условиях и когда по каким-либо причинам не удается использовать другие более эффектив­ные способы.

До последнего времени преобладал механический способ уда­ления отложений парафина со стенок подъемных труб, осущест­вляемый с помощью скребков различной конструкции. Очистка подъемных труб от парафина скребками выполняется в процессе эксплуатации скважины без ее остановки.

Скребки опускают в трубы на проволоке. Движение их вниз осуществляется под действием силы тяжести самих скребков и подвешиваемых к ним специальных грузов (до 10 кг), а вверх скребки поднимают лебедкой.

При применении скребков на устьевой арматуре скважины монтируют лубрикатор с сальником. Длина лубрикатора должна быть такой, чтобы скребок и груз полностью помещались в нем.

Для спуска скребков в скважину и их подъема используют автоматизированные депарафинизационные установки — АДУ. Установка АДУ состоит из лебедки с электродвигателем и стан­ции управления, которые размещают около скважины в специаль­ной будке.

К недостаткам механической очистки подъемных труб от пара­фина следует отнести то, что у каждой скважины приходится иметь дополнительное оборудование, которое необходимо обслу­живать и которое является источником дополнительных непола­док при эксплуатации скважин (обрыв проволоки, выход из строя отдельных узлов и т.п.).

Наиболее эффективный способ борьбы с отложениями парафи­на в трубах — покрытие их внутренних поверхностей специаль­ными лаками, эмалями или стеклом. Практика показала, что парафин выпадает на остеклованной или покрытой лаком поверх­ности, в ограниченном количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается потоком. Это объясняется несколькими причи­нами: небольшими силами сцепления между частицами парафина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачиваемостью по­верхности покрытия нефтью и диэлектрическими свойствами по­крытий, благодаря которым частицы парафина, обладающие элек­трическим зарядом, не могут взаимодействовать с металлом труб.

Стеклянные, эмалевые и лаковые покрытия обладают стой­костью против кислот, щелочей, пластовых вод, поэтому они играют также роль защиты металла труб от коррозии.

Технология остеклования внутренней поверхности труб, также как и технология, их покрытия лаками, отличается простотой и осуществляется во многих нефтедобывающих районах.

При современном развитии автоматизации и телемеханизации на нефтедобывающих предприятиях, когда оборудование и меха­низмы для добычи нефти должны быть высоконадежны и процес­сы обеспечены средствами местной автоматики, применение осте­клованных труб или труб, футерованных другими покрытиями, наиболее удачно решает проблему устранения отложений пара­фина в подъемных трубах и поверхностных трубопроводах.

18.ОБСЛУЖИВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит в соответствии с установленным режимом.

Контроль за работой скважин осуществляется путем визуаль­ного наблюдения за давлением на буфере, в затрубном простран­стве и газосепараторе, измерением дебита нефти, газа и воды. Одновременно ведется наблюдение за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, средств автоматики, выкид­ных линий, газосепараторов и в необходимых случаях произво­дится, их текущий и мелкий ремонт.

Текущий ремонт оборудования заключается в устранении всех замеченных неполадок — пропусков в соединениях, разъедания той или иной детали, нарушений в креплении арматуры, неисправ­ностей автоматизированных скребковых установок, арматуры трапа и т. п.

Изменение давления в скважине (буферного и затрубного), а также изменение дебита нефти, содержания воды и песка указы­вают на нарушение режима эксплуатации скважины.

При установившемся фонтанировании давления на буфере фонтанной арматуры и в затрубном пространстве сохраняются неизменными, и если случаются отклонения, они бывают незна­чительными. Падение буферного давления и повышение затруб­ного давления {при одном ряде труб) указывают на образование песчаной пробки в подъемных трубах или на отложение парафина в них. При образовании песчаной пробки в затрубное пространст­во с помощью насоса прокачивают нефть для восстановления цир­куляции жидкости и ликвидации пробки.

Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды, что обнаруживается при взятии пробы из струи жидкости.

Для устранения забойной песчаной пробки скважину некото­рое время эксплуатируют без штуцера, что влечет за собой уве­личение скорости струи и вынос песка на поверхность. Хорошие результаты дает также подкачка в затрубное пространство нефти. Падение давления на буфере с одновременным увеличением де­бита скважины указывает на разъедание штуцера; в этом случае следует перевести фонтанную струю на запасный выкид и тут же сменить штуцер. Увеличение давления на буфере и в затрубном пространстве при резком снижении дебита означает, что засорил­ся штуцер или выкидная линия; в этом случае переводят фон­танную струю на другую выкидную линию.

При ремонтных работах останавливать фонтанирующую сква­жину не рекомендуется (особенно если в струе нефти содержится песок) во избежание образования песчаной пробки .на забое или в подъемных трубах и выхода скважины из строя. Поэтому все работы по проверке и замене штуцеров, задвижек, по ремонту выкидных линий и трапов следует делать без остановки скважины.

При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнять правила безопасности общего характера.

1. 
   Замерять давление следует, исправивши манометрами с подключением их к скважине с помощью трехходовых кранов.
   
2. 
   Осматривать фонтанную арматуру следует с металлических площадок, имеющих лестницы и ограждения, Размеры настила площадки (из рифленого листового железа или 40-мм досок)
   должны быть не менее 1,5X1,5 м, высота перил — не менее 1,25 м,
   

ширина металлической лестницы—не менее 1 м„ уклон—не более 60° и расстояние между ступенями — не более 25 см.

3. 
   Размещать на верхней площадке фонтанной арматуры и на лестнице какие-либо предметы запрещается. В виде исключе­ния разрешается оставлять на площадке лубрикатор в собранном
   виде, но при этом он должен быть надежно прикреплен к пери­лам или раме площадки.
   
4. 
   Снижать давление в выкидной линии за штуцером до ат­мосферного при помощи вентиля, установленного на линии, перед заменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо после пере­
   вода струи на резервный; выкид и закрытия соответствующих задвижек на рабочем выкиде.
   

Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации скважины, проводимыми на ней ремонтами, изменениями режима должны фиксироваться в специальных журналах и рапортах. По этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуати­руемой скважины, а также скважин, находящихся в аналогичных условиях. Полученная информация позволяет правильно разраба­тывать месторождение в целом.

Помимо общих данных о скважине, в эксплуатационных жур­налах следует повседневно фиксировать:

1. 
   дебиты нефти, воды и эмульсии;
   
2. 
   давления — буферное и затрубное;
   
3. 
   добычу газа и газовый фактор;
   
4. 
   число часов эксплуатации в сутки;
   
5. 
   время остановки фонтанирования и их причины;
   
6. 
   диаметр штуцеров и дату их смены;
   
7. 
   данные об исследовании скважины;
   

8)- прочие работы по обслуживанию скважины.

Непосредственное оперативное наблюдение и обслуживание фонтанных скважин и установленного на них оборудования ведут операторы по добыче нефти. За каждым оператором закрепля­ется до 10 и более фонтанных скважин в зависимости от расстоя­ния между скважинами, условий их эксплуатации (наличие песка, парафина и т.д.), степени автоматизации, и телемеханиза­ции данного участка или промысла.


ассистент каф «БРЭНГМ» /М.М.Дудаев/