СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.Лекции. Лекции по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для специальности 130503
 Скачать 2.81 Mb.
|
|
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; Применение труб, имеющих внутреннее покрытие из стекла, эмали или 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 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 рс<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. 12.ОБСЛУЖИВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит 1в 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 b 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. Замерять давление следует исправными манометрами с подключением их к скважине с помощью трехходовых кранов. 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 да 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 гори помощи вентиля, установленного на линии, перед заменой штуцера и штуцерных патрубков необходимо -после перевода струи да 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, га эксплуатационных журналах следует повседневно фиксировать: дебиты нефти, воды и эмульсии; давления — буферное и затрубное; добычу газа и газовый фактор; число часов эксплуатации в сутки; - время остановки фонтанирования .и их причины; диаметр штуцеров и дату их смены; данные об исследовании скважины; 8)- прочие работы по обслуживанию скважины. Непосредственное .оперативное наблюдение и обслуживание фонтанных скважин я 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. |