СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.Лекции. Лекции по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для специальности 130503
![]()
|
13.ИССЛЕДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН Непосредственная задача исследований скважин и пластов, вообще, и гидродинамических исследований, в частности, заключается в получении данных, характеризующих геолого-физические и гидродинамические свойства продуктивных пластов и отдельных 'скважин. Эти данные необходимы для проектирования разработки нефтяных и газовых 'месторождений, а также для установления, регулирования и контроля режима работы пластов н эксплуатации скважин. При исследованиях 'фонтанных скважин непосредственно измеряют дебит, давление, расстояния между окважинами, температуру. Вязкость жидкости и газа, 'Пористость пород, сжимаемость пород и пластовой жидкости определяют в лабораториях при помощи специальной аппаратуры, а мощность пластов-— по. данным геофизических исследований. Проницаемость и ласта в промысловых условиях находят расчетным путем ino известным величинам Q, jx, h, p; проницаемость можно определять при лабораторных и геофизических исследованиях. Непосредственно гидродинамическими методами исследования можно определять следующие параметры: коэффициент проницаемости k; коэффициент гидропроводности пласта ![]() коэффициент пьезопроводности пласта ![]() коэффициент продуктивности скважины ![]() Коэффициент гидропроводности пласта (или просто гидропроводность), являющийся комплексом параметров k, hи ![]() Гидропроводность пласта прямо пропорциональна проницаемости и мощности пласта и обратно пропорциональна вязкости протекающей по пласту жидкости. Коэффициент гидропроводности имеет размерность ![]() ![]() Их соотношение: ![]() При увеличении вязкости жидкости ![]() ![]() Следовательно, высокопроницаемые нефтяные пласты, но содержащие вязкую нефть, могут иметь низкий коэффициент гидропроводности, и, наоборот, малопроницаемые пласты могут иметь высокую гидропроводность, если в них содержится маловязкая жидкость. Коэффициент пьезопроводности пласта ![]() Коэффициент продуктивности характеризует гидродинамические свойства самих скважин и участков пласта, окружающих эти скважины. При исследовании определяют зависимость дебита жидкости от забойного давления (или перепада давлений РПЛ—Рзаб), газовый фактор, содержание воды и песка в продукции скважины. Кроме того, при необходимости отбирают пробы пластовой нефти для определения ее свойств (давления насыщения нефти газом, плотности и вязкости нефти в пластовых условиях и т.п.). Методы исследования скважин подразделяют на две группы: метод исследования при установившемся режиме работы скважины (метод пробных откачек); метод исследования при неустановившемся режиме работы скважины (метод восстановления — падения давления). Метод пробных откачек применяют главным образом при исследованиях для определения продуктивной характеристики скважины и установления технологического режима ее работы, а метод восстановления (падения) давления — для определения параметров пласта. 14.Исследование скважин при установившемся притоке Исследование скважин при установившемся притоке. Исследование фонтанных скважин при установившемся притоке выполняют следующим образом. При каком-то установившемся режиме работы исследуемой скважины замеряют забойное давление и дебит скважины. По расходомеру, установленному на газопроводе, отводящем таз из трапа, определяют количество выделившегося газа. Уточняют давления на буфере и в затрубном пространстве контрольными манометрами. После ![]() Рис. 1. Индикаторные кривые этого изменяют диаметр штуцера на больший или меньший, создавая новый режим работы скважины так, чтобы дебит скважины изменился примерно на 20%. Оставляют скважину эксплуатироваться на этом режиме несколько часов (от 12 часов до суток) и затем снова при данном штуцере замеряют забойное давление и дебит. Новый режим считается установившимся (при данном штуцере), когда при повторяющихся подряд замерах дебиты жидкости и газа изменяются не более чем на 10%. При исследовании фонтанной скважины методом пробных откачек достаточно снять четыре — пять точек кривой зависимости дебита от забойного давления. Одновременно с замерами дебитов и давлений при каждом режиме работы скважины определяют газовый фактор и отбирают пробы нефти для установления процента обводненности и содержания песка в жидкости. По данным исследования строят графики зависимости дебита скважины от соответствующего забойного давления или перепада между пластовым и забойным давлениями (индикаторные кривые). По оси абсцисс принято откладывать дебит скважины Q, no оси ординат — соответствующую депрессию ![]() ![]() В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т.е. Рпл=Рзаб и Рпл—Рзаб=0, поэтому приток жидкости или газа отсутствует и дебит также равен нулю. По форме индикаторные кривые относительно оси дебитов могут быть прямыми, выпуклыми и вогнутыми (рис. 1). Индикаторная линия для нефтяной скважины будет прямой в том случае, когда режим дренирования залежи напорный и в пласте установился приток однородной жидкости по линейному закону фильтрации. В ряде случаев при напорных режимах индикаторная линия при небольших дебитах и депрессиях :на начальном участке может быть прямой, затем с увеличением депрессии переходит в кривую, выпуклую относительно оси дебитов. Искривление индикаторной кривой происходит вследствие нарушения линейного закона фильтрации в призабойной зоне (см. рис. 1, кривые 1—4). Во всех случаях, когда режим дренирования залежи отличается от водонапорного, индикаторная линия будет в той или иной степени кривой — выпуклой по отношению к оси дебитов (кривая 2). Индикаторная линия, вогнутая по отношению к оси дебитов ((кривая 5), может получиться в результате неправильных измерений забойных давлений и дебитов или под влиянием неустано-вившихся процессов в пласте. При получении вогнутых индикаторных линий исследование на приток считается неудовлетворительным и его необходимо повторить. Для индикаторных линий, изображенных на рис. 1, уравнение линии записывается в виде: ![]() где К — коэффициент продуктивности; п— коэффициент, показывающий характер фильтрации жидкости через пористую среду. При соблюдении линейного закона фильтрации п=1и индикаторная линия будет прямой. Линия, выпуклая к оси дебитов, получается при п<1,а вогнутая линия — при п>1. При нелинейном законе фильтрации коэффициент продуктивности К не будет постоянным для данной скважины. Это будет переменная величина, зависящая от перепада давления. С повышением перепада давления кривизна индикаторной линии обычно растет и величина показателя п уменьшается. Если индикаторная кривая имеет смешанный характер, то для определения коэффициента продуктивности используется только прямолинейный участок. При определении коэффициента продуктивности на криволинейном участке необходимо указывать величину перепада давления. При соблюдении линейного закона фильтрации уравнение (1) принимает вид: ![]() Коэффициент продуктивности численно равен приросту дебита скважины на единицу перепада давления, т. е. ![]() Если дебит измерять в т/сут, а перепад давлений в паскалях, то размерность коэффициента продуктивности будет т/сут.·Па. Для практических целей лучше пользоваться кратными единицами, поскольку «паскаль» имеет чрезмерно малое значение — мегапаскалем (МПа) или килопаскалем (кПа). Соотношение между этими и внесистемными единицами следующее: 1 кгс/см2 = 100кПа = 0,1 МПа. Максимально возможная производительность скважины будет при Р3аб = О, эту производительность называют потенциальным дебитом: ![]() Отбор жидкости из фонтанной скважины, равный потенциальному дебиту, практически невозможен. При исследовании скважин на приток, помимо коэффициента продуктивности, иногда необходимо определить проницаемость пород призабойной зоны пласта. Определение проницаемости по данным исследования скважин на приток дает возможность найти среднее значение этого параметра для пород призабойной зоны по всей эксплуатируемой мощности пласта и по всей площади месторождения. Такие осредненные значения проницаемости весьма ценны для гидродинамических расчетов, связанных с эксплуатацией и разработкой месторождения. Для определения коэффициента проницаемости по данным исследования скважины на приток используется прямолинейный участок индикаторной кривой, по которому находят коэффициент продуктивности, а далее из уравнения линейного притока—коэффициент проницаемости. В результате исследования скважин методом установившихся отборов определяются коэффициент продуктивности скважин, проницаемость пласта, а также другие параметры и зависимости, знать которые необходимо для правильной эксплуатации скважин и разработки месторождения. Строят также графики зависимости между диаметром штуцера и дебитами нефти, воды и газа и содержанием песка в продукции скважины. Исходя из вида построенных кривых, газового фактора, процента содержания воды и песка в жидкости при различных отборах, устанавливают режим эксплуатации скважины. При выборе режима эксплуатации фонтанной скважины учитывают также пластовые условия — близость контурной воды, склонность к пробкообразованию, режим самого месторождения и др. Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин устанавливает геологическая служба ЦДНГ ежемесячно. Изменяют режим в основном по результатам исследований скважин, которые повторяются не реже одного раза в три месяца, или же по уточненным данным о состоянии разработки залежи. 15.Исследование скважин при неустановившемся режиме. Исследование скважины при неустановившемся режиме или исследование методом восстановления (падения) давления основано на изучении неустановившихся процессов фильтрации, происходящих в пласте при остановке и пуске скважин. Этим методом можно исследовать скважины, в которых давление насыщения нефти в пласте ниже забойного давления, т. е. применимо для пластов, содержащих однофазную жидкость. Сущность этого метода исследования состоит в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки скважины или скорости снижения забойного давления после пуска скважины в эксплуатацию. В первое время после остановки скважины нефть еще будет притекать к забою, и поступать в скважину, в результате чего-столб жидкости в ней будет подниматься, а забойное давление возрастать. В дальнейшем приток нефти уменьшается, и темп повышения давления на забое также снижается. Наконец, забойное давление будет асимптотично приближаться к пластовому. При исследовании скважины методом падения давления забойное давление после пуска скважины в эксплуатацию будет снижаться, и стремиться к своему наименьшему значению, соответствующему установленному отбору жидкости из пласта. В процессе исследования данные об изменении забойного давления записывают через равные промежутки времени. В соответствии с этими данными кривую восстановления давления строят в коордийатах ![]() Найдено, что восстановление давления на забое остановленной несовершенной скважины, эксплуатирующейся перед остановкой с постоянным дебитом, может быть описано уравнением ![]() где Q— дебит скважины перед остановкой, м3/с; ![]() ![]() ![]() Эта формула выведена для однородного, бесконечного пласта при мгновенном изменении дебита. Так как в природных условиях таких пластов не существует, а достижение мгновенности изменения дебита технически затруднительно, то практическое использование формулы (5) связано, со следующими допущениями. 1. Пласт рассматривается как бесконечный по протяженности. Это для большинства случаев не вносит погрешностей, так, как из подземной гидродинамики известно, что 'Процессы изменения давления в ограниченных пластах в первое время происходят так же, как и в пластах бесконечных, а время, в течение которого при исследованиях фиксируются кривые восстановления (падения) давления, невелико. 2. Б районе исследуемой скважины пласт рассматривается как однородный. Параметры пласта, определяемые путем исследований, в силу этого допущения можно рассматривать лишь как осредненные на участке в районе исследуемой скважины. 3. Изменение дебита скважин, в том числе при их пуске или остановке, считается мгновенным. Это допущение в некоторых случаях может привести к существенным погрешностям при определении параметров гидропроводности и приведенного радиуса скважины. Поэтому результаты обработки данных исследований, основанные на использовании только формулы (5), в ряде случаев приближенные. Результаты исследования скважины методом восстановления-давления обрабатывают в следующем порядке. Строят график зависимости Ар—lg t. По графику определяют: а) уклон прямолинейного участка кривой б) отрезок А, отсекаемый на оси ординат. Далее определяют гидропроводность ![]() ![]() приведенный радиус скважины ![]() 16.Оборудование для глубинных измерений. Для спуска в скважины глубинных приборов с целью измерения давления, температуры, дебита жидкости из отдельных пропластков, отбора глубинных проб применяют специальные лебедки — ручные и механизированные. Приборы в зависимости от глубины скважины спускают в скважину на стальной высокопрочной проволоке диаметром от 0,6 до 2,0 мм. Ручная лебедка для глубинных измерений называется аппаратом Яковлева — по фамилии ее изобретателя. Аппарат Яковлева, сыгравший огромную роль в развитии техники исследования скважин, уже не удовлетворяет современным требованиям вследствие трудоемкости и длительности работ, выполняемых при ручном управлении лебедкой. В настоящее время в нефтедобывающей промышленности в основном применяют лебедки Азинмаш-8А и Азинмаш-8Б, установленные на автомашинах; лебедки Азинмаш-45, установленные на тракторе; автоматические передвижные электронные лаборатории, смонтированные на автомашинах АПЭЛ и АРСТА; установки для исследования скважин типа УИС, смонтированные на плавающих гусеничных транспортерах высокой проходимости. С помощью механизированных лебедок можно проводить исследования скважин глубиной до 6000 м. Глубинные приборы (манометры, термометры, расходомеры, пробоотборники и т.п.), используемые ,при исследовании фонтанных скважин, рассчитаны для спуска в подъемные трубы диаметром не менее 60 мм. Глубинные манометры вследствие специфических условий эксплуатации в нефтяных и газовых скважинах конструктивно должны отвечать следующим требованиям. Наружный диаметр глубинных манометров должен обеспечить возможность спуска прибора в насосно-компрессорные грубы, по которым в процессе измерения не прекращается добыча нефти. При внутреннем диаметре труб, равном 63 мм, наружныйдиаметр прибора не должен превышать 36 мм. При большем диаметре спуск прибора в эксплуатируемую фонтанную скважину Глубинный манометр эксплуатируется, находясь целиком в измеряемой среде. Поэтому ряд его узлов следует герметизировать и предохранять от проникновения жидкости и газов под высоким давлением. Узлы и детали прибора, электрические и упругие элементные должны менять своих характеристик три воздействии высокой температуры окружающей среды в скважине, которая может достигать в некоторых случаях 200 °С. Детали глубинных манометров должны быть изготовлены из коррозийностойких материалов или иметь соответствующие покрытия, предохраняющие их от воздействия жидкостей в скважине (нефти и пластовых вод). Чувствительные элементы прибора должны 'быть предохранены от повреждений при ударах и толчках прибора в процессе спуска его в скважину. По .назначению глубинные манометры бывают избыточного давления для измерения избыточного (манометрического) давления в скважине и дифференциальные для измерения давления в определенном диапазоне. По принципу действия глубинные манометры подразделяются на: 1) пружинные (геликсные), в которых в качестве упругого чувствительного элемента используется многовитковая трубчатая пружина, называемая геликсом; 2) пружинно-поршневые, у которых измеряемое давление воспринимается уплотненным поршнем, соединенным с винтовой цилиндрической пружиной. Пружинно-поршневые манометры бывают с вращающимся и неподвижным поршнями. Геликсные и пружинно-поршневые манометры с вращающимся поршнем могут быть как с местной регистрацией, так и с дистанционной. Для исследования скважин в основном применяют манометры с местной регистрацией. Глубинный самопишущий геликсный манометр (рис.1) собран в корпусе 2. Давление измеряемой среды через отверстие в корпусе действует на сильфон 3, соединенный капилляром 4 с геликсной пружиной 5. Внутренняя полость сильфона и геликсной пружины заполнена маловязкой жидкостью (лигроином). Давление от сильфона через жидкость передается геликсной пружине, которая раскручивается на угол, пропорциональный величине измеренного давления. Запаянный конец геликсной пружины жестко соединен с осью 6, на которой закреплен держатель с пером 7. Раскручиваясь, геликсная пружина вращает ось 6. Перо 7, вращаясь с осью, записывает на диаграммном бланке, вставленном в каретку 8, линию, длина которой пропорциональна величине измеренного давления. Для диаграммного бланка применяют меловую или цветную бумагу, покрытую титановыми белилами с воском. Острый штифт, двигаясь по поверхности бумаги, оставляет на ней видимый след. Часовой «механизм 13, на выходную ось которого насажена зубчатая полумуфта 12, поступательно перемещает каретку 8. С помощью зубчатого сцепления часовой механизм вращает ходовой винт 9, который резьбой соединен с ходовой гайкой 10. От вращения ходовую гайку удерживает планка 11, которая проходит через прорезь в гайке и закреплена в опорах. (Поэтому ходовая гайка с кареткой 8 имеет только поступательное движение. На диаграммном бланке получается запись изменения давления во времени. Для определения температуры при измерении давления в скважине в приборе предусмотрен термометр 1. Прибор спускают в скважину на проволоке 14диаметром 1,6—1,8 мм. Глубинный пружинно-поршневой манометр (рис. 2) опускают в скважину на проволоке 1. Измеряемое давление через отверстие 11в корпусе 12и фильтр 9 действует на поршень 5. Давление передается через жидкость, заполняющую камеру манометрического блока, в которой расположена проволочная цилиндрическая пружина 7. Манометрическая пружина одним концом соединена с якорем 8, который закреплен на перемычке корпуса, другим концом крепится, к поршню 5. Поршень уплотнен в сальниковой втулке резиновым самоуплотняющимся кольцом 6. Давлением поршень вытесняется из манометрической камеры. При этом пружина 7, препятствующая вытеснению поршня, растягивается. Растяжение пружины, а следовательно, и перемещение поршня пропорциональны измеряемому давлению. На конце поршня укреплен держатель 13с пером 14, которое отмечает на диаграммном бланке, вставленном в барабан 4, перемещения поршня, пропорциональные измеренному давлению. Часовой механизм амортизируется в приборе 3 пружинным упором 2, Манометрический блок заполнен раствором жидкого мыла со спиртом. Эта смесь обеспечивает минимальное трение поршня в сальниковой втулке. Для определения температуры при измерении давления в скважине в приборе предусмотрен максимальный ртутный термометр 10. Глубинные геликсные манометры изготовляются для различных диапазонов измерений — от 10 до 100 МПа (считая по верхнему пределу измерения), пружинно-поршневые манометры — от 8 до 40 МПа. Глубинным манометром измеряют давление на забое действующих и остановленных скважин, а также, но стволу во время их эксплуатации. Забойные давления в действующих фонтанных скважинах измеряют ори установившемся режиме отбора жидкости. Для этого прибор опускают в скважину до уровня средних отверстий фильтра и выдерживают там 30—40 мин. За это время прибор примет температуру окружающей среды, что необходимо для введения температурной поправки к результатам измерения. Для отбора проб из скважины предназначены различные пробоотборники (см. рис. 17). Для измерения расхода жидкости в различных точках ствола скважины и на забое применяют глубинные расходомеры (дебитомеры), спускаемые в скважину (в подъемные трубы), так же как и глубинные манометры, на проволоке от барабана механизированной лебедки. Измерение дебита на забое скважины необходимо в случае одновременной эксплуатации двух нефтяных горизонтов одной скважиной с целью определения количества жидкости, получаемой из каждого нефтяного пласта в отдельности. Для измерения количества жидкости, поступающей из каждого пласта, над нижним горизонтом устанавливают глубинный дебитомер, причем так, чтобы вся жидкость из этого пласта проходила только через прибор. Одновременно на поверхности измеряют суммарный дебит из двух нефтяных горизонтов. Дебит нижнего горизонта определяют по записи, сделанной прибором, а дебит верхнего горизонта — путем вычитания дебита нижнего горизонта из суммарного дебита, определенного на поверхности. Глубинные дебитомеры применяют в том. Случае, если необходимо определить количество жидкости, поступающей из каждого пропластка вскрытого нефтяного горизонта. Измеряя глубинным дебитомером изменения дебита по стволу скважины, можно определить нарушения в эксплуатационной колонне. .Перед спуском глубинного прибора в скважину устье должно быть соответствующим образом оборудовано: лад верхней стволовой задвижкой фонтанной арматуры укреплено специальное устройство — лубрикатор (рис. 1), установлены мостки для выполнения операций, связанных со спуском и подъемом приборов. ![]() Рис. 78. Оборудование фонтанной скважины для глубинных измерений Лубрикатор представляет собой патрубок с фланцем на нижнем конце диаметром не менее диаметра проходного сечения фонтанной елки и длиной, обеспечивающей помещение в нем спускаемого прибора. В верхнем торце смонтирован манометр 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. Замерять давление следует, исправивши 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. 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. 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: 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 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. |