СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.Лекции. Лекции по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для специальности 130503

• Название: Лекции по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для специальности 130503
• Дата: 05.02.2022
• Размер: 2.81 Mb.
• Имя файла: СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.Лекции.doc
• Тип: Лекции; #352669
• страница: 17 из 26

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:

1. 
   коэффициент проницаемости k;
   
2. 
   коэффициент гидропроводности пласта ;
   
3. 
   коэффициент пьезопроводности пласта
   

4. 
   коэффициент продуктивности скважины
   

Коэффициент гидропроводности пласта (или просто гидропроводность), являющийся комплексом параметров k, hи , отра­жает качественную характеристику гидравлической проводимости пласта в зависимости от проницаемости породы, вязкости проте­кающей в ней жидкости и мощности пласта.

Гидропроводность пласта прямо пропорциональна проницае­мости и мощности пласта и обратно пропорциональна вязкости протекающей по пласту жидкости.

Коэффициент гидропроводности имеет размерность или

Их соотношение:


При увеличении вязкости жидкости и неизменных kи hгидропроводность уменьшается и, наоборот, при снижении вязко­сти— увеличивается. Также с увеличением или уменьшением kи hпри неизменной вязкости жидкости гидропроводность уве­личивается или уменьшается.

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 харак­теризует упругие свойства пласта и насыщающих его жидкостей. Размерность коэффициента пьезопроводно­сти м²/с.

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 Р_ПЛ—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:

1. 
   метод исследования при установившемся режиме работы скважины (метод пробных откачек);
   
2. 
   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 р = Р_пл—Р_забили забойное давление Р_заб.Депрессия р представляет собой раз­ность между, динамическим пластовым давлением и давлением на забое скважины. Динамическое пласто­вое давление определяют путем измерения забойного давления в остановленной скважине, когда оно практически перестает увели­чиваться со временем. Динамическое пластовое давление соответ­ствует давлению в пласте между эксплуатируемыми скважинами.

В точке пересечения осей дебита и депрессии давление на забое равно пластовому, т.е. Р_пл=Рзаб и

Р_пл—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:
, ( 1)

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:

(2)



Коэффициент продуктивности численно равен приросту дебита скважины на единицу перепада давления, т. е.

(3)
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:
(4)

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 р и lg t.

Найдено, что восстановление давления на забое остановленной несовершенной скважины, эксплуатирующейся перед остановкой с постоянным дебитом, может быть описано уравнением
(5)

где Q— дебит скважины перед остановкой, м³/с; Р — повышение давления, Па; х — вязкость пластовой жидкости, Па-с; Ь — объем­ный коэффициент; k— проницаемость, м²; —мощность пласта, м; — коэффициент пьезопроводности пласта, м²/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.

1. 
   Строят график зависимости Ар—lg t.
   
2. 
   По графику определяют:
   

а) уклон прямолинейного участка кривой

б) отрезок А, отсекаемый на оси ординат.

Далее определяют гидропроводность — пьезопроводность ,

приведенный радиус скважины и коэффициент продуктив­ности К.
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.

1. 
   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
   
2. 
   Глубинный манометр эксплуатируется, находясь целиком в измеряемой среде. Поэтому ряд его узлов следует герметизиро­вать и предохранять от проникновения жидкости и газов под вы­соким давлением.
   
3. 
   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.
   
4. 
   Детали глубинных манометров должны быть изготовлены из коррозийностойких материалов или иметь соответствующие по­крытия, предохраняющие их от воздействия жидкостей в сква­жине (нефти и пластовых вод).
   
5. 
   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.

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.