Основы нефтегазового дела

 

18. Технологические режимы  работы нефтедобывающих и нагнетательных скважин.

 

После пуска скважины в эксплуатацию необходимо ее тщательно исследовать эхометрированием и динамометрированием. Эти исследования помогут уточнить правильность выбора насосного оборудования; на их основе устанавливают наивыгоднейший режим работы скважины.

Установленный на основании исследования режим работы скважины необходимо систематически проверять повторными исследованиями и замерами динамического уровня. По положению динамического уровня в затрубном пространстве при работе глубинного насоса можно судить о состоянии работы как насосного оборудования, так и самой скважины. Если динамический уровень находится на значительной высоте от приема насоса, а коэффициент подачи достаточно высок, это означает, что темп откачки жидкости ниже возможной добычи из скважины; в этом случае надо увеличивать темп откачки или заменить оборудование более мощным (увеличить диаметр насоса, установить станок-качалку с длинным ходом плунжера и большей грузоподъемности и т. п.). Если при тех же условиях коэффициент подачи незначительный, следовательно, не в порядке насос или насосные трубы; надо выяснить причину низкой производительности подземного оборудования и устранить ее. Если динамический уровень находится у приема насоса, а коэффициент подачи небольшой, это означает, что производительность насосной установки выше возможной добычи из скважины; надо увеличить погружение насоса или заменить насос другим, меньшего диаметра.

На основании результатов  исследований работы  залежи в целом и каждой скважины в отдельности устанавливают технологический режим эксплуатации скважин. Технологические режимы работы скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора жидкости  условия работы залежи и скважин меняются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 3 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивой работе скважин этот период может быть увеличен до года и более.

Максимально допустимые отборы жидкости из скважин определяют по результатам испытаний этих скважин и опытной эксплуатации с учетом геологопромысловых особенностей залежи.

Рабочие дебиты скважин  устанавливаются и уточняются по данным эксплуатации и последующих испытаний скважин.

После проведения каких-либо мероприятий, вызывающих изменение продуктивности скважины (работы по интенсификации, которые нами рассматриваются ниже, ремонтно-изоляционные работы и т. д.), технологический режим и максимально возможные рабочие дебиты должны устанавливаться вновь.

Число нагнетательных скважин  как при законтурном, так и  при внутриконтурном заводнении при известном объеме закачки зависит от поглотительной способности каждой скважины при данной величине давления нагнетания. Поглотительная способность нагнетательной скважины определяется коэффициентом приемистости, так же как производительность нефтяной скважины определяется коэффициентом продуктивности.

Максимальное давление нагнетания определяется типом имеющегося насосного оборудования.

Число нагнетательных скважин  для каждой залежи нефти определяется делением заданного объема закачки воды в сутки на поглотительную способность одной скважины.

 

19. Основные осложнения возникающие  при добыче нефти.

 

Фонтанные скважины.

а) запарафинивание подъемных  труб;

Против запарафинивания  подъемных труб применяют несколько способов. Прежде всего это меры режимного характера: уменьшение   пульсаций   и  периодичности   фонтанирования,   регулирование газового фактора с целью его максимального снижения. Если эти меры результата не дают, необходима очистка подъемных труб от парафина.  Методы очистки применяют трех видов: механические, тепловые, химические.

 б) образование песчаной пробки;

При образовании в подъемных  трубах песчаной пробки следует немедленно принять меры к тому, чтобы не допустить полной остановки скважины и возобновить ее нормальную работу. Для этого дают скважине поработать при увеличенном диаметре штуцера или без штуцера, чтобы увеличившаяся скорость струи могла вынести из труб весь песок, или подкачивают в затрубное пространство нефть или   газ.

в) разъедание штуцера;

Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера песком; в этом случае надо перевести фонтанную струю на другой выкид и тут же сменить штуцер.

г) забивание песком, парафином  штуцера или выкидной линии;

Если давление на буфере и в затрубном пространстве увеличивается при резком снижении дебита, это значит, что засорились штуцер или выкидная линия; тогда надо перевести фонтанную струю на запасной выкид и проверить штуцер и выкид

д) появление воды в скважине.

Значительное снижение давления в затрубном пространстве свидетельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды; последнее обнаруживается взятием пробы из струи» При появлении воды необходимо увеличить давление на забой, уменьшив диаметр штуцера. Для устранения забойной пробки дают скважине поработать без штуцера или подкачивают в затрубное пространство нефть

 

Компрессорная эксплуатация скважин.

а) образование песчаных пробок;

Меры против поступления песка  в скважину носят режимный характер и сводятся к ограничению депрессии, т. е. к ограничению отбора жидкости. Величину отбора жидкости из компрессорных скважин регулируют путем изменения количества нагнетаемого рабочего агента, глубины погружения подъемных труб или их диаметра. Для предотвращения оседания песка в периоды наибольшего поступления его из пласта, не прерывая эксплуатации, в затрубное пространство небольшими порциями подкачивают передвижным насосом нефть.

б) отложение парафина и  солей в подъемных трубах;

Предотвращение отложений  парафина в подъемных трубах. Мероприятия, предотвращающие отложение парафина в подъемных трубах при компрессорной эксплуатации скважин, и способы очистки труб от парафина аналогичны применяемым при фонтанной эксплуатации.

Предотвращение отложения солей  в подъемных трубах. При эксплуатации сильно обводненных скважин компрессорным способом в подъемных трубах, а также в арматуре отлагаются соли, что нарушает нормальную работу скважин. С целью предотвращения отложения солей в скважину вместе с рабочим агентом вводят специальный реагент — гексаметафосфат натрия, который в виде раствора подают в скважину дозировочным насосом. Для этого выкид насоса подключают к воздухопроводу, идущему к скважине. Покрытые солью трубы после подъема из скважины очищают на специальном станке. Также для предотвращения образования отложений солей применяют обработку обводненной нефти магнитным полем. Происходит быстрое выращивание кристаллов солей, которые в виде аморфного шлака выносятся вместе с потоком жидкости на поверхность.

в) образование железистых сальников в кольцевом пространстве двухрядного подъемника, препятствующих поступлению рабочего агента в скважину;

Образование окалины вызывается коррозией, происходящей под воздействием на материал труб влаги, которая содержится в сжатом воздухе. Это приводит к повышению рабочего давления воздуха, уменьшению расхода его и снижению дебита скважины вплоть до полного прекращения поступления рабочего агента в скважину и подачи жидкости. Наиболее эффективным способом предотвращения образования окалины является замена сжатого воздуха газом.

Для освобождения прихваченных окалиной труб  широко пользуются методом  прокачки в кольцевое пространство подогретой нефти, которая размягчает окалину, и трубы удается легко поднять для очистки на поверхности. Если этим методом не удается очистить трубы от металлического сальника, проводят подземный ремонт в скважине.

г) возникновение ледяных пробок в воздухогазопроводах.

Профилактическим мероприятием является обезвоживание сжатого воздуха. Для этого сжатый воздух осушают в холодильниках и влагоотделителях, сооруженных на компрессорных станциях, и осушенный воздух подают к скважинам.

 

Насосная эксплуатация скважин.

а) утечки жидкости через плохо  пригнанные плунжеры и клапаны ШНУ;

В зависимости от температуры  в скважине и температуры откачиваемой жидкости металлические части насоса изменяются в объеме. При высокой температуре стальной плунжер расширяется больше, чем чугунные втулки рабочего цилиндра (коэффициенты температурного расширения стали и чугуна разные). Поэтому при откачке холодной нефти можно допустить тугую пригонку, а при откачке горячей нефти надо применять слабо пригнанные плунжеры.

Степень пригонки зависит  также от качества откачиваемой нефти. Масляные нефти содержат достаточное количество смазывающих веществ, которые уменьшают трение между плунжером и рабочей поверхностью. Следовательно, при откачке масляных нефтей допускается   применение   насосов   с   тугой   пригонкой   плунжера.

При откачке нефтей, в  которых содержится большое количество бензина, смазка легко вымывается из зазора и трение между поверхностями плунжера и цилиндра значительно увеличивается. Это может привести к заклиниванию плунжера в цилиндре. Поэтому для откачки легких бензинистых нефтей нужно применять насосы с более свободной пригонкой, а лучше с плунжерами, на поверхности которых нарезаны канавки. Кольцеобразные канавки на плунжерах создают уплотнение так называемого лабиринтного типа, что уменьшает утечку жидкости при работе и, следовательно, обеспечивает высокий коэффициент подачи насоса.

Местом утечек жидкости в насосе являются также клапаны. Они тоже должны быть герметичными; шарик должен быть тщательно притерт к седлу.

б) износ деталей насоса под действием  песка, соленых вод и сернистых  газов;

Для борьбы с вредным влиянием песка  следует применять описанные выше насосы специальных конструкций (с канавчатыми плунжерами, с плунжером «пескобрей»); на приеме глубинных насосов устанавливают также фильтры или песочные якори, отделяющие лишь частично песок от жидкости, поступающей в насос, и проводят другие мероприятия, которые рассматриваются ниже.

При содержании в скважине соленых вод или сернистых  газов детали насосов также быстро разрушаются. Особенно быстрому разъеданию подвергаются клапаны насосов. Шарик и гнездо клапана нередко выходят из строя в течение нескольких дней, а иногда и через несколько часов работы. Сработанные клапаны заменяют новыми. С целью борьбы с разъедающим действием соленых вод и сернистых газов применяют шарики и седла клапанов из специальной стали

в) присутствие газа;

Газ, поступающий в насос  вместе с нефтью как в свободном состоянии, так и растворенный в ней, отрицательно влияет на степень заполнения насоса, а следовательно, на его производительность. Влияние газа на степень заполнения насоса будет тем больше, чем больше пространство менаду нагнетательным клапаном плунжера в его крайнем нижнем положении и всасывающим клапаном.

Уменьшение величины вредного пространства достигнуто в насосах НГН2 и НГВ1 установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера.

г) влияние упругих деформаций насосных штанг и труб;

Для уменьшения отрицательного влияния упругих деформаций насосных штанг и труб на производительность насоса нужно, чтобы глубинный насос работал при наибольшей длине хода сальникового пока и соответственно плунжера.

д) отложение парафина;

Влияние парафина. При  откачке парафинистой нефти парафин отлагается на штангах и стенках насосных труб, уменьшая в них проход для жидкости. При   значительных   отложениях   парафина  на штангах и в трубах увеличиваются нагрузки на насосные штанги, отчего они нередко обрываются. Парафин отлагается также в газовых и песочных якорях, в проходах насосов и особенно в клапанах, нарушая плотное прилегание шарика к седлу, что также снижает производительность насоса. Причиной выпадения парафина из нефти является охлаждающее действие газа, расширяющегося внутри насоса и в газопесочных якорях. Отложение парафина наблюдается часто в скважинах, имеющих высокий газовый фактор.

е) негерметичность труб;

Вследствие небрежного свинчивания подъемных труб, загрязнения резьб, дефектов в резьбах труб или люфт, а также при трещинах в трубах происходят утечки жидкости обратно в скважину. Пропуск жидкости в муфтовых соединениях или в теле труб может привести и к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность. Поэтому при спуске труб в скважину надо внимательно проверять состояние резьб, очищать их от грязи и смазывать, следить за качеством свинчивания труб, а также тщательно осматривать каждую трубу.

ж) кривизна скважины;

При эксплуатации глубинными насосами искривленных скважин происходит трение муфт штанг о стенки насосных труб, вследствие чего образуются металлические стружки, которые, попадая в зазор между плунжером и цилиндром, также являются причиной заедания плунжеров.

В искривленных скважинах (наклонно пробуренных) муфты штанг иногда истираются в течение нескольких дней, что приводит к обрыву штанг, остановке скважин на ремонт и потере в добыче нефти; в искривленных скважинах насосные трубы могут истираться штанговыми муфтами, что вызывает утечки жидкости. Для предотвращения истирания насосных труб и штанговых муфт применяют специальные муфты.