ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ

Осложнения при фонтанной эксплуатации скважин могут быть связаны со скоплением воды на забое, образованием пес­чаных пробок на забое или в стволе скважины, с отложениями солей и парафина в подъемных трубах и пульсацией скважин при выделении свободного газа из нефти под башмаком подъ­емных труб.

С целью уменьшения содержания воды в извлекаемой про­дукции и продления сроков безводного периода фонтанирования эксплуатацию скважин проводят при ограниченных дебитах. Однако при уменьшении скоростей подъема жидкости по стволу скважины происходит скопление воды на забое, что при­водит к увеличению забойного давления и снижению дебита скважины вплоть до прекращения ее фонтанирования. Для пре­дупреждения скопления на забое и обеспечения выноса ее на поверхность увеличивают скорости подъема жидкости из сква­жины, спуская фонтанные трубы до забоя. О скоплении воды на забое судят по уменьшению давлений как в межтрубном про­странстве, так и в подъемных трубах, что контролируется ма­нометрами, установленными на выкиде трубной головки и на буфере фонтанной елки.

Основная причина поступления песка в скважину — неус­тойчивость пород призабойной зоны пласта к размыву. Для предупреждения осложнений, связанных с поступлением песка из пласта, ограничивают отбор жидкости из скважины с таким расчетом, чтобы скорости фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта не превышали критических скоростей разру­шения пород. С целью увеличения депрессии на пласт, а следо­вательно, и возможности эксплуатации скважины с более высо­кими дебетами, на пескопроявляющих скважинах проводят крепление неустойчивых пород призабойной зоны или на за­бое устанавливают специальные фильтры. Чтобы не допустить образования песчано-глинистых пробок в скважине, подъемные трубы спускают до забоя.

Опыт разработки месторождений с неустойчивыми коллек­торами показывает, что интенсивность выноса песка из пласта в скважину увеличивается с ростом обводненности скважин. Поэтому при появлении в продукции скважины воды необхо­димо срочно проводить работы по изоляции притоков пласто­вых вод.

Одна из причин образования песчаных пробок в скважине — разъедание штуцера песком. В результате происходят неуправ­ляемые увеличения дебита скважины и скоростей фильтрации жидкости в призабойной зоне пласта, что обусловливает интен­сивный вынос песка в скважину. Однако при этом скорости подъема жидкости в скважине остаются еще низкими и песок оседает на забое. В случае закупоривания или разъедания шту­цера песком необходимо направить фонтанную струю на запас­ной выкид и тут же очистить или сменить штуцер.

Песчаные пробки из подъемных труб удаляют посредством прокачки в скважину нефти насосами по схеме обратной про­мывки. Для разрушения песчаной пробки на забое скважину некоторое время эксплуатируют без штуцера, что позволяет увеличить скорости движения струи жидкости через песчаную пробку и размыть ее. Также хорошие результаты получаются при одновременной подкачке нефти через межтрубное про­странство.

Если после образования песчаной пробки на забое или в подъемных трубах наблюдается некоторая циркуляция жидкости в скважине, в подъемные трубы закачивают слабый раствор соляной кислоты с таким расчетом, чтобы он не попал в призабойную зону пласта. Затем в межтрубное пространство закачивают нефть, разрушают песчаную пробку и вымывают песок на поверхность. В случае проникновения солянокислотного раствора в призабойную зону могут возникнуть дополни­тельные осложнения, связанные с возможностью диспергации песка и глинистого материала в результате растворения цемен­тирующего материала пород пласта.

Если вышеописанными операциями не удается ликвидиро­вать песчаную пробку, фонтанную скважину передают на капи­тальный ремонт для проведения более сложных работ.

При проведении работ по ликвидации осложнений, связан­ных с пескопроявлениями, фонтанирующую скважину не реко­мендуется останавливать, так как это может привести к обра- зованию новых песчаных пробок в подъемных трубах или на забое. Контроль за работой фонтанной скважины, на которой наблюдается вынос песка, проводят по показаниям маномет­ров, установленных на буфере и на выкиде трубной головки. Если песчаная пробка образовалась на забое, то буферное дав­ление и давление в межтрубном пространстве снижаются и одновременно снижается и дебит скважины. Снижения давле­ния на буфере и дебита скважины с одновременным повыше­нием давления в межтрубном пространстве указывают на обра­зование песчаной пробки в подъемных трубах. А резкое повы­шение давления на буфере и в межтрубном пространстве при одновременном снижении или прекращении дебита указывает на засорение или закупоривание "штуцера или выкидной линии песком или глинистым материалом.

Нефти многих месторождений содержат в своем составе от следов до 30 % и более смолопарафиновых отложений, пред­ставляющих собой сложную смесь высокомолекулярных угле­водородов: парафинов, смол, асфальтенов и механических при­месей.

В группу парафинов входят твердые углеводороды от С17Н36 до С71Н144. Плотность парафина в твердом состоянии колеб­лется в пределах от 865 до 940 кг/м³. Чистые парафины — белые кристаллические вещества, которые при определенных термоди­намических условиях пласта находятся в растворенном состоя­нии. Однако в процессе фонтанирования скважины, за счет теплопередачи в окружающую среду, падения давления и выде­ления растворенного газа в подъемных трубах, происходит ох­лаждение нефти. При снижении температуры нефти ниже опре­деленного критического значения парафин кристаллизуется на стенках подъемных труб. В результате уменьшаются диаметры проходных сечений подъемных труб вплоть до полного закупо­ривания их парафином.

Интенсивность отложения парафина в подъемных трубах зависит от следующих факторов.

1. Шероховатость стенок труб, способствующая выделению газа из нефти и ее охлаждению. В результате растворимость парафина в нефти ухудшается и скорость отложений увеличи­вается. Однако увеличение скорости потока газожидкостной смеси может несколько замедлить рост парафиновых отло­жений.

2. Растворяющая способность нефти по отношению к пара­финам. На основе лабораторных исследований и практики уста­новлено, что в высокомолекулярных (тяжелых) нефтях раство­римость парафина снижается. Поэтому интенсивность отложе­ния парафина в таких нефтях повышается.

3. Концентрация парафиновых соединений в нефти. Чем выше эта концентрация, тем интенсивнее откладывается на стенках труб парафин.

4. Температура кристаллизации парафинов. Кристаллизация парафинов, т. е. образование твердой фазы, происходит при разных температурах. Первые кристаллы парафина образуются на стенках, так как работа, затрачиваемая на образование твердой фазы на границе двух фаз (жидкость — стенка трубы), наименьшая, и температура стенки трубы ниже температуры потока. Интенсивность образования кристаллов парафина в нефти увеличивается, если в жидкости имеются механические примеси, которые являются центрами кристаллизации.

5. Темп снижения давления в потоке нефти. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее происходит выделение газа из нефти, способствующее понижению температуры нефтегазо­вого потока. Кроме того, разгазирование нефти влечет за собой выделение легких фракций, являющихся лучшими растворите­лями парафиновых соединений.

6. Скорость нефтегазового потока. На основе опыта эксплуа­тации месторождений с высокопарафинистыми нефтями уста­новлено, что, чем ниже скорость потока, тем больше толщина отложения парафина.

7. Наличие в нефти воды. Поверхности металла лучше сма­чиваются водой, чем нефтью. Поэтому между основным пото­ком, содержащим парафины, и поверхностями подъемных труб образуются тонкие гидратные слои, на которых кристаллы па­рафина не откладываются.

В зависимости от физико-химических свойств нефти и пара­финов борьбу с отложениями парафина на промыслах прово­дят в двух направлениях:

периодически очищают подъемные трубы от парафиновых отложений;

создают такие условия, при которых предотвращаются от­ложения парафина в трубах.

Способы очистки подъемных труб от отложений парафина подразделяются на тепловые, химические и механические.

При тепловом методе очистки подъемных труб от парафина в межтрубное пространство без остановки скважины закачи­вают пар или горячие углеводороды. Пар закачивают с приме­нением специальной паровой передвижной установки (ППУ), смонтированной на шасси автомашины. Эту установку исполь­зуют также для нагрева нефти и конденсата. Закачку горячей нефти или конденсата проводят передвижными насосными агре­гатами. Расплавленный парафин выносится потоком нефти на поверхность. При этом происходит расплавление парафина и в выкидных линиях.

Сущность химического способа борьбы с отложениями пара­фина сводится к тому, что с помощью насосов-дозаторов в меж­трубное пространство при работе скважины подают легкую углеводородную жидкость (конденсат, нестабильный бензин), или ПАВ. При подаче легких углеводородов происходит растворение парафинов, в результате чего температура кристаллиза­ции их снижается. Введенные в потокнефти ПАВ, адсорбируясь па твердых частицах парафина, затормаживают или полностью прекращают рост его кристаллов, в результате чего затруд­няется осаждение парафина из потока нефти и образование твердых отложений.

За рубежом широкое применение находят различного рода химические реагенты, которые носят название смачивающих реагентов или диспергаторов. Смачивающие реагенты способны покрывать поверхность труб тонкой пленкой, препятствующей отложению парафина, выпавшего из раствора. Диспергаторы препятствуют слипанию молекул парафина на всем пути от забоя скважины до установок подготовки нефти и далее до завода.

На многих месторождениях нашей страны для удаления па­рафина со стенок труб применяются автоматические депарафинизационные установки (АДУ) с механическими скребками различной конструкции, которые работают без остановки фон­танной скважины. Установка последней конструкции АДУ-3 со­стоит из лебедки с намотанной на ее барабан скребковой про­волокой, электродвигателя и станции управления, размещенных в специальной будке около скважины. Для спуска скребка в скважину на верхней стволовой задвижке вместо буфера уста­навливают лубрикатор с роликом и сальниковым уплотнением.

Автоматический спуск скребка осуществляется под дей­ствием собственного веса и веса специального груза (100 Н), подвешенного к нижней части скребка, по команде блока мест­ной автоматики (БМА) станции управления, осуществляемой по заранее заданной программе в зависимости от интенсивности отложения парафина в подъемных трубах. Периодичность спуска колеблется от 2 до 24 ч и более. После достижения скребком заданной глубины спуск прекращается, автоматически включается в работу электромотор и скребок поднимается ле­бедкой до устья скважины. Подъем прекращается также авто­матически после прохождения скребком индукционного датчика, установленного после рабочей струны фонтанной арматуры. До начала нового спуска скребок находится в подвешенном со­стоянии в лубрикаторе.

На рис. 10 показан скребок переменного сечения с непо­движным 4 и подвижным 5 ножами, который спускается в подъ­емные трубы на скребковой проволоке. Нож 4 раздвигается во время подъема под действием своего веса и трения о стенки труб, в результате чего диаметр окружности подвижного и не­подвижного ножей становится примерно равным внутреннему диаметру труб. При спуске скребка подвижный нож, смещаясь по наклонным прорезям, поднимается вверх и диаметр скребка становится меньше на 10—20 мм диаметра насосно-компрессорных труб. Обычно в скважину спускают два скребка, соединенных между собой последовательно с помощью скобы. Поскольку подвижные и неподвижные ножи обоих скребков повернуты относительно друг друга на 180°, при подъеме скребков пара­фин срезается со всей поверхности трубы.

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 др.).

Наиболее эффективный способ борьбы с Отложениями Пара­фина в подъемных трубах — нанесение на их поверхности за­щитных покрытий (специальные лаки, эмаль и стекло). В результате получа­ются гладкие поверхности, на которых парафин не откладывается, что объяс­няется небольшими силами сцепления между частицами парафина и гладкой поверхностью покрытия, плохой смачи­ваемостью поверхностей покрытия нефтью и лучшей их смачиваемостью во­дой, а также диэлектрическими свойст­вами покрытий. Кроме того, частицы па­рафина легко смываются с поверхностей гладких покрытий потоком жидкости.

Осложнения, связанные с пульсацией скважины, объясняются следующим. Если при эксплуатации фонтанных сква­жин башмак подъемных труб установ­лен на глубине, где давление ниже дав­ления насыщения, из нефти выделяется свободный газ, часть которого накапли­вается в межтрубном пространстве. По мере повышения давления газа в межтрубном пространстве происходят оттеснение нефти и прорыв этого газа через башмак в подъемные трубы. Прорыв газа сопровождается резкими сни­жениями забойного давления, что обусловливает нарушение нормальной работы скважин. Такое явление называется пуль­сацией. Пульсации скважины приводят к разрушению неустой­чивых пород призабойной зоны и к пробкообразованию в сква­жине. При резком снижении забойного давления также про­исходит интенсивное выделение газа из нефти, охлаждение газонефтяного потока и более интенсивное отложение парафина на стенках подъемных труб и манифольда.

Борьбу с пульсацией в фонтанных скважинах проводят с применением одного из перечисленных методов.

1. Спуск фонтанных труб до интервала, где давление ниже.давления насыщения.

Рис. 10.

Скребок переменного сечения: 1 — головка, 3 — корпус, 3 — наклонные прорези, 4 — неподвижный нож; 5 — -подвижный нож; 6 — скоба

2. Периодический отбор газа из межтрубного пространства, которое соединяют с выкидной линией патрубком. На ием уста­навливают регулятор давления.

3. Изолирование межтрубного пространства у башмака подъемных труб пакером, что позволяет направить свободный газ в подъемные трубы и повысить эффективность работы газо­жидкостного подъемника.

4. Установка в нижней части подъемных труб башмачной воронки, что также позволяет лучшим образом использовать энергию расширения свободного газа для подъема газожидко­стной смеси. Скважины, оборудованные башмачной воронкой, дольше фонтанируют.

5. Установка на расстоянии 30—40 м от башмака труб кон­цевого клапана, открывающегося после оттеснения жидкости и создающего перепад давления 0,1—0,15 МПа. Газ через конце­вой клапан прорывается в подъемные трубы и также совершает полезную работу по подъему газожидкостной смеси по трубам.

При эксплуатации обводненных скважин происходит отло­жение солей в призабойной зоне пласта, на забое и в подъем­ных трубах. В пластовой воде содержатся как растворимые (СаС1₂, MgCl₂, NaCl), так и не растворимые соли (СаС0₃, MgC0₃, CaS0₄2H₂0, MgS0₄, BaSO<, CaSi0₃, MgSi0₃ и т. д.). Основная причина образования и отложения этих солей при добыче обводненной нефти — это нарушение карбонатного рав­новесия, обусловленное снижением температуры и давления. При наличии в пластовых водах одновременно ионов Са²+, Mg²+, НСО3— образуются очень непрочные бикарбонаты каль­ция и магния

Са²++2HCO"=Са(НС0₃)₂; (40)

Mg²++2HCOJ"=Mg(HCO_s)₂, (41)

равновесие которых поддерживается растворенным в воде угле­кислым газом. При движении газожидкостной смеси давление в фонтанных скважинах понижается, из воды выделяется угле­кислый газ и образуются осадки карбонатных солей

(43)

При снижении температуры потока равновесие реакций (42) и (43) сдвигается влево, поскольку в этих условиях уменьшается выделение из раствора С0₂ и выпадение солей из раствора затормаживается.

Таким образом, падение давления газожидкостной смеси в трубах интенсифицирует образование осадков солей, а сниже­ние температуры, наоборот, тормозит этот процесс. Однако при падении давления сдвиг реакции вправо происходит более интенсивно, чем сдвиг реакции влево при снижении температуры. В этом и заключается основная причина отложения солей в скважинах.

Борьбу с отложениями солей при фонтанной эксплуатации ведут химическими, физическими и механическими методами.

Для борьбы с водонерастворимыми отложениями карбонат­ных солей СаСОз и MgC0₃ и сульфатных солей CaS0₄ и MgS0₄ в межтрубное пространство вводят растворы гексаметафосфата натрия (NaP0₃)_e и триполифосфата натрия (Na₅P₃Oi₀). Сущ­ность этого метода заключается в том, что при образовании кристаллов карбонатов и сульфатов они тут же сорбируют из раствора гексаметафосфат или триполифосфат натрия, в резуль­тате чего на их поверхностях возникает коллоидная оболочка, препятствующая их прилипанию к поверхностям труб и слипа­нию между собой. Расход реагентов очень небольшой — не пре­вышает 0,1 мае. % от добываемой минерализованной воды.

С отложениями карбонатных солей как на стенках труб в скважине, так и в призабойной зоне пласта также легко можно бороться, используя 12—15 %-ный солянокислотный рас­твор

(44)

А для удаления отложений сульфатных солей применяют раствор каустической соды

(45)

Сульфат натрия Na2S0₄ хорошо растворяется в воде. А гид­роокись кальция Са(ОН)г представляет собой рыхлую массу, частично выносимую потоком, частично разрушаемую при со- лянокислотной обработке

(46)

Борьбу с отложениями солей в фонтанных скважинах также можно вести и физическими методами. Один из таких перспек­тивных методов — применение магнитного поля, сущность кото­рого сводится к следующему. При обработке потока обводнен­ной нефти магнитным полем создаются условия для более бы­строго выращивания кристаллов солей, которые затем в виде аморфного шлака выносятся вместе с потоком на поверхность. Возможность применения этого метода доказана многочислен­ными лабораторными опытами. Однако надежной технологии обработки фонтанных скважин магнитным полем пока еще не разработано.

2.5 ИССЛЕДОВАНИЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН И УСТАНОВЛЕНИЕ ОПТИМАЛЬНОГО РЕЖИМА ИХ РАБОТЫ

Для установления технологического режима работы фонтанных скважин проводят периодические их исследования по методу установившихся пробных откачек и методу

Рис, 11. Регулировочные кривые фонтанной скважины: 1 пластового давления, 2 — забойного давления, S — Дебита скважины, 4 — газового фактора, 5 — содержания песка в продукции скважины, 6 — депрессии

неустановившихся режимов работы. Изменение режимов работы сква­жин проводят сменой штуцеров.

На каждом установившемся режиме работы фиксируют де- биты скважин, забойные давления, определяют газовые фак­торы и отбирают пробы жидкости для определения в ней со­держания воды и песка. На основе этих исследований, кроме индикаторных линий и графиков восстановления забойного дав­ления, строят графики зависимости забойного давления и де­бита нефти, газового фактора и содержания воды и песка и продукции скважины от диаметра штуцера. Эти графики на­ливаются регулировочными кривыми, характеризующими ра­боту фонтанной скважины на каждом режиме (рис. 11).

Как видно из рисунка, данную скважину можно эксплуа­тировать при диаметре штуцера, не превышающем 6 мм. На этом режиме вынос песка не более 0,3 % (допустимый), газо­вый фактор постоянный (60 м³/т) при забойном давлении (12,5 МПа) ниже давления насыщения (13,5 МПа). При этих условиях обеспечивается оптимальный дебит нефти 50 т/сут, обводненность — 6%. Дальнейшее увеличение диаметра шту­цера приведет к снижению забойного давления ниже давления насыщения и к резкому увеличению выноса песка и обводнен­ности скважины.

Технологический режим эксплуатации фонтанных скважин геологическая служба НГДУ устанавливает_ежемесячно.