книги из ГПНТБ / Еникеев В.Р. Автоматические скребки для очистки подъемных труб от парафина

АВТОМАТИЧЕСКИЕ СКРЕБКИ

ДЛЯ ОЧИСТКИ ПОДЪЕМНЫХ ТРУБ

ОТ ПАРАФИНА

ГОСУДАРСТВЕННОЕ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЕ ИЗДАТЕЛЬСТВО НЕФТЯНОЙ И ГОРНО-ТОПЛИВНОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Москва1960

ПРЕДИСЛОВИЕ

В контрольных цифрах развития народного хозяйства СССР

на 1959—1965 гг., утвержденных XXI съездом Коммунистиче­ ской партии Советского Союза, предусмотрено повышение произ­ водительности труда в промышленности в расчете на одного ра­

ботающего на 45—50%. Важную роль в решении этой задачи

будут выполнять комплексная механизация и автоматизация про­ изводственных процессов.

В нефтедобывающей промышленности Приуралья и Поволжья одним из наиболее трудоемких процессов является очистка подъем­

ных труб от парафина, непрерывно выделяющегося из нефти

вфонтанных скважинах и скважинах, оборудованных погруж­ ными электронасосами.

Применяемые в настоящее время электролебедки АДУ и скребки, подвешиваемые на проволоке, не позволяют в полной мере автоматизировать этот процесс, кроме того, неизбежные обрывы проволоки и скребков приводят к периодической оста­

новке скважин и, следовательно, к потерям нефти.

Более совершенный метод борьбы с отложениями парафина —

применение лакокрасочных или пластмассовых покрытий на стенках труб — пока находится в стадии разработки. Широкое внедрение этого метода в промышленность потребует длительного времени, так как связано с заменой труб, находящихся в эксплуа­ тации.

Между тем разработанные Уфимским нефтяным научно-ис­ следовательским институтом автоматические («летающие») скребки обеспечивают полную автоматизацию очистки парафина

вбольшинстве фонтанных скважин, а также в скважинах, обо­ рудованных электронасосами, в относительно короткий срок и без больших затрат. Опыт массового применения автоматических

скребков на отдельных нефтедобывающих участках и промыслах показал их высокую эффективность не только в повышении про­

изводительности труда, но и в увеличении добычи нефти за счет сокращения простоев скважин. При исключительной простоте обслуживания и контроля и высокой надежности автоматиче­

ФОНТАНИРОВАНИЕ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

И ОТЛОЖЕНИЯ ПАРАФИНА В НЕЙ

Естественное фонтанирование нефтяной скважины возможно в том случае, когда давление на ее забое больше давления, со*

здаваемого весом столба движущейся газо-нефтяной смеси, на

величину, обеспечивающую преодоление сил трения, возникаю­ щих при движении смеси. Исключительно важное значение в про­ цессе фонтанирования имеет газ, который выделяется из нефти по мере ее приближения к устью скважины. Мельчайшие пу­ зырьки газа, рассеянные в нефти, не только снижают удельный

вес газо-нефтяной смеси, но и принимают активное участие в ее

подъеме, так как, проскальзывая в нефти, они увлекают за собой

ближайшие частицы жидкости.

В зависимости от отношения объемов газа и нефти и степени дисперсности газа различают три режима движения газо-нефтя­ ной смеси: эмульсионный, неточный и стержневой.

Эмульсионному режиму соответствует равномерное распре­ деление мелких пузырьков газа в смеси.

Неточный режим наблюдается при относительно большом

содержании газа в смеси. Газ движется в виде крупных пузырей, которые занимают почти все сечение подъемной трубы и имеют длину в несколько метров; нефть с мелкими пузырьками газа движется в основном между газовыми пузырями, чередуясь с ними, а также в виде тонкой пленки и мелких капелек в газовых пузырях.

Стержневой режим возникает при высоком содержании газа в смеси. Этот режим характерен тем, что жидкость движется

слоем по стенкам труб, а газ поднимается вдоль оси труб в виде стержня переменной формы, несущего мелкие капли жидкости.

Кольцевой слой жидкости у стенки поднимается благодаря тре­ нию газа о граничный слой жидкости.

Для фонтанирующей скважины характерен первый режим

движения газо-нефтяной смеси, который в верхней части сква­ жины иногда переходит во второй, обусловливая пульсацию буферного давления. Принято считать, что выделение газа начи­ нается с глубины, где давление вышележащего столба газо-нефтя-

5

пой смесп равно давлению насыщения попутного газа в нефти.

Начиная с этой точки, по мере движения нефти вверх из нее вы­ деляется все большее количество газа. Состав газовой фазы не­ прерывно изменяется, и если на глубине в ней преобладали метан и азот, то вблизи от устья скважины в составе газовой фазы по­ являются высшие углеводороды.

Закономерности выделения газа из нефти по мере ее подъема к устью в настоящее время изучены недостаточно. В связи с этим

большой практический интерес представляют непосредственные измерения параметров газо-нефтяного потока фонтанирующей скважины, произведенные в 1956 г. сотрудниками Казанского государственного университета Н. Н. Непримеровым и А. Г. Шарагиным. В процессе исследования ими прослежено изменение скорости и газосодержания потока по стволу скважины, а также точно замерены давление и температура в потоке через каждые 50 м. Работы проводились в фонтанной скважине, оборудованной 2V2" трубами, с суточным дебитом около 64 т, газовым фактором 63 м*/т и буферным давлением 9 ат. Было установлено, что

от забоя скважины до глубины 800 м нефть движется в подъем­ ных трубах как однофазная жидкость. Это видно из того, что ниже 800 м в нефти нет признаков свободного газа, скорость

потока не изменяется, а гидростатическое давление и темпера­

тура в потоке нефти уменьшаются равномерно.

Скорость потока начинает возрастать с глубины 780—800 м, причем увеличение скорости в отдельных интервалах происходит неравномерно. На глубине около 100 м от устья скважины ско­ рость потока несколько снижается, а вблизи от устья становится

максимальной (рис. 1).

Измерение объемного содержания газа в нефти в интервале от 800 м до устья показало, что признаки газа появляются лишь на глубине около 800 м, а по мере подъема нефти к устью содер­ жание газа в ней скачкообразно возрастает до 37—45%. Наблю­ дается некоторое совпадение интервалов, в которых увеличива­ ются скорость и содержание газа потока (рис. 2).

Очевидно, что изменение скорости потока обусловлено обра­

зованием и развитием газовой фазы в нефти. Резкое падение скорости газо-нефтяной смеси па глубине около 100 м вызвано,

по-видимому, обратным растворением газа.

Изменение гидростатического давления в потоке также проис­ ходит неравномерно. На общем фоне снижения градиента давле­

ния с 0,08 ат/м на глубине 800 м до 0,03 ат/м вблизи от устья скважины в отдельных точках ствола скважины наблюдаются

его аномальные значения, достигающие 0,12—0,18 ат!м.

Если сопоставить давление в этих точках с давлением насы­

щения или критическим давлением каждого из компонентов попутного газа, то можно отметить довольно хорошее их совпа­ дение. Измерение температуры нефти от забоя до устья скважины показало, что она снижается с 34° (температура пластовой нефти)

6

до 12°. Скачкообразное изменение температуры, главным обра­ зом ее снижение, отмечается в точках с аномальными значениями градиента давления.

Одновременное изменение градиента давления и темпера­ туры вызвано выделением газа из нефти. Как известно выделение

Рис. 2. Изменение объемного содержания газа в газо-нефтяной смеси по стволу фонтанной скважины.

а — максимальное замеренное значение; с — газосодержание в потоке по опытам УфНИИ.

7

углеводородов из раствора всегда сопровождается понижением

температуры системы, что и отмечается почти во всех точках

с аномальными значениями градиента давления. Наоборот, выделение азота из раствора сопровождается некоторым повы­ шением температуры; именно такое явление отмечается в точке на глубине 570 м. Гидростатическое давление на этой глубине (37,5 ат) примерно равно давлению насыщения азота (38 ат).

Рассмотренное распределение газовой и жидкой фаз по стволу фонтанной скважины существенно отличается от тех представле­ ний о распределении этих фаз, которые сложились в результате опытов УфНИИ над пробами пластовой нефти. Считалось, что выделение газа начинается с глубины 1200—1700 м, т. е. с той глубины, где гидростатическое давление равно давлению насы­ щения попутного газа. Из многочисленных опытов определили, что это давление для нефтей девонских месторождений находится в пределах 85—105 ат.

Изучение соотношения газовой и жидкой фаз в процессе по­

следовательного ступенчатого разгазирования нефти в лабо­ раторных условиях также дает результаты, не совпадающие с прак­ тическими данными.

На рис. 2 пунктирной кривой показано содержание газовой фазы в восходящем потоке, полученное расчетным путем на основе лабораторных опытов. Фактическое содержание газа в смеси, как это видно из графика, значительно ниже, но, несмотря на это, замеренная скорость газо-нефтяной смеси в стволе скважины выше, чем скорость, полученная расчетным путем по суммарному

объему нефти и газа. Это явление отчасти объясняется активной ролью пузырьков газа, принимающих участие в подъеме нефти.

Нефти девонских месторождений содержат в своем составе значительное количество тугоплавких предельных углеводоро­ дов — парафинов. При движении нефти от забоя скважины

к устью парафин выделяется из нее и отлагается на стенках эксплуа­ тационных труб, уменьшая их поперечное сечение. Интенсив­ ность парафиновых отложений по стволу скважины различна,

а их состав и плотность неодинаковы.

Опыты по изучению интенсивности и характера парафиновых отложений были проведены в свое время на нескольких фонтан­ ных скважинах Туймазинского нефтяного месторождения. При исследовании эти скважины эксплуатировались без очистки эксплуатационных труб почти до полного их закупоривания. Запарафиненные трубы поднимали на поверхность и замеряли

толщину отложений парафина на стенках труб вблизи их концов.

На основе эксперимента был построен график, характеризующий

интенсивность отложений парафина по стволу скважины (рис. 3).

Как это видно из графика, парафин начинает выделяться на стенках труб с глубины 760—800 м. Плотные отложения пара­ фина 1 различной интенсивности распространены от точки, где начинает выделяться парафин, до устья скважины, а рыхлые

8