- •1Подготовка скважины к эксплуатации
- •2 Конструкции забоев скважин
- •3 Освоение скважин.
- •4 Оборудование устья и ствола скважины
- •5 Методы и способы вызова притока и освоение добывающих скважин
- •6 Баланс энергии в скважине
- •7 Виды фонтанирования
- •8 Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам
- •9 Оборудование фонтанных скважин
- •10 Неполадки при эксплуатации фонтанных скважин
- •11 Принцип работы газлифта
- •12 Системы газлифтных подъемников
- •13 Конструкции газлифтных подъемников
- •14 Оборудование газлифтных скважин
- •15 Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •16 Принцип действия штанговой насосной установки
- •17 Вставные штанговые насосы
- •18 Невставные штанговые насосы
- •19 Оборудование штанговых скважинных насосов
- •20 Балансирные станки-качалки
- •21 Уравновешивание ск
- •22 Подача ушсн и факторы, влияющие на подачу ушсн
- •23 Борьба с вредным влиянием песка
- •5.20. Применение полых штанг
- •24 Борьба с вредным влиянием газа
- •25 Борьба с вредным влиянием парафина
- •26 Эксплуатация наклонных и искривленных скважин
- •27 Область применения уэцн
- •28 Основные узлы установки и их назначение уэцн
- •29 Оборудование устья скважин, оборудованных уэцн
- •30 Уэвн
- •31 Уэдн
- •32 Сущность одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной
- •33 Выбор объектов для одновременно раздельной эксплуатации
- •34 Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин
- •35 Геофизические методы исследования скважин
- •36 Конструкция газовых скважин
- •37 Оборудование устья газовых скважин
- •38 Оборудование забоя газовых скважин
- •Предупреждение образования гидратов
- •Установление технологического режима
- •41 Пенокислотная обработка скважин
- •42 Термокислотная обработка
- •43 Кислотная обработка под давлением
- •44 Обработка скважин теплоносителями
- •45 Электропрогрев пзс
- •46 Гидравлический разрыв пласта
- •47 Гидропескоструйная перфорация
- •48 Виброобработка забоев скважин
- •49 Обработка скважин паВами
- •50 Комплексное воздействие
15 Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
Нормальная работа газлифтных скважин может нарушаться по следующим причинам: образование песчаных пробок на забое или воздушных в подъемных трубах; отложение солей на забое или в подъемных трубах; скопление воды на забое и образование стойких водонефтяных эмульсий.
Предупреждают и ликвидируют отложения песка так же, как и при фонтанной эксплуатации скважин. Для обеспечения выноса небольшого (допустимого) количества песка на поверхность спускают подъемные или воздушные трубы до уровня верхних отверстий интервала перфорации. При двухрядных подъемниках нередко применяют хвостовики с уменьшенными диаметрами (полуторный лифт).
Об образовании песчаных пробок в скважинах судят по резкому снижению их дебитов и по показаниям контрольно -измерительных приборов. Причиной прекращения подачи жидкости при резком увеличении давления нагнетания газа является перекрытие подъемных труб так называемой патронной песчано-глинистой пробкой. Для разрушения пробки в подъемные трубы нагнетают газ, а иногда и жидкость с газом. Если эти мероприятия не дают положительного результата, трубы поднимают на поверхность.
О возможности образования песчаной пробки ниже точки проникновения рабочего агента в подъемные трубы (в подъемных труба-ниже рабочих отверстий, а в воздушных трубах-ниже башмака подъемных труб, а также на забое или в стволе скважины) судят по резкому снижению давления нагнетания рабочего агента при полном прекращении дебита скважины. Такая пробка полностью закрывает фильтр, и доступ жидкости из пласта в скважину прекращается.
Для ликвидации песчаных пробок, не прекращая нагнетания рабочего агента, в кольцевое пространство закачивают нефть. Нередко таким способом удается размыть пробку. В противном случае трубы поднимают на поверхность.
При эксплуатации газлифтных скважин в результате нарушения термодинамического равновесия происходит отложение солей, в основном в верхних частях подъемных труб на глубине 150-300 м от устья. Однако не исключена возможность отложения солей и на забое скважины или даже в призабойной зоне пласта. Нередко из-за отложения солей происходит полное закрытие диаметра подъемных труб, и скважина прекращает свою работу. В этом случае для восстановления продуктивности скважины трубы поднимают и фрезеруют в механических мастерских.
При частичном закрытии диаметра труб отложениями карбонатных солей их удаляют прокачкой пресной воды, а отложения сульфатных солей удаляют, прокачивая щелочную воду. Применение горячей воды повышает эффективность работ по удалению солей из скважины.
Борьба с отложениями парафина проводится так же, как и при эксплуатации фонтанных скважин. Также оборудуют скважину автоматическими скребками или плунжерным лифтом. Периодичность прокачки горячих теплоносителей или спуска скребка в скважину определяется индивидуально для каждой скважины в зависимости от интенсивности отложения парафина на стенках труб. Для предупреждения отложения парафина в процессе эксплуатации скважины в воздушные трубы малыми дозами закачивают углеводородные растворители или растворы поверхностно-активных веществ. В результате изменяется структура газожидкостной смеси и исключается возможность отложения парафина.
При определенных условиях в процессе эксплуатации обводненных газлифтных скважин могут образоваться стойкие эмульсии, обладающие высокой вязкостью.
Для борьбы с эмульсией проводят внутрискважинную деэмульсацию введением в воздушные трубы деэмульгатора. В качестве деэмульгатора применяют нейтрализованный черный контакт (НКЧ) или какое-либо другое эффективное ПАВ.
В случае накопления воды на забое происходит уменьшение депрессии на пласт и ограничение отбора нефти из скважины. Для борьбы с водой подъемные или воздушные трубы спускают до верхних перфорационных отверстий.