2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа

ских условий в призабойной зоне и в самой скважине, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие, и из смеси углеводородов выделяются как газообразные, так и твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина.

При снижении давления свободный газ, выделяющийся из нефти, понижает ее растворяющую способность и образует границы раздела, которые провоцируют образование твердой фазы в виде микрокристаллов парафина и церезина, а также микроагрегатов асфальтенов и смол. Образовавшиеся микрокристаллы и микроагрегаты твердой фазы могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком смеси. В противном случае микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых НКТ труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа. Далее под термином «парафин» будем понимать твердые компоненты нефти, формирующие отложения. Механизм и характер формирования отложений парафина достаточно сложны и зависят от совокупности следующих характеристик: давления насыщения в подъемнике, газонасыщенности нефти (газовый фактор), температурного режима работы скважины, содержания парафина в нефти, температуры кристаллизации парафина, давления на устье скважины, дебита скважины, обводненности продукции, состояния внутренней поверхности подъемника (его шероховатость), типа этой поверхности (гидрофильная или гидрофобная), характера работы скважины (работа с постоянным дебитом или в пульсирующем режиме) и др.

111

Совершенно очевидно, что отложения парафина в подъемнике приводят к нарушению нормальной работы скважины: снижению ее дебита и коэффициента полезного действия процесса подъема.

Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия:

–уменьшение пульсаций фонтанирования при максимальном снижении газового фактора;

–применение механической очистки НКТ различными скребками;

–покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидными смолами, эмалями, лаками;

–расплавление парафина;

–растворение парафина различными растворителями.

При использовании скребков на устьевой арматуре монтируют лубрикатор с сальником. Для спуска скребков на проволоке и их подъема применяют депарафинизационные установки типа АДУ, которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления. Для расплавления парафина применяют прогрев НКТ закачкой пара, горячей нефти. Подачу теплоносителей в виде пара от передвижной установки (ППУ) в затрубное пространство и выход его через НКТ обеспечивают расплавление и вынос его струей нефти.

Солеотложение

Разработка нефтяных месторождений на современном этапе характеризуется необходимостью извлечения огромного количества попутных вод, которые имеют различное происхождение, различный химический состав и т.д. Основной причиной солеотложений является пересыщение вод неорганическими солями. Причины пересыщения делятся на две группы:

– гидрогеохимические условия продуктивных горизонтов – вещественный состав и физические свойства пород-коллекторов, термобарические условия, химический состав и минерализация пластовыхвод;

112

– состав вод, закачиваемых в пласт с целью поддержания пластовогодавления, игеолого-промысловыеусловияразработки.

В нефтегазоносных провинциях, где в осадочной толще отсутствуют соленосные отложения и минерализация вод невысока, в составе солей, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании, преобладают карбонаты кальция. Присутствие соленосных толщ в разрезе месторождения, как правило, способствует высокой минерализации пластовых вод и обусловливает выпадение таких осадков, основными компонентами которых являются сульфат бария или сульфат кальция, а иногда их смесь. Отмеченное позволяет с большой точностью прогнозировать состав солеотложений, выпадающих в нефтепромысловом оборудовании и в коллекторах нефтяных месторождений той или иной нефтегазоносной провинции.

Несовместимость пластовой воды с закачиваемой также может служить причиной пересыщения попутно-добываемых вод. Многочисленные экспериментальные исследования показали, что количество выпадающих при смешении вод осадков зависит от соотношения объемов пластовой и закачиваемой воды, достигая максимума при их соотношении ~0,8. Одной из причин солеотложений могут служить водорастворимые компоненты нефти, в частности нафтеновые кислоты и их соли. Предполагается, что вследствие смешения воды с нефтью и турбулизации потока в процессе подъема водорастворимые компоненты нефти переходят в воду и служат причиной солеотложений. Механизм образования солеотложений достаточно сложен и представляется совокупностью таких процессов, как пересыщение попутно-добываемых вод, зародышеобразование, росткристалловиперекристаллизация.

Как и при парафиноотложении, предотвращение отложений солей является наилучшей гарантией безаварийной эксплуатации скважин. В этих целях используют соответствующие ингибиторы солеотложений, закачиваемые в призабойную зону скважины. При этом реагент адсорбируется, а затем в процессе эксплуатации скважины десорбируется, смешивается с продукцией, чем предотвращаются солеотложения. К современным ингибиторам солеотложе-

113

ний предъявляются требования не только высокой ингибирующей способности, но и быстрой и наиболее полной адсорбции на поверхности породы при закачке и медленной, но в то же время полной десорбции в процессе эксплуатации скважин. Подбор ингибитора солеотложений с учетом его адсорбционно-десорбционной способности позволяет обеспечить рациональный вынос реагента из призабойной зоны скважины и увеличить время и эффективность предотвращенияобразованиясолеотложений.

Основные методы борьбы с уже отложившимися солями базируются на использовании различных химических растворителей (как правило, кислотных растворов), с помощью которых производят промывки; в результате отложения солей растворяются, а продукты реакции удаляются из скважины.

Пульсации

Пульсации в работе фонтанных скважин являются нежелательными, так как вызывают нерациональный расход энергии, снижают КПД подъема продукции, а зачастую приводят к прекращению фонтанирования, так как скважина начинает работать в периодическом режиме. Самым реальным и действенным путем предотвращения явления пульсации является создание таких условий работы фонтанной скважины, при которых давление у башмака больше или равно давлению насыщения, а коэффициент естественной сепарации свободного газа у башмака равен нулю. При технологической невозможности эксплуатации фонтанных скважин на таком режиме эффективной является установка на расчетной глубине подъемника пускового клапана, который периодически перепускает газ из затрубного пространства в НКТ, не допуская отжима уровня жидкости в затрубном пространстве до башмака подъемника. Расчет места установки пускового клапана будет рассмотрен ниже.

Открытое фонтанирование

Такой вид фонтанирования относится к аварийным ситуациям и в настоящее время является достаточно редким. Для исключения открытого фонтанирования даже при непредвиденном

114

аварийном нарушении устьевой арматуры используют отсекатели, которые установлены в скважине и которые при нарушении заданного технологического режима ее работы отсекают продукцию пласта и ее поступление в подъемник. Существует много различных конструкций отсекателей, которые описаны в специальной литературе и изучаются в курсе нефтегазопромыслового оборудования.

Серьезной аварией является возникновение грифона. Грифон образуется в случае потери герметичности между стенками скважины и цементным камнем (обсадной колонной). При этом пластовая продукция поступает на поверхность по данному каналу, часто с возникновением пожара на поверхности, что может привести к потере самой скважины.

5.3.3. Обслуживание фонтанных скважин

При производстве работ при спуске НКТ необходимо применять все меры для предупреждения открытого выброса (фонтанирования.)

Основными мероприятиями являются:

–заполнение скважины жидкостью заданной плотности до

ееустья;

–наличие работоспособности превентора;

–тщательный технический и технологический надзор за состоянием скважины.

Так как спуск НКТ может проходить в газовой атмосфере, необходимо принять противопожарные меры:

–недопущение открытого огня вблизи работ;

–выключение электроэнергии вблизи скважины;

–освещение зоны работ прожекторами;

–применение инструмента, не дающего искры;

–установка медной воронки (для предупреждения ударов муфт);

–осмотр смазки трущихся частей подземных механизмов. Обслуживание фонтанных скважин включает следующий

перечень работ:

115

–осмотр фланцевых соединений на устьевой арматуре, рабочих манифольдах и подтяжка гаек;

–контроль за давлением в затрубном пространстве, на лубрикаторе и выкидном трубопроводе;

–осмотр задвижек и устранение течи в сальниках, уборка территории скважины;

–очистка насосно-компрессорных труб от парафина с помощью скребков;

–выпуск газа из затрубного пространства в выкидной трубопровод;

– участие в операциях по промывке, депарафинизации

идругих технологических операциях, связанных со скважиной;

–проведение исследования скважин:

замер динамического уровня жидкости в затрубном пространстве;

отбор пробы;

замер дебита жидкости.

Некоторые виды работ требуют привлечения соответствующей техники: промывочного или депарафинизационного агрегата. Поэтому в задачу оператора входит установить необходимость в его заказе и сообщить через диспетчера руководству цеха. Оператор должен принять участие в проводимой работе, а иногда и возглавить ее. Работы по замене штуцера, замене прокладок, смене задвижек выполняются ремонтной группой, а если таковой в структуре цеха не имеется, то не менее чем двумя операторами.

5.4. Оборудование скважин, оборудованных установками скважинного штангового насоса (УСШН)

Эксплуатация скважин установками скважинного штангового насоса (УСШН) – один из основных способов добычи нефти как в России, так и за рубежом. Несмотря на металлоемкость наземного сооружения (станок-качалка), в целом штанговая насосная установка проста. Штанговый насос представляет собой

116

Оборудование устья скважин – ОУ140-146/168-65А – представлено на рис. 5.36.

Рис. 5.36. Оборудование устья: 1 – крестовик; 2 – конусная подвеска; 3 – резиновые уплотнения; 4 – разъемный фланец; 5 – патрубок; 6 – тройник; 7 – задвижка; 8 – сальник устьевой СУС2; 9, 11 – обратный клапан; 10 – кран; 12 – пробка

117

118

118

Арматура АУШГН 50-14-00.000 предназначена (рис. 5.37) для предельных значений рабочих температур окружающего воздуха от +40 до –60 °С при обвязке и герметизации устья нефтяных скважин, оборудованных ШГН, при проведении технологических операций, регулировании отбора жидкости и проведении глубинных исследований.

Рис. 5.37. Арматура АУШГН 50-14

Балансир – однобалочный или двубалочный. Головка балансира – поворотная или откидывающаяся вверх. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки.

Опора балансира – ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.

119

Траверса – с ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.

Опора траверсы шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.

Шатун – стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом – башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек.

Кривошип – ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки. В нем предусмотрены отверстия для измерения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы, которые могут перемещаться.

Редуктор представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных зацеплением Новикова (технические характеристики редукторов представлены в табл. 5.3).

Таблица 5 . 3 Технические характеристики редукторов

120