2765.Оборудование для добычи нефти и газа Часть 2

дении по рекомендации МИНХиГП им. И.М. Губкина. Сква­ жины предназначались для подачи в пласт теплоносителя. Мно­ голетний опыт эксплуатации этих скважин показал рациональ­ ность подготовки скважин таким образом.

При неглубоких скважинах (несколько сот метров) иногда рационально применять прогрев обсадной колонны при ее це­ ментировании. Этот предварительный нагрев удлиняет и рас­ ширяет ее и снижает нагрузки в теле труб при эксплуатации скважины с подачей к пласту теплоносителя.

В пробуренных старых скважинах эти методы уже невозмож­ ны. Здесь приходится применять теплоизолированные НКТ, другие методы теплоизоляции межтрубного пространства или ограничивать температуру теплоносителя.

Прочность и плотность обсадной колонны значительно зави­ сят от качества резьбовых соединений труб. Периодическое теп­ ловое воздействие на резьбовое соединение труб может осла­ бить их затяжку, если предварительно не принять необходимых мер. Прежде всего необходимо тщательно закрепить резьбу с крутящим моментом, рекомендуемым, например, для газовых скважин. При свинчивании резьбовых соединений обсадных труб необходимо применять герметизирующие смазки. Для темпера­ тур нагрева колонны до 140—150 °С рекомендуются смазки Р-2 и УС-1. При температурах нагрева 200—300 °С необходимо при­ менять другие уплотнители резьб. В частности, можно использо­ вать способ повышения герметичности резьбовых соединений, предложенный Т.Е. Еременко, Д.Ю. Мочернюком и А.В. Тищен­ ко. Он заключается в заполнении впадин последних контактных витков внутренней резьбы слоем мягкого металла, постепенно уменьшающегося по толщине в направлении входной части резь­ бового соединения. Этот слой металла создает радиальное и тор­ цевое уплотнение витков резьбы. Мягкий металл наносится на трубной базе электрометаллизатором. Поверхность резьбы пред­ варительно очищают, обезжиривают и подогревают до 400 °С.

Рекомендуется применять трубы с трапецеидальной резьбой, которая значительно увеличивает прочность соединения и при необходимости позволяет увеличивать предварительное натяже­

ние колонн.

Существенный фактор, влияющий на выбор труб — возмож­ ная коррозия металла. Увеличенная температура, закачка с па-

ром воздуха, подача к пласту горячей, часто агрессивной воды и напряженное состояние металла труб создают условия, интен­ сифицирующие процесс коррозии. Защита обсадных труб от коррозии покрытиями еще недостаточно освоена, особенно слож­ но защищать от нее места соединения труб — торцов и откры­ той части резьбы. Пока фактор коррозии может учитываться подбором более стойких марок сталей труб, увеличением тол­ щины стенки труб и внесением ингибиторов в подаваемый в скважину теплоноситель.

При повышении температуры закачиваемого теплоносителя необходимо тщательно выбирать цементные смеси для тампо­ нажных работ, так как прочность, стойкость к воздействию воды и проницаемость обычных портланд цементов в этих условиях значительно-снижаются. Высокопрочный портландцемент с со­ противлением на изгиб 6,4—5,9 МПа снижает свою прочность до 4,1—3,7 МПа при температуре 130 °С. Поэтому для высоко­ температурных скважин рекомендуются специальные цементно­ песчаные смеси.

9.З.1.З. Оборудование для электрического и огневого прогрева призабойной зоны скважины

Прогрев призабойной зоны пласта электронагревателями или огневыми нагревателями проводится на скважинах периодичес­ ки в основном для расплавления парафино-смолистых соедине­ ний и увеличения проницаемости призабойной зоны. Продол­ жительность прогрева 5—7 сут при максимальной температуре на забое 82—180 °С позволяет прогреть призабойную зону в ра­ диусе 0,8—1,35 м. По опытам применения прогрева, в частности в Башкирии, эффект от такого прогрева (прирост дебита) ощу­ щается в течение 4—9 мес.

Применяются в основном электронагреватели и иногда огне­ вые подогреватели.

Электропрогрев применяется наиболее часто для очистки призабойной зоны пласта от отложений смол и парафинов. Элек­ троподогрев можно использовать также у приема скважинного насоса для снижения вязкости откачиваемой жидкости. В пер­ вом случае периодические прогревы призабойной зоны сменя­ ются процессом отбора жидкости из пласта. Расплавленные при

прогреве парафиносмолистые вещества выносятся при отборе жидкости. Это улучшает проницаемость призабойной зоны. Во втором случае электронагреватель работает постоянно при работе насоса.

Установка для электропрогрева призабойной зоны состоит из скважинного нагревателя, кабеля-троса, подводящего энергию к нагревателю, на котором подвешен нагреватель в скважине, и поверхностного оборудования.

Скважинный трехфазный нагреватель (рис. 9.18) составлен из трех трубчатых элект­ ронагревателей (ТЭН) U -образной формы. ТЭНы заключены в перфорированный корпус. Их верхняя часть находится в изолированной герметичной головке. В этой части к нагрева­ телям подсоединяется кабель. Сами ТЭНы име­ ют спираль из проволоки высокого сопротив­ ления (константана или нихрома), заключен­ ную в стальную трубку диаметром 17 мм и изо­ лированную от нее спрессованной окисью маг­ ния. Окись магния не только хороший изолятор, но и хороший теплопроводящий материал. При­ меняются ТЭНы мощностью от 3,5 до 8,33 кВт.

Нагреватели имеют мощность от 10до 25 кВт. Наружный диаметр нагревателей 112 и 76 мм. Масса нагревателя диаметром 112 мм состав­ ляет 60 кг, а длина — 3700 мм. Температура жидкости у нагревателя доходит до 100—200 °С. В нижней части нагревателя имеется резьба для подсоединения приборов. В частности, можно подвесить карман для термометра.

Кабель-трос имеет три жилы для подвода тока к нагревателю и три сигнальные жилы для подключения приборов. Изоляция кабеля

Рис. 9.18. Схема скважинного электронагревателя:

/ — кабель-трос; 2 — ловильная головка; 3 — сальнико­ вый фланец; 4 — клеммная головка; 5 — трубчатые элек­ тронагреватели (ТЭН); 6 — кожух; 7 — муфта для уста­ новки приборов

теплостойкая, из фторопласта. Снаружи на кабель-трос навиты два слоя грузонесущей проволоки. Навивка каждого слоя про­ волоки осуществлена в разном направлении так, чтобы кабель не закручивался при приложении нагрузки к его оплетке.

Поверхностное оборудование размещено на автомашине и на прицепе.

На автомашине располагается лебедка для спуска нагревате­ ля в скважину. Лебедка рассчитана на спуск до 1500 м кабельтроса диаметром 17 мм. На этой же автомашине подвозят к сква­ жине мачту с ручным приводом талевой системы для монтажа нагревателя в скважину в начале его спуска.

На прицепе располагаются автотрансформатор и станция уп­ равления. Автотрансформатор необходим для компенсации сни­ жения напряжения в кабеле и подвода

к нагревателю рабочего напряжения (380 В). Станция управ­ ления служит для пуска и отключения нагревателя, для предох­ ранения установки от аварийных режимов и регистрации силы тока и напряжения.

Автотрансформатор и станция управления используются от установок ЭЦН.

В шифре установок для электропрогрева, например,

УЭС-1500-25А

приняты следующие обозначения: УЭС — установка Электро­ прогрева скважин для спуска нагревателя; 1500 — глубина спус­ ка, м; 25 — максимальная мощность нагревателя, кВт; А — конструктивное исполнение.

Огневой прогрев осуществляется сжиганием в стволе сква­ жины топлива при подаче окислителя-воздуха.

Установка для огневого подогрева состоит из компрессора К-5 для подачи воздуха, дозировочного насоса ДН -150 для по­ дачи топлива (например, дизельного), забойного нагревателя, состоящего из камеры сгорания и форкамеры и запального уст­ ройства.

Забойный нагреватель спускают в скважину на НКТ цод уро­ вень жидкости на глубину подвески насоса, но так, чтобу дандение над ним не превышало рабочего давления, развиваемого компрессором. На устье к полости труб подсоединяя** напор­ ные трубопроводы от компрессора и топливного нас®*^.

Топливно-воздушная смесь поступает по НКТ к камере сго­ рания. Для воспламенения горючей смеси в трубы на проволоке спускают запальное устройство, имеющее ракетный патрон с зарядом и запас бензина. У нагревателя от удара запального ус­ тройства о детали нагревателя или какого-либо ограничителя копье-ударник бьет в капсюль ракетного патрона и одновремен­ но в диафрагму бензобачка. Бензин смешивается с закачивае­ мым воздухом, заряд ракеты воспламеняется и поджигает бен­ зиновоздушную смесь.

Пламя запального устройства проникает к форсунке-распы­ лителю нагревателя и воспламеняет закачиваемую топливно-воз­ душную смесь. Начинает работать огневой нагреватель.

На 1 кг топлива подается 17—20 м3 воздуха. Контроль за про­ цессом горения осуществляется по анализу содержания С 02 и 0 2 а в дымовых газах, отбираемых из затрубного пространства. Огневая обработка обычно длится 15—30 ч.

Имеются огневые нагреватели с запальной электросвечой. В этом нагревателе по трубам также подается смесь топлива и воздуха, но топливо здесь зажигается запальной электросвечой. Энергия к свече подается по кабелю с поверхности.

Огневые подогреватели имеют тепловую мощность 5,8—23 кВт.

9.3.1.4.Оборудование для возбуждения

иподдержания внутри пластового горения

При внутрипластовом фронте горения в нефтесодержащем пласте сгорают наиболее тяжелые компоненты нефти. Фронт горения зажигается у скважины и затем продвигается к эксплу­ атационным скважинам. В зоне горения температура составляет 300—500 °С. Пласт прогревается перед фронтом горения, сни­ жая вязкость нефти, увеличивая проницаемость пласта.

Для обеспечения процесса внутрипластового горения необ­ ходимо оборудование для зажигания нефти в пласте и подачи к месту горения окислителя.

Для поджога нефти в пласте иногда достаточно некоторое время подавать в пласт окислитель — воздух или воздух, обога­ щенный кислородом. Иногда требуется повышение температу­ ры в скважине у забоя. В этом случае применяются электричес­ кие и огневые нагреватели.

Температура воспламенения нефти находится в пределах от 150 до 315 °С, а в некоторых случаях возможно возгорание не­ фти в пласте при 500 °С. Поэтому мощность подогревателей может быть недостаточна, и тогда ее увеличивают до 40—70 кВт. Мощ­ ность можно увеличить соединением нескольких нагревателей или применением более мощных подогревателей.

ТатНИИнефтемаш разработал горелку ГС-100/70, работаю­ щую с установкой инициирования горения УИГ-100/70 и с обо­ рудованием внутри пластового горения ОВГ-2М. Горелка спус­ кается на НКТ. В ней имеются трубчатый электронагреватель (ТЭН), камера сгорания и скважинный уплотнитель. Топливо (керосин или сжиженный пропан) подается по НКТ к ТЭН, ис­ паряется, нагревается выше температуры самовоспламенения паров и, смешиваясь с воздухом, воспламеняется. Воздух пода­ ется по межтрубному пространству. ТеплопроизвоДительность горелки 420 тыс. кДж/ч, рабочее давление в скважине 7 МПа. Мощность запального устройства 2 кВт. Температура воздуха в смеси с продуктами сгорания за горелкой 300—800 *С.

Для инициирования и поддержания внутрипластового горе­ ния разработаны комплексы оборудования типа ОВГ. Оборудо­ вание предназначено для поджога пласта (для этого использует­ ся описанное выше оборудование), подачи к пласту окислителявоздуха и при «влажном» горении подачи к пласту воды.

Для подачи к пласту воздуха в установку ОВГ входит комп­ рессорная станция с Компрессорами типа 305ВП. Привод ком­ прессора осуществляется от синхронного электродвигателя типа ДСК. Компрессорная станция имеет систему водяного осаж де­ ния цилиндров компрессора и воздуха с холодильниками и цен­ тробежными насосами. Вода охлаждается в аппаратах воздуш­ ного охлаждения. Для закачки воды в пласт примеНеНЬ1 порш­ невые насосы с электроприводом. Установки ОВГ имеются следующих типов: ОВГ-2М, ОВГ-3, ОВГ-4 и ОВГ-5. Ни#5 Аля при­ мера приведены параметры установки ОВГ-3.

Установка ОВГ-3 размещена в восьми блоках — шесть бло­ ков компрессорные, один насосный и один блок обслуживания.

В компрессорном блоке размещены компрессор с приводом, система охлаждения, система контроля и управленияАппараты воздушного охлаждения установлены за пределами Фургона. Насосный блок имеет два отсека — для насосов сист^мЫ охлаж-

ют с увеличением концентрации кислоты и коррозионная ак­ тивность, и эмульгирующая способность, а также вероятность выпадения солей в виде осадка при смешивании кислоты с пла­ стовой водой. Поэтому соляная кислота без добавок использует­ ся сравнительно редко, а на практике применяют композиции кислотных растворов со специальными присадками; оптималь­ ная концентрация соляной кислоты принята равной 10—16%.

Сульфат- и железосодержащие карбонатные коллекторы пред­ почтительно обрабатывать уксусной и сульфаминовой кислота­ ми (табл. 9.12). При обработках сульфатосодержащих карбонат­ ных коллекторов растворами соляной кислоты следует в кислот­ ные составы вводить присадки хлористого кальция или пова­ ренной соли, а также сульфатов калия и магния (табл. 9.12). Эти присадки снижают скорость растворения сульфатсодержащих коллекторов и предупреждают выпадение гипса или безводного сернокислого кальция, а их доли по массе в растворе составляют (в % вес.) соответственно:

В указанных целях целесообразно использовать пластовую воду хлор-кальциевого типа с плотностью не менее 1,18 г/см3, раз­ бавляя ею концентрированную соляную кислоту до принятой концентрации.

Земного оборудования, фильтра скважин, обсадных и насос­ но-компрессорных труб от кислотной коррозии используют ин­ гибиторы. В частности, для соляной и глинокислот в качестве ингибиторов используют формалин, катапин, уротропин, уникод, ингибиторы В-1 и В-2 и др. Реагентам, используемым в качестве ингибиторов коррозии предъявляются следующие требования:

—эффективность ингибитора должна обеспечивать сниже­ ние скорости коррозии металла в 25 раз и более при малых концентрациях и невысокой стоимости;

—растворимость в используемых кислотах должна быть хо­ рошей; допускается только слабая замутненность раство­ ра, заметно не отражающаяся на фильтрации его; после нейтрализации кислоты карбонатами ингибитор не дол­ жен выпадать в осадок (высаливаться);

—ингибитор или композиционные добавки, входящие в его состав, не должны образовывать осадков с продуктами ре­ акции.

Поскольку нефтяные коллекторы по смачиваемости подраз­ деляются на гидрофобные и гидрофильные, поверхностно-ак­ тивные вещества-гидрофобизаторы при взаимодействии с кол­ лектором адсорбируются на нем и покрывают поверхность по­ роды, снижая площадь контакта и скорость нейтрализации кис­ лотного состава, тогда как гидрофилизаторы инициируют взаи­ модействие состава и породы. Адсорбция ПАВ-гидрофобизато- ров на поверхности пород способствует и ограничению водопритоков в добывающие скважины. Изменение смачиваемости пород при воздействии на них ПАВ используется также при пе­ реводе добывающих скважин в нагнетательные, для чего в при­ забойную зону перед пуском скважин под нагнетание закачива­ ют растворы поверхностно-активных веществ. Удельные объе­ мы закачки растворов изменяются от 0,5 до 5 м3/ м3, а концент­ рация ПАВ в растворе постепенно снижается от 0,3% до 0,1%.

Кислотные растворы, являясь электролитами, способствуют при определенных условиях образованию в призабойной зоне стойких эмульсий. Поэтому при содержании в нефти 2% и более асфальтенов и свыше 6% силикагелевых смол в кислотные со­ ставы обязательно вводятся деэмульгаторы, в качестве которых используются неионогенные ПАВ, например, ОП-Ю в количе­ стве 0,1—0,15% (весовых), или же другие деэмульгаторы, доза которых определяется свойствами нефти и деэмульгатора. ПАВ используется также и для повышения фильтрации кислотного раствора или составов на кислотной основе и для предупрежде­ ния блокировки призабойной зоны продуктами реакции. В ука­ занных целях при кислотных обработках нефтедобывающих сква­ жин целесообразнее применять катионоактивные ПАВ (напри­ мер, катапин), которые понижают поверхностное натяжение на границе фаз порода — отработанная кислота и гидрофобизируют породу, что способствует дополнительному приросту добычи нефти. При отсутствии катионоактивных ПАВ для обработок добывающих скважин можно применять и неионогенные ПАВ типа ОП. Эффективность этих ПАВ меньше, так как, значи­ тельно снижая поверхностное натяжение, они не являются гидрофобизаторами пород.