Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Эксплуатация нефтяных скважин. Учебное пособие. Курс лекций
.pdf
91
– при контакте пресной воды с некоторыми минералами может
произойти обмен основных радикалов, разложение минералов, перераспределение зерен и перекрытие фильтрационных каналов;
– при большом объеме проникшего в ПЗП фильтрата возможны
растворение, перенос и переотложение солей, а также их отложение
из высокоминерализованного фильтрата;
– при разбуривании вышележащих пород в глинистый раствор
могут попасть глинистые частицы минералов с высокой степенью
разбухания.
В химически обработанном растворе они медленно разбухают.
После вдавливания указанных частиц в поры или трещины призабойной зоны пласта происходят полное разбухание и значительное
увеличение их размеров, в результате чего они не могут быть вымыты из пор. Таким образом, возникает закупоривание пор, нередко
до полного перекрытия фильтрационных каналов. Ухудшение проницаемости ПЗП, степень которой колеблется от 5–10 до сотен процентов, как правило, происходит из-за одновременного действия
нескольких причин.
К физико-химической группе причин ухудшения проницаемости ПЗП относятся:
– проникновение в пористую среду воды, что приводит к увеличению водонасыщенности и созданию «блокирующей» преграды
фильтрации нефти и газа за счет разности поверхностных натяжений с пластовыми флюидами;
– возникновение капиллярного давления, которое проявляется
при проникновении фильтрата в породу. При угле смачивания породы водой менее 90° избыточное капиллярное давление противодействует вытеснению ее из пласта, а при угле смачивания более
90° оно способствует ее вытеснению. Отсюда следует, что в пласте,
сложенном из гидрофобной породы, капиллярные явления не ухудшают проницаемость, а в пластах же из гидрофильной породы несколько ее ухудшают в ПЗП. При освоении и эксплуатации скважин
с депрессией 0,5–1,0 МПа в начальный период эти явления могут
в какой-то степени отразиться на времени вызова притока нефти из
продуктивных скважин; закупорка пор каплями нефти в потоке
фильтрата (воды) или фильтрата в потоке нефти. Во время освоения
скважины при обратном движении жидкости капли нефти попадают
в фильтрат промывочной жидкости и воды. Если диаметр таких ка-
92
пель меньше диаметра фильтрационных каналов, то происходят их
перекрытие и ухудшение проницаемости. При подходе же контакта
нефти эти капли сливаются с ней и, таким образом, проницаемость
ПЗП улучшается;
– нерастворимые в нефти адсорбционные пленки, образующиеся на границе вода – нефть, которые обладают высокой прочностью
и напряжением сдвига. В пористой среде капли, окруженные этими
адсорбционными пленками, не могут слиться ни с общим фронтом
воды, ни с погребенной водой, находящейся около контактов зерен
породы. Эти капли воды, двигаясь в нефти, занимают центральную
часть пор, закупоривая их, если диаметр пор не превышает диаметра капли. При подходе фронта нефти во время вытеснения фильтрата промывочного раствора из пористой среды эти капли воды,
окруженные пленками асфальтенов, не способны в процессе дальнейшего течения их в пористой среде слиться друг с другом и с общей массой фильтрации или с общей массой нефти. В определенных условиях это может привести к существенному снижению проницаемости пород из ПЗП;
– образование эмульсии в гидрофобной среде. На поверхности
раздела нефть – вода концентрируются асфальтосмолистые вещества нефти, образуя твердые пленки, присутствие которых исключает возможность слияния капель воды и вызывает закупорку отдельных пор и участков пористой среды. Образование таких пленок
на контакте нефть–вода следует ожидать у всех смолистых нефтей,
не содержащих значительных количеств нафтеновых кислот. Пленки способны закупоривать отдельные поры и участки пористой среды и значительно затрудняют приток нефти к забою скважины. Образованию эмульсий способствуют соли, растворимые в воде;
– образование «бронированной» эмульсии в крупнозернистой
среде, в основном в трещинах. Под «бронированной» эмульсией
понимается эмульсия, состоящая из глобул с повышенной прочностью поверхностной пленки. Эта прочность создается прилипшими
к пленке микроскопическими твердыми частицами, которые на своей поверхности тоже имеют пленку из жидкости с поверхностноактивными веществами. Чем больше этих частиц на поверхностной
пленке глобул эмульсии, тем больше поверхностно-активных веществ удерживается на них и, следовательно, на поверхностной
пленке глобул. Это обстоятельство, в свою очередь, увеличивает
93
суммарную массу поверхностно-активных веществ на пленке глобул. Кроме того, частицы, плавающие на пленке, соединяются между собой вследствие сил притяжения, а также электростатических
зарядов этих твердых частиц и пологих краевых углов смачивания
твердого тела поверхностно-активной жидкостью. Эти физикохимические явления увеличивают толщину поверхностно-активной
пленки глобул эмульсии и уменьшают стекание жидкости с них;
– вспенивание в пористой среде фильтрата бурового раствора,
который, как правило, обрабатывается различными химреагентами.
Это явление особенно характерно для ПЗП малодебитных газовых
скважин;
– ухудшение в нагнетательных скважинах проницаемости в
начальный период закачки воды вследствие выпадения солей на скелете породы ПЗП при контакте минерализованной пластовой и закачиваемой вод, происходящее в начальный период ее нагнетания;
– адсорбция на скелете породы масляных веществ из бурового
раствора, происходящая при вскрытии продуктивного водоносного
пласта водозаборной скважиной.
Контрольные вопросы
1. Осложнение при эксплуатации фонтанных скважин.
2. Борьба с отложениями парафина и солей.
3. Осложнения при газлифтной эксплуатации.
4. Эксплуатация малодебитных скважин.
5. Характеристика малодебитных скважин.
6. Анализ причин малодебитности скважин.
94
12. ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГЛУБИННО-НАСОСНЫХ СКВАЖИН
В ОСЛОЖНЕННЫХ УСЛОВИЯХ
Большинство глубинно-насосных скважин работают в осложненных условиях, к которым относятся: нефть содержит значительный объем свободного газа, в скважину поступает песок, происходит отложение парафина в скважине, на трубах и оборудовании,
скважина искривлена и др.
Чаще всего приходится бороться с осложнениями, вызванными
наличием свободного газа и песка в продукции скважин. Методы
уменьшения вредного влияния газа на работу глубинно-насосной
установки включают:
– использование штанговых насосов с уменьшенным вредным
пространством (НСН2 и НCB1 и др.);
– увеличение глубины погружения насоса под уровень жидкости в скважине;
– увеличение длины хода плунжера;
– отсасывание газа из затрубного пространства скважины;
– применение защитных приспособлений на приеме насоса.
Песок, поступающий из пласта вместе с нефтью, может образовывать на забое песчаную пробку, в результате чего уменьшается
или полностью прекращается приток нефти в скважину. При работе
насоса песок, попадая вместе с жидкостью в насос, преждевременно
истирает его детали, заклинивает плунжер в цилиндре.
Мероприятия по уменьшению вредного влияния песка следующие:
– регулирование отбора жидкости из скважины в основном
в сторону его ограничения;
– применение насосов с плунжерами специальных типов (с канавками, «пескобрей») и установка скребков-завихрителей;
– подлив нефти в затрубное пространство скважин с целью
увеличения скорости движения потока нефти;
– применение трубчатых штанг;
– защитные приспособления на приеме насоса.
Все мероприятия режимного и технологического характера по
снижению вредного влияния газа и песка на работу штангового
насоса обычно дополняются применением защитных приспособлений на приеме насоса – газовых, песочных или комбинированных
газопесочных якорей.
95
жг
d(-)
rr
Работа газовых якорей основана на различных принципах,
например, таких как отделение газовых пузырьков за счет их
всплытия в потоке жидкости, направленном вниз, использование
принципа центрифугирования при завихрении потока, использование вибрации тарелок на пружинных подвесках и др.
В однокорпусном якоре (рис. 12.1) ГЖС заходит в кольцевое
пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2,
верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. Направление потока изменяется, газовые пузырьки всплывают
и уходят в межтрубное пространство. Жидкость, обедненная газом,
поступает в центральную трубку через отверстия 5 и далее в цилиндр насоса. Газовый пузырек 3 увлекается вниз нисходящим потоком жидкости, скорость которого зависит от дебита скважины и
площади сечения кольцевого пространства между корпусом 1 и
трубкой 2.
Стокса зависит от диаметра пузырька d, разности плотностей жидкости ρж и газа ρг и вязкости жидкости μ, так что
Рис. 12.1. Принципиальная схема однокорпусного газового якоря
Скорость всплытия газового пузырька vг согласно формуле
2
v=
г
18
m
.
96
Рис. 12.2. Принципиальная схема
Рис. 12.3.
Газовый якорь
Условие эффективной работы газового якоря – vг > v1. В противном случае газовые пузырьки будут увлекаться потоком жидкости в насос. Если на vг мы практически не можем воздействовать, то
скоростью v1 можно управлять. Ее можно уменьшить разделением
потока Q на два или более параллельных потоков. Это осуществляется в двух-, трех- или четырехкорпусных якорях (рис. 12.2). В каждую секцию якоря попадает только часть общего расхода. Это означает, что нисходящая скорость потока v1 в корпусе якоря будет
меньше.
Примером удачной конструкции якоря может служить газовый
якорь зонтичного типа (рис. 12.3). В этом случае межтрубное пространство перекрывается эластичным пакером 1. Газожидкостная
смесь поступает в кольцевой зазор между корпусом якоря 2 и всасы-
вающей трубкой 3. Через отверстия в верхней части корпуса ГЖС попадает в межтрубное пространство, газ поднимается вверх, а внизу над
эластичным пакером скапливается жидкость практически без газа. Эта
жидкость по каналу 4 поступает на прием насоса. Хорошая сепарация
газа получается при спуске насоса в зумпф скважины, который в этих
условиях действует по принципу якоря-зонта.
двухкорпусного газового якоря
«зонтичного» типа
97
Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосных
установок, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого
песка и иной абразивной взвеси. Песок, попадая в насос, разрушает
пригнанные поверхности деталей насоса, увеличивает утечки жидкости через клапаны и зазор между цилиндром и плунжером, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Такие явления наблюдались в неглубоких скважинах нефтяных районов южной Туркмении и Северного Кавказа. Межремонтный период таких
скважин составляет несколько недель, после чего необходимы извлечение подземного оборудования и замена насоса. Для борьбы
с вредным влиянием песка применяются различные меры, например, крепление призабойной зоны скважины различными смолами,
образующими после их кристаллизации на забое прочную проницаемую пористую среду. Для тех же целей используют различные
фильтры, а также приспособления, устанавливаемые перед приемным патрубком насоса, называемые песочными якорями.
Рис. 12.4. Принципиальная схема песочного якоря
В песочном якоре (рис. 12.4 а) жидкость изменяет направление
движения на 180 °, песок отделяется и скапливается в специальном
карман в нижней части якоря. При заполнении кармана песком
98
якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы песочного якоря является существование в якоре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости оседания частиц песка. По опытным данным эффективность обращенного якоря
(рис. 12.4 б) выше прямого, так как в нем благодаря насадке создается повышенная скорость потока с песком, направленная вниз.
Наряду с песочными якорями для борьбы с вредным влиянием песка применяют различные фильтры, привинчиваемые к приемному
клапану насоса. При сильном пескопроявлении и для предотвращения оседания песка на забое иногда применяют подлив жидкости
в межтрубное пространство скважины. С этой целью часть откачиваемой из скважины жидкости сбрасывают в межтрубное пространство, насос спускают до забоя и таким образом создают повышенную скорость восходящего потока жидкости, при которой песок не
оседает на забой и не образует песчаных пробок.
Якорь-зонт действует следующим образом. Нефтегазовая смесь
поступает в корпус якоря и через отверстие А выходит в кольцевое
пространство между эксплуатационной колонной и корпусом якоря.
Вследствие изменения направления движения газожидкостной смеси (на 180 °) газ отделяется от нефти и поднимается, а дегазированная нефть движется вниз, входит в отверстие Б трубчатого угольника и через угольник и всасывающую трубку поступает к приему
насоса.
Якорь-зонт по сравнению с якорями других конструкций имеет
наиболее высокую газоотделяющую способность.
Кроме описанных газовых якорей, применяют и другие их конструкции – многокорпусные, трубные, погружные, зонтичные и др.
По мере накопления песка в корпусе якорь извлекают на поверхность, очищают от песка и снова пускают в работу. Длина кармана песочного якоря должна быть такой, чтобы заполнение его
песком по времени совпадало со сроком износа и смены насоса во
избежание дополнительного подъема насоса для чистки якоря.
Простейшим типом песочного якоря является любой конструкции газовый якорь, где частичная сепарация песка осуществляется
при повороте струи. Поэтому газовые якоря снабжаются карманами
для приема осаждающегося песка. Однако эффективность работы
газовых якорей в отношении сепарации песка очень низка.
99
В скважинах, в которых выделяется много газа и песка, применяют газопесочные якоря.
В скважинах, выделяющих вместе с нефтью песок, во время
перерыва в работе насосной установки (при обрыве сальникового
штока или подвески штока, смене отдельных деталей станкакачалки) песок оседает в насосных трубах, а также в насосе над
плунжером, в результате чего при пуске установки заклинивается
плунжер.
В скважинах с большим содержанием песка в жидкости песок
выпадает из жидкости во время работы установки. Для борьбы
с этими явлениями применяют скребки-завихрители. Скребокзавихритель представляет собой болванку со спиральными проточными канавками на наружной поверхности для пропуска жидкости;
диаметр скребка несколько меньше внутреннего диаметра насосных
труб. Такие скребки устанавливают на колонне насосных штанг через два–три колена и чаще, обычно в нижней части колонны, причем нижний скребок устанавливают на первой штанге над плунжером глубинного насоса.
Во время движения штанг со скребками-завихрителями вверх и
вниз в насосных трубах создается завихрение струи, увеличивается
скорость струи возле стенок труб, что препятствует оседанию песка
над насосом. При остановке станка-качалки песок, находящийся
в жидкости, оседает на верхних торцовых площадках скребковзавихрителей, а не на плунжере насоса. Обычно пуск в работу
насосной установки, оборудованной такими скребками, после ее
остановки происходит без осложнений.
Скребки-завихрители применяют и для борьбы с отложениями
парафина в насосных трубах, а также для уменьшения истирания
насосных штанг в искривленных скважинах.
Подкачка нефти в скважину. При эксплуатации малодебитных
скважин, выделяющих значительное количество песка, в целях предупреждения образования песчаных пробок на забое и обеспечения
выноса песка на поверхность, штанговый насос или «хвост» спускают до фильтра, а при работе насоса подливают чистую нефть
в кольцевое пространство (через отверстие в планшайбе) между
подъемными трубами и эксплуатационной колонной. В результате
облегчается подъем песка к приему насоса, что мешает его оседанию на забой скважины.
100
Подача нефти осуществляется от другой (соседней) скважины,
в продукции которой не содержится песка, или из групповой сборной установки, в которую из нескольких скважин подается чистая
(без песка) нефть. Количество подливаемой нефти в затрубное пространство каждой скважины регулируется задвижками, установленными на выкидных линиях групповой установки или специальными
дозаторными установками.
Высокая эффективность процесса подлива жидкости обусловлена тем, что этот способ позволяет регулировать концентрацию
песка в продукции скважины практически в любых пределах.
Для лучшего выноса песка иногда успешно применяют насосные установки с полыми (трубчатыми) штангами, присоединяемыми к плунжеру с помощью специальных переводников.
Жидкость при выходе из плунжера попадает непосредственно
в полые штанги и не соприкасается с наружной поверхностью
плунжера и внутренней поверхностью цилиндра насоса, поэтому
полностью исключается опасность заклинивания плунжера песком.
При этом также увеличивается скорость поступления жидкости на
поверхность по сравнению с обычными установками и, следовательно, достигается лучший вынос песка.
При добыче парафинистой нефти в глубинно-насосных скважинах возникают осложнения, вызванные выпадением парафина на
стенках подъемных труб и в узлах насоса.
Отложения парафина на стенках подъемных труб уменьшают
их поперечное сечение, в результате чего возрастает сопротивление
перемещению колонны штанг и движению жидкости.
По мере роста парафиновых отложений увеличивается нагрузка
на головку балансира станка-качалки и нарушается его уравновешенность, а в случае сильного запарафинивания труб снижается и
коэффициент подачи насоса. Отдельные комки парафина, проникающие в насос извне, попадая под клапаны, могут нарушить их герметичность.
Значительные затруднения создают отложения парафина
в подъемных трубах по время подземного ремонта скважины. При
подъеме штанг плунжер или вставной насос срезает парафин со
станок труб и образует над собой сплошную парафиновую пробку,
которая выталкивает всю жидкость из труб на поверхность, загрязняя территорию вокруг скважины. Часто подъем штанг сопровож-
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]