Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Эксплуатация нефтяных скважин. Учебное пособие. Курс лекций
.pdf
81
Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин; в некоторых
случаях они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.
Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо
карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальтены, смолы) и др. Осадки могут быть плотными или
рыхлыми, прочность сцепления с металлом возрастает с глубиной
залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода борьбы с ними на
каждом конкретном месторождении.
Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить
на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы
удаления солевых отложений.
В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка
закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами,
с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых
условиях.
Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей
в трубах – применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически закачивают в пласт или в затрубное
пространство добывающих скважин. Ингибиторы с так называемым
«пороговым эффектом» покрывают микрокристаллические ядра
образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе
во взвешенном состоянии. Наиболее эффективными оказались полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и др.
Менее эффективно применение воздействия на растворы магнитными полями и ультразвуком, а также использование защитных
покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы
с отложением солей в нефтеводосборных трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.
Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и,
в крайнем случае, разбуривают долотом.
При химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадки
карбоната (гидроксида) кальция, которые затем растворяют соляно
кислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразо-
82
вывающих реагентов эффективными оказались карбонат и бикарбонат натрия (калия), а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают
или даже создают непрерывную циркуляцию. Затем закачивают соляно кислотный раствор и промывают водой.
11.2. Осложнения при газлифтной эксплуатации
Нормальная эксплуатация газлифтных скважин иногда нарушается по ряду причин:
1) образование песчаных пробок на забое и в подъемных трубах;
2) отложение солей или парафина в трубах и выкидных линиях;
3) образование сальников из окалины в кольцевом простран-
стве при двухрядном лифте и затрубном пространстве при однорядном лифте;
4) засорение выкидных линий;
5) образование стойких нефтяных эмульсий.
Борьба с отложениями песка. При эксплуатации скважин
в ряде случаев вместе с жидкостью в скважину поступает песок.
Если не будут созданы условия для выноса на поверхность всего
песка, попавшего в скважину, он будет оседать на забое, образуя
песчаную пробку. Такая пробка закрывает фильтр, в результате чего
доступ жидкости из пласта в скважину прекращается. Одни из мер,
предпринимаемых на промыслах против образования песчаных
пробок, имеют цель не допустить поступления большого количества песка в скважину, другие – создать условия, при которых поступающий в скважину песок выносился бы вместе с жидкостью на
поверхность и не оседал в скважине в виде пробки.
Меры против поступления песка в скважину носят режимный
характер и сводятся к ограничению депрессии, т. е. к ограничению
отбора жидкости.
Регулирование отбора жидкости из компрессорных скважин
осуществляется путем изменения глубины погружения подъемных
труб, диаметра подъемных труб или количества нагнетаемого рабочего агента.
Образование песчаной пробки в скважине, в трубах первого
ряда или в подъемных трубах можно определить по показаниям
контрольно-измерительных приборов и по дебиту скважины. Кроме
того, образование песчаной пробки можно обнаружить по следую-
83
щим признакам. Если, например, в процессе эксплуатации скважины подача жидкости прекратилась и из скважины поступает только
воздух (газ) при сниженном давлении, это указывает на то, что, на
забое скважины или в трубах первого ряда на глубине ниже башмака подъемных труб образовалась песчаная пробка. Это же будет
наблюдаться при больших утечках рабочего агента из газлифтной
линии, что обнаруживается при проверке линии.
Для очистки песчаной пробки, образовавшейся на забое, в пространство между эксплуатационной колонной и трубами первого
ряда при двухрядном подъемнике или в пространство между эксплуатационной колонной и подъемными трубами при однорядном
подъемнике прокачивают нефть, не прекращая подачи газа. Иногда
таким способом удается размыть пробку. Если пробку ликвидировать сразу не удается, производят подземный ремонт скважины.
Однорядный лифт не обеспечивает в достаточной мере выноса
песка из скважины. Это объясняется тем, что струя жидкости от забоя до башмака движется по всему сечению скважины, которое
в несколько раз больше сечения подъемных труб, и скорость движения струи часто недостаточна для выноса крупных фракций песка, который осаждается на забое и образует песчаную пробку.
Для устранения этого недостатка подъемные трубы следует
спускать до фильтра, а рабочий агент нагнетать через рабочие и
концевые клапаны, устанавливаемые на подъемных трубах. При
двухрядном или полутора рядном лифтах воздушные трубы также
следует спускать до фильтра для обеспечения высоких скоростей
движения жидкости, поступающей из пласта.
При эксплуатации сильно обводненных скважин иногда
в подъемных трубах, а также в арматуре отлагаются соли вследствие изменения температуры и давления в скважине по сравнению
с пластовыми. Соли отлагаются в верхней части подъемных труб на
протяжении 150–300 м от устья, в результате чего давление рабочего агента повышается и одновременно уменьшается дебит скважины вплоть до полного прекращения подачи.
Для предупреждения выпадения карбонатных солей кальция и
магния в подъемных трубах, а также в арматуре и выкидных линиях
в скважину закачивают различные химические реагенты.
При газлифтной эксплуатации скважин, дающих парафинистую
нефть, парафин откладывается на стенках подъемных труб. Спо-
84
собы предупреждения отложений парафина и очистки труб от образовавшихся отложений аналогичны описанным выше, применяемым при фонтанной эксплуатации. Это применение труб, футерованных стеклом, эмалями или лаками; периодическая очистка труб
механическими скребками, спускаемыми в скважину на проволоке;
тепловой прогрев горячей нефтью или паром.
Кроме того, при этом способе эксплуатации можно применять
летающие скребки плунжерного типа. Диаметр скребка выбирают
несколько меньше диаметра труб, чтобы скребок мог свободно проходить по всей колонне, не застревая в стыках. При большой корке
парафина на трубах, очистку начинают скребками небольшого диаметра, постепенно увеличивая его. Для очистки труб такими скребками внизу колонны устанавливают нижний ограничитель или
амортизатор, в верхней части арматуры – верхний амортизатор.
Устранение металлических сальников. При эрлифтной эксплуатации сжатый воздух проходит довольно значительное расстояние от компрессорной станции до скважин. Движение воздуха по
трубам, особенно если в воздухе содержится много влаги, сопровождается коррозией металла. Установлено, что заметная коррозия
наступает при 70–80 %-ой влажности. Кроме того, на коррозию
влияет давление; с увеличением его возрастает скорость образования коррозии.
Иногда коррозию труб вызывает серная кислота, образовавшаяся вследствие взаимодействия сернистых соединений в нефти
с кислородом нагнетаемого воздуха. Для уменьшения коррозии
проводят следующие мероприятия:
а) покрывают внутренние поверхности труб лаком, стеклом или
эмалью;
б) осушают воздух в конденсационных горшках;
в) периодически изменяют направление движения воздуха
с кольцевой системы на центральную и наоборот.
Хорошее средство по предупреждению образования сальников –
подача в скважину с помощью дозировочных насосов вместе с воздухом поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Если указанными выше методами не удается ликвидировать образовавшиеся сальники, то производят подземный ремонт скважин.
Борьба с образованием эмульсий. При поступлении из пласта
вместе с нефтью воды может образоваться стойкая эмульсия.
85
Эмульсионную нефть транспортируют отдельно от чистой. Затем на
соответствующих установках эмульсию разлагают на нефть и воду.
Все это повышает себестоимость добычи нефти. Одно из эффективных мероприятий, предупреждающих образование эмульсии – применение в качестве рабочего агента нефтяного газа.
Хорошие результаты по получению чистой нефти из скважин
получают при внутрискважинной деэмульсации. Сущность метода
заключается в том, что в кольцевое пространство вместе с сжатым
воздухом подается жидкий деэмульгатор, предотвращающий образование эмульсии.
Подача деэмульгатора нужной концентрации в газлифтные линии производится с помощью дозировочных насосов.
11.3. Эксплуатация малодебитных скважин
С учетом уменьшения возможной производительности штанговых глубинных насосов все скважины с дебитом до 5 м3/сут при
высоте подъема жидкости до 1400 м и с дебитом до 3 м3/сут при
высоте подъема жидкости более 1400 м относятся к малодебитным.
Основанием к выделению малодебитных скважин в особую группу
явилась необходимость применения в таких скважинах специального малопроизводительного и облегченного оборудования, работающего по подобранному к каждой скважине режиму.
В категорию малодебитных скважин с дебитом жидкости до
5 м3/сут можно отнести значительную долю глубинно-насосного
фонда на месторождениях России. Даже на залежах, приуроченных
к высокопродуктивным коллекторам, примерно 20–30 % фонда добывающих скважин относится к малодебитным.
Задача поддержания оптимальных условий добычи нефти требует повышенного внимания к этой категории скважин. Дело в том,
что большинство из них работает на непрерывном режиме, а часть
фонда переводится на периодическую откачку, но нередко с режимом работы, не соответствующим рациональному.
Фонд малодебитных скважин требует для бесперебойного
функционирования использование значительной доли людских и
материальных ресурсов, которыми располагает нефтегазодобывающее предприятие. В связи с этим и с учетом особенностей деятельности предприятий в рыночных условиях необходимо постоянно совершенствовать методику выбора способов подъема скважин-
86
ной продукции на дневную поверхность, режима работы установленного насосного оборудования, а также улучшать информационное обеспечение, необходимое для выбора и поддержания оптимальных условий эксплуатации малодебитных скважин.
Эксплуатация имеющегося в распоряжении предприятий объединения насосного оборудования в малодебитных скважинах характеризуется низкой производительностью. Насосы работают
с малым коэффициентом подачи из-за низкого динамического
уровня жидкости в скважинах, попадания большого количества газа
в цилиндры насосов, а также из-за малого наполнения их откачиваемой жидкостью. Как следствие, ШСНУ быстро выходят из строя
из-за преждевременного износа и разрушения оборудования.
Анализ технико-экономических показателей эксплуатации
ШСНУ показал, что уменьшение коэффициента подачи ШГН в малодебитных скважинах от 0,4 до 0,2 и 0,1 приводит к существенному росту удельных затрат на подъем скважинной продукции. Так,
например, расход электроэнергии на 1 т добываемой жидкости
с уменьшением коэффициента подачи в указанных пределах увеличивается с 90 до 132 и 162 кВт/ч соответственно.
Некоторое возрастание коэффициента подачи ШГН обеспечивается, прежде всего, путем увеличения длины хода плунжера, затем изменением числа качаний головки балансира и, лишь в последнюю очередь, выбором насоса другого диаметра.
Из-за низкого коэффициента полезного действия установленного на малодебитных скважинах насосного оборудования, увеличения частоты подземных ремонтов в случае непрерывной эксплуатации, простоев скважин в ожидании ремонтов из-за перегруженности ремонтных бригад и ряда других осложнений приходится переводить эту категорию скважин на периодическую эксплуатацию,
несмотря на очевидную потерю в добыче нефти.
Видно, что малодебитные скважины распределяются по интервалам изменения дебитов жидкости крайне неравномерно.
Следует отметить, что основную добычу нефти из малодебитных скважин, равную 95–96 %, дает группа скважин, дебиты которых изменяются в пределах от 2 до 5 м3/сут. На долю первой группы с дебитами от 0 до 1 м3/сут и второй группы скважин с дебитами
от 1,1 до 2 м3/сут. приходится всего 4–5 % объема добычи нефти из
малодебитных скважин.
87
11.4. Анализ причин малодебитности скважин
Нефтегазоносные пласты – это коллекторы, одновременно
насыщенные нефтью, газом и водой при определенных давлениях и
температурах.
В результате комплекса процессов, протекающих в длительный
геологический период, продуктивный пласт приобретает относительно равновесное состояние. После вскрытия его скважиной возникает призабойная зона пласта, в которой произошли, происходят
и будут происходить различные процессы, нарушившие или нарушающие первоначальное равновесное механическое и физикохимическое состояние породы. Все указанные процессы возникают
с момента вскрытия кровли пласта, а по мере разбуривания породы
распространяются в глубь призабойной зоны пласта по нарастающей вскрытой толщине. Радиус ПЗП определить невозможно. Под
этим термином понимается некоторый условный средний радиус,
ограничивающий зону пласта по простиранию по всей его толщине,
в которой происходят все процессы и явления, обусловленные
вскрытием пласта. Эта зона может иметь самую разнообразную
конфигурацию (рис. 11.1).
Рис. 11.1. Схема призабойной зоны пласта: УЗП – удаленная зона пласта;
ПЗП – призабойная зона пласта; рг – горное давление;
рб – равнодействующая горного бокового давления; rс – радиус скважины;
rд – радиус скважины по долоту; r – радиус до произвольной точки пласта;
r
– радиус призабойной зоны пласта
пзп
Через ПЗП из продуктивного пласта в скважину происходит
фильтрация пластового флюида. Если же фильтрационноемкостные свойства пород ПЗП по сравнению с первоначальным
состоянием пласта по каким-либо причинам изменились (ухудшение или улучшение), то и продуктивность его будет иной по сравнению с природным ее значением.
88
кh(p р )
Q,
кh
K,
Rklgr
Состояние ПЗП при вскрытии пласта определяется: литологическим составом пород, плотностью упаковки частиц породы; механическими напряжениями в породе; гидродинамическим влиянием трещин; загрязнением пород и физико-химическими процессами,
протекающими в коллекторе; фильтрационным движением жидкостей, распределением давления и температуры в пласте.
Дебит скважины зависит от ряда факторов, связанных с естественной характеристикой пласта-коллектора, таких как коэффициенты пористости и проницаемости, эффективная толщина, вязкость
фильтрующихся флюидов и др. При справедливости линейного закона фильтрации Дарси дебит Q скважины, расположенной в центре кругового пласта толщиной h и радиусом контурного питания
Rк, при установившейся фильтрации можно рассчитать по формуле:
2
где k – коэффициент проницаемости породы; h – толщина пласта;
рПЛ и р
пласта и забое работающей скважины; rпр – приведенный радиус
скважины.
– давление соответственно на контуре питания кругового
ЗАб
Комплекс параметров:
= (11.1)
p
lg
m
2
-
плзаб
R
k
r
пр
p
= (11.2)
входящих в формулу (11.1), принято считать коэффициентом продуктивности скважины.
Из выражения (11.2) видно, что за единицу измерения коэффициента продуктивности можно принять м3/(с∙Па). Однако в расчетах
по технологии добычи нефти коэффициент продуктивности принято измерять в м3/(сут∙МПа) или т/(сут∙МПа). Таким образом, формула (11.1) позволяет рассчитать ожидаемый потенциальный дебит
скважин с определенным приближением по картам распределения
коэффициента проницаемости и карте равных толщин продуктивного пласта. Путем наложения указанных карт, построенных в одинаковых масштабах, можно построить карту распределения ожида-
m
пр
89
емых значений коэффициентов продуктивности пласта, необходимую для оперативного контроля за качеством выполнения технологических операций по первичному вскрытию пласта. К сожалению,
такие карты равных потенциальных коэффициентов продуктивности пластов из-за ряда объективных и субъективных причин
в настоящее время используются редко. Это, в свою очередь, затрудняет достоверную оценку причин существенного уменьшения
дебитов новых скважин по сравнению с соседними, дренирующих
один и тот же продуктивный пласт.
Коэффициент продуктивности реальной скважины определяется путем проведения гидродинамических исследований методом
пробных откачек на установившихся режимах, является основным
параметром скважины, позволяющим проектировать и поддерживать оптимальный режим ее работы.
При отклонениях процесса фильтрации от линейного закона
Дарси данные гидродинамических исследований обрабатываются
соответствующими методами и, как правило, определяются константы, входящие в формулу притока флюидов в скважине.
Состояние ПЗП может быть ухудшено при первичном и вторичном вскрытиях пласта, креплении скважины, глушении ее перед
многочисленными ремонтами, а также в процессе эксплуатации изза АСПО в порах породы, неорганических солей, механических
примесей и др.
Причины, вызывающие ухудшение проницаемости ПЗП при
первичном и вторичном вскрытиях продуктивного пласта, принято
делить на четыре группы:
1) обусловливающие механическое загрязнение ПЗП;
2) физико-литологические, приводящие к разбуханию пласто-
вого цемента при контакте с водой;
3) физико-химические;
4) термохимические.
К причинам, обусловливающим механическое загрязнение
ПЗП, относятся: засорение пористой среды ПЗП твердой фазой бурового или промывочного раствора при бурении скважины. Многочисленные исследования показали, что глубина проникновения частиц в песчаниках в зависимости от размеров пор и фильтрационных каналов колеблется в пределах 1–20 мм. В крупнозернистых
песках твердая фаза глинистого раствора проникает на большие
90
расстояния – до сотни метров. Во время перфорации скважин заглинизированный и зацементированный слой песчаников обычно
пробивается, поэтому существенного влияния на ухудшение проницаемости ПЗП он не оказывает; в крупнозернистых песках и гравелитовых пропластках проницаемость ПЗП по этой причине может
существенно ухудшиться; загрязнение ПЗП илистыми частицами,
содержащимися в воде, закачиваемой в пласт для поддержания пластового давления. Проницаемость ПЗП в этих случаях снижается
иногда в 10 раз и более:
– проникновение глинистого и особенно тампонажного растворов в трещины, что в несколько раз снижает среднюю проницаемость ПЗП;
– обогащение ПЗП коллоидно-дисперсной системой за счет кольматажа и суффозии при возвратно-поступательном движении фильтрата и пластового флюида в процессе спускоподъемных операций;
– ухудшение проницаемости призабойной зоны во время эксплуатации скважины вследствие кольматации минеральных частиц,
приносимых жидкостью из удаленных зон пласта. При кольматаже
илистые частицы, вносимые в пористую среду ПЗП фильтрующейся
жидкостью, располагаются так, что становятся обтекаемыми и мало
препятствуют фильтрации, в период же инфильтрации жидкости
эти частицы оказываются не обтекаемыми; они смещаются и закупоривают фильтрационные каналы, в результате чего происходит
явление обратного клапана, что, в свою очередь, ухудшает проницаемость пористой среды.
Радиус кольматажа в ПЗП зависит от значения и распространения перепада давления, а также от времени и объема извлеченной
из ПЗП жидкости.
Физико-литологическая группа причин ухудшает проницаемость ПЗП вследствие действия пресной воды на цемент и скелет
породы. Это ухудшение обусловлено проникновением в ПЗП фильтрата бурового раствора или воды при первичном вскрытии пласта;
прорывом посторонних пластовых слабоминерализованных вод в
продуктивный пласт.
Ухудшение проницаемости ПЗП происходит и по другим причинам, а именно:
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]