Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Основы технологии нефтегазодобычи. Учебное пособие
.pdf
Газо-, нефте- и водопроявления имеют место при проводке
скважин через пласты с относительно высоким давлением, превышающим
давление промывочной жидкости. Под действием напора воды происходит
ее перелив или фонтанирование, а под действием напора нефти или газа –
непрерывное фонтанирование или периодические выбросы.
К мероприятиям, позволяющим избежать газо-, нефте- и во-
допроявлений, относятся:
1) правильный выбор плотности промывочной жидкости;
2) предотвращение понижения ее уровня при подъеме колонны
бурильных труб и при поглощении жидкости.
Прихваты бурильного инструмента возникают по следующим
причинам:
1) образование на стенках скважины толстой и липкой корки, к
которой прилипает бурильный инструмент, находящийся без движения;
2) заклинивание бурильного инструмента в суженных частях ствола
или при резких искривлениях скважины, при обвалах неустойчивых пород,
при осаждении разбуренной породы в случае прекращения циркуляции.
Ликвидация прихватов – сложная и трудоемкая операция. Поэтому
необходимо принимать все возможные меры, чтобы их избежать.
Аварии, возникающие при бурении, можно разделить на четыре
группы:
1) аварии с долотами (отвинчивание долота при спуске инструмента
вследствие недостаточного его закрепления, слом долота в результате
перегрузки и т. д.);
2) аварии с бурильными трубами и замками (слом трубы по телу;
срыв резьбы труб, замков и переводников и т. д.);
3) аварии с забойными двигателями (отвинчивание; слом вала или
корпуса и т. д.);
4) аварии с обсадными колоннами (их смятие; разрушение резьбовых
соединений; падение отдельных секций труб в скважину и т. д.).
121
Для ликвидации аварий применяют специальные ловильные
инструменты (см. рис. 6): шлипс, колокол, метчик, магнитный фрезер,
паук и другие. Однако лучше всего предотвращать аварии, строго
соблюдая правила эксплуатации оборудования, своевременно осуществляя
его дефектоскопию, профилактику и замену.
При бурении вертикальных скважин вращательным способом часто
встречается самопроизвольное искривление скважин, т. е. отклонение их
ствола от вертикального. Искривление вертикальных скважин влечет за
собой ряд проблем: нарушение запланированной сетки разработки
нефтяных и газовых месторождений, повышенный износ бурильных труб,
ухудшение качества изоляционных работ, невозможность использования
штанговых насосов при эксплуатации скважин и т. д.
Причинами искривления скважин являются геологические,
технические и технологические факторы. К геологическим относятся
наличие в разрезе скважин крутопадающих пластов; частая смена пород
различной твердости; наличие в породах, через которые проходит
скважина, трещин и каверн. Техническими факторами, способствующими
искривлению скважин, являются несовпадение оси буровой вышки с
центром ротора и осью скважины; наклонное положение стола ротора;
применение искривленных бурильных труб и т. д. К технологическим
факторам, обусловливающим искривление скважин, относятся создание
чрезмерно высоких осевых нагрузок на долото; несоответствие типа
долота, количества и качества промывочной жидкости характеру
проходимых пород.
В соответствии с перечисленными факторами принимаются меры по
предотвращению искривления скважин. В сложных геологических
условиях применяется особая компоновка низа бурильной колонны,
включающая калибраторы и центраторы. Кроме того, необходимо:
– монтаж оборудования проводить в соответствии с техническими
условиями;
122
– тип долота выбирать соответственно типу пород;
– снижать нагрузку на долото и т. д.
Асфальто-смоло-парафиновые отложения (АСПО) представляют
собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70 %
мас.), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40 % мас.), силикагелевой
смолы, масел, воды и механических примесей.
Нефтяные дисперсные системы относят к классу коллоидов, в
которых АСПВ диспергированы в мальтеновой среде. Очевидно, что
физико-химические и технологические свойства нефтей во многом
обусловлены межмолекулярным взаимодействием в системах
«асфальтены-смолы» и «мальтены-смолы-асфальтены».
Смолы и асфальтены обладают следующими особенностями:
1) химические и физико-химические процессы с участием АСВ носят
коллективный характер. Асфальтены не являются индивидуальными
компонентами, а образуют ассоциативные комбинации, в центре которых
локализованы стабильные свободные радикалы;
2) возникновение сольватной оболочки из диамагнетиков является
непременным условием существования парамагнитных частиц в растворах.
Образование сольватных оболочек ослабляет силы притяжения
парамагнитных молекул и препятствует их рекомбинации в результате
теплового движения;
3) смолы состоят из диамагнитных молекул, часть которых способна
переходить в возбужденное триплетное состояние или подвергаться
гомолизу. Поэтому смолы являются потенциальным источником
асфальтенов;
4) свойства АСВ определяются не элементным составом, а прежде
всего – степенью межмолекулярного взаимодействия компонентов.
Выделяют две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией
является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина
123
непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй
стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более
крупных кристаллов.
На образование АСПО оказывают существенное влияние:
снижение давления на забое скважины и связанное с этим
нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;
интенсивное газовыделение;
уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;
изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных
ее компонентов;
состав углеводородов в каждой фазе смеси;
соотношение объема фаз;
состояние поверхности труб.
Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного
или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и
глубине, поэтому количество и характер отложений не являются
постоянными.
Влияние давления на забое и в стволе скважины. Когда забойное
давление меньше давления насыщения нефти газом, равновесное
состояние системы нарушается, вследствие чего увеличивается объем
газовой фазы, а жидкая фаза становится нестабильной. Это способствует
выделению из нее парафинов. Равновесное состояние может нарушаться
как в пласте, так и в скважине, и выпадение парафина возможно как в
пласте, так и в скважине, начиная от забоя.
При насосном способе эксплуатации давление на приеме насоса
может быть меньше, чем давление насыщения нефти газом. Это может
привести к выпадению парафина в приемной части насоса и на стенках
эксплуатационной колонны. В колонне НКТ, выше насоса, можно
выделить две зоны. Первая – непосредственно над насосом: здесь давление
124
резко возрастает и становится больше давления насыщения. Вероятность
отложения в этой зоне минимальна. Вторая – зона снижения давления до
давления насыщения и ниже, где начинается интенсивное выделение
парафина.
В фонтанных скважинах при поддержании давления у башмака
равным давлению насыщения выпадение парафина следует ожидать в
колонне НКТ. Как показано на практике, основными промысловыми
объектами, в которых наблюдается образование отложений парафина,
являются скважинные насосы, НКТ, выкидные линии от скважин,
резервуары промысловых сборных пунктов. Наиболее интенсивно парафин
откладывается на внутренней поверхности подъемных труб скважин.
Влияние газовыделения. Лабораторными исследованиями показано,
что на интенсивность образования парафиноотложений оказывает влияние
процесс выделения газовых пузырьков в потоке смеси. Известно, что
газовые пузырьки обладают способностью флотировать взвешенные
частицы парафина. При контакте пузырька с поверхностью трубы частицы
парафина соприкасаются со стенкой и откладываются на ней. В
дальнейшем процесс отложения парафина нарастает вследствие его
гидрофобности. На стенке трубы образуется слой из кристаллов парафина
и пузырьков газа. Чем менее газонасыщен этот слой, тем большую
плотность он имеет. Поэтому более плотные отложения образуются в
нижней части подъемных труб, где пузырьки газа малы и обладают
большей силой прилипания к кристаллам парафина и стенкам трубы.
Влияние скорости движения газожидкостной смеси. Интенсивность
образования АСПО во многом зависит от скорости течения жидкости. При
ламинарном течении формирование АСПО происходит достаточно
медленно.
С ростом скорости (при турбулизации потока) интенсивность
отложений вначале возрастает. Дальнейший рост скорости движения
125
газожидкостной смеси ведет к уменьшению интенсивности отложения
АСПО: большая скорость движения смеси позволяет удерживать кристаллы
парафина во взвешенном состоянии и выносить их из скважины. Кроме того,
движущийся поток срывает часть отложений со стенок труб, чем объясняется
резкое уменьшение отложений в интервале 0-50 м от устья скважины. При
больших скоростях движения поток смеси охлаждается медленнее, чем при
малых, что также замедляет процесс образования АСП.
Влияние шероховатости стенок труб. Состояние поверхности
труб влияет на образование отложений. Микронеровности являются
очагами вихреобразования, разрыва слоя, замедлителями скорости
движения жидкости у стенки трубы. Это служит причиной образования
центров кристаллизации отложений, прилипания кристаллов парафина к
поверхности труб, блокирования их движения между выступами и
впадинами поверхности. Когда значение шероховатости поверхности труб
соизмеримо с размерами кристаллов парафина либо меньше их, процесс
образования отложений затруднен.
Влияние температуры в пласте и стволе скважины. Нефть
является сложной по химическому составу смесью компонентов, которые,
в зависимости от строения и внешних условий, могут находиться в разных
агрегатных состояниях. Снижение температуры вызывает изменение
агрегатного состояния компонентов, приводящее к образованию центров
кристаллизации и росту кристаллов парафина. Характер распределения
температуры по стволу скважины существенно влияет на
парафинообразование и зависит от:
– интенсивности передачи тепла от движущейся по стволу скважины
жидкости окружающим породам. Теплопередача зависит от градиента
температур жидкости и окружающих скважину пород и теплопроводности
кольцевого пространства между подъемными трубами и эксплуатационной
колонной;
126
– расширения газожидкостной смеси и ее охлаждения, вызванного
работой газа по подъему жидкости.
Основные осложнения, возникающие при добыче природного
газа
Природный газ газовых месторождений в пластовых условиях
насыщен парами воды. Содержание водяных паров в газе зависит от состава
газа, давления и температуры. При наличии влаги в газе в определенных
условиях могут образоваться гидраты. Гидраты природных газов
представляют собой белые кристаллические вещества, похожие на лед или
плотный снег. Образование гидратов часто затрудняет эксплуатацию
газовых скважин, так как гидраты закупоривают устьевое оборудование и
наземные сооружения. Основными факторами образования гидратов
являются давление и температура: чем выше давление и чем ниже
температура, тем больше создается условий для образования гидратов.
Имеет значение и состав газа: чем больше тяжелых углеводородов содержит
газ, тем ниже давление, при котором могут образоваться гидраты.
В промысловых условиях гидраты образуются в стволе скважин, в
фонтанной арматуре и обвязке, в выкидных линиях (шлейфах), в обвязке
газосборных пунктов, в газосборных коллекторах. Гидраты, откладываясь
внутри трубопроводов, в запорной и регулирующей аппаратуре и т. д.
уменьшают проходные сечения вплоть до полной закупорки, что
приводит к нарушению режима работы скважины и транспорта газа, а
нередко к выходу из эксплуатации скважин и отдельных участков
газосборной системы.
Борьба с гидратами ведется в двух направлениях:
а) предупреждение образования гидратов;
б) ликвидация образовавшихся гидратов.
Образование гидратов в скважинах предотвращают следующими
методами:
127
а) установлением соответствующего технологического режима
работы скважины;
б) непрерывной или периодической подачей на забой скважины
антигидратных ингибиторов;
в) применением футерованных насосно-компрессорных (подъемных)
труб;
г) систематическим удалением с забоя скапливающейся жидкости;
д) путем устранения причин, вызывающих пульсацию газа в
скважине.
Ствол скважины очищают от гидратных отложений: а) продувкой в
атмосферу с необходимой предварительной выдержкой скважины в
закрытом состоянии с целью частичного разложения гидратов под влиянием
тепла окружающих пород; б) закачкой большого объема антигидратного
ингибитора непосредственно на гидратную пробку с выдержкой для
разложения гидратной пробки и с последующей продувкой в атмосферу.
Предупреждение образования гидратов в фонтанной арматуре и в
обвязке скважин, а также в различных участках, узлах и звеньях системы
сбора и транспорта газа осуществляется в зависимости от конкретных
условий следующими методами, применяемыми как самостоятельно, так и
комплексно:
а) обогревом отдельных узлов и участков;
б) вводом в поток газа антигидратных ингибиторов (метанола,
раствора хлористого кальция, диэтиленгликоля и др.);
в) устранением резких перепадов давления, которые вызывают
снижение температуры газа, ведущее к конденсации парообразной влаги и
образованию гидрата;
г) систематическим удалением жидкости скапливающейся в
пониженных местах системы сбора и внутрипромыслового транспорта газа,
при помощи конденсатосборников или дренажных патрубков;
128
д) регулярной продувкой газопроводов от окалины, грязи и т.п., в
местах скопления которых происходит кристаллизация при образовании
гидратов.
Обработка поверхностно-активными веществами. Восстановление
проницаемости призабойной зоны до естественного значения путем
удаления из нее посторонней воды и твердых тонко- и мелкодисперсных
частиц может быть достигнуто обработкой ПАВ. Добавка ПАВ в воду,
применяемую при промывке песчаных пробок, глушении скважин и других
ремонтных работах, также может предотвратить снижение естественной
проницаемости призабойной зоны пласта. Концентрация ПАВ в
поверхностном слое в десятки тысяч раз превышает концентрацию его в
объеме раствора. Благодаря этому процессами, происходящими в
поверхностных слоях, можно управлять при ничтожно малых
концентрациях ПАВ в растворе.
ПАВ представляет собой органическое вещество, получаемое обычно
из углеводородов, входящих, например, в состав нефти. Механизм действия
ПАВ в пористой среде состоит в том, что благодаря снижению
поверхностного натяжения на границе раздела фаз размер капель воды в
среде нефти (в поровом пространстве) уменьшается в несколько раз,
а мелкие капли воды вытесняются из пласта в скважину значительно
быстрее и при меньшей затрате внешней энергии, чем крупные капли.
Следовательно, при снижении межфазового натяжения на границе нефть –
вода увеличиваются скорость и полнота вытеснения воды нефтью из
призабойной зоны.
Некоторые ПАВ, кроме уменьшения поверхностного натяжения,
содействуют еще и гидрофобизации поверхности поровых каналов в
породе, т. е. ухудшают их способность смачиваться водой: при
гидрофобизации твердые частицы породы избирательно лучше
смачиваются нефтью, чем водой. При этом нефть легко расплывается по
129
поверхности поровых каналов, вытесняя оттуда пленочную воду. Пленочная
вода, отрываясь от твердой поверхности, превращается в мелкие капельки,
уносимые в последующем фильтрационным потоком нефти из призабойной
зоны в скважину. Таким образом, гидрофобизация стенок поровых каналов
пород пласта также способствует повышению водоотдачи и снижению
водонасыщенности призабойной зоны. Снижение водонасыщенности
приводит к повышению нефтепроницаемости призабойной зоны и
восстановлению дебита скважины по нефти.
ПАВ влияют на удаление из поровых каналов твердых тонко- и
мелкодисперсных частиц.
Технология обработки призабойной зоны скважины поверхностно-
активными веществами аналогична технологии солянокислотной
обработки. В призабойную зону через НКТ передвижным насосным
агрегатом закачивают концентрированный раствор ПАВ, вслед за которым
закачивают слабо концентрированный раствор в таком количестве, чтобы
все поровое пространство намечаемой зоны обработки было заполнено
активным раствором ПАВ. В качестве растворителя обычно берется нефть.
Радиус зоны обработки принимается от 0,5 до 2,0 м в зависимости от
характеристики пород пласта и типа ПАВ. Исходя из этого, объем раствора
исчисляют из расчета от 0,8 до 2 м
3
на 1 it мощности обрабатываемого
пласта. Концентрация рабочего раствора ПАВ принимается: для сульфонола
10–20 кг/м3, для других ПАВ – от 40 до 80 кг/м3.
Эксплуатация скважины возобновляется через 2–3 суток после
закачки в пласт раствора ПАВ.
Тепловое воздействие на призабойную зону скважин
Тепловые методы воздействия на призабойную зону применяются при
эксплуатации скважин, дающих парафинистые и смолистые нефти. В
процессе эксплуатации таких скважин при понижении температуры нефти
изменяется фазовое равновесие составляющих ее компонентов,
130
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]