vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки.

Исследование фонтанных скважин и установление режима их работы

Фонтанные скважины можно исследовать многими способами. Исследование при установившихся режимах имеет свои особенности. Режим работы скважины изменяют сменной штуцера на другой диаметр, т.е. изменением устьевого давления. После смены штуцера скважину выдерживают некоторое время для стабилизации режима, затем производят замер забойного, затрубного и устьевого давлений дебитов жидкости и газа. Отбирают пробы продукции для определения доли воды и песка.

Дебит жидкости замеряют на групповых замерных установках.

Забойное давление измеряют глубинными манометрами; устьевое и затрубное давление замеряют манометрами установленными на фонтанной арматуре.

По данным исследования строят индикаторные линии и регулировочные кривые, т.е. зависимость параметров работы от диаметра штуцера.

Используются эти графики для определения параметров пласта и скважины.

Установить технологический режим – это значит выбрать такие параметры работы подъёмника, которые обеспечивают получение заданного дебита, при соответственном забойном давлении согласно уравнению притока.

Заданный дебит называется нормой отбора, под которым понимают max дебит скважины допустимый условием рациональной эксплуатации залежи и обеспечивающий продуктивной характеристикой скважины.

При установившемся оптимальном режиме все скважины делятся на 2-е группы:

с ограниченным отбором;

с неограниченным отбором.

Дебит скважины ограничен геолого-технологическими и техническими факторами.

Кпервым можно отнести степень устойчивости пород, наличие подошвенных воды и верхнего газа необходимость ограниченного объёма добывающей воды и сокращение среднего газового фактора.

Необходимо обеспечить равномерное стягивание ВНК.

Ктехническим факторам относится возможность снятия обсадных колон при значительном снижении забойного давления.

Ограниченная мощность эксплуатации оборудования.

При фонтанной эксплуатации дополнительно учитываются следующие критерии:

минимальное забойное давление фонтанирования;

минимальный газовый фактор;

недопущение пульсации в работе.

Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин

Наиболее часто встречаются следующие виды осложнений:

 Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате нарушений герметичности устьевой арматуры;

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Образование АСПО на стенках НКТ и в выкидных линиях;

Пульсация при фонтанировании, могущая привести к преждевременной остановке скважины;

Отложение солей на забое и внутри НКТ.

Открытое фонтанирование в процессе эксплуатации скважины может произойти вследствие нарушения оборудования устья, в частности, фонтанной арматуры. Неплотность соединений или их нарушения вследствие вибрации арматуры, разрывы и «свищи», возникающие в результате разъедающего действия абразивной взвеси в потоке ГЖС, могут быть причиной тяжелых аварий. Для их предупреждения арматура всегда опрессовывается на 1,5-2-кратное ожидаемое рабочее давление. Причем опрессовываются как отдельные элементы, так и арматура в сборе. Для предупреждения открытых выбросов нашли применение различные отсекатели, спускаемые в скважину. Существуют поверхностные отсекатели механического действия, устанавливаемые на манифольдных линиях, которые перекрывают фонтанную скважину при разрывах выкидных линий из-за коррозии или механических повреждений.

Охлаждение нефти при подъеме, выделение из нее газа уменьшает ее растворяющую способность по отношению к парафинам, смолам.

Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина, называется температурой кристаллизации парафина. Она зависит от состава нефти и состава самих парафиновых фракций. Мелкие частицы парафина могут склеиваться вместе со смолами и асфальтенами, прилипать к шероховатостям на стенках НКТ, уменьшая их сечение. Интервал отложения парафинов для месторождений Нефтеюганского региона в среднем до 700-800 метров от устья скважины.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы, стекло стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть как водо-, так и нефтерастворимые ПАВ.

Использование переменного магнитного поля также предотвращает отложение парафина. Для удаления отложений парафина применяют тепловые и механические методы. При

тепловом способе проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважины горячей нефти, перегретого пара или паровоздушной смеси. При этом парафин расплавляется и выносится потоком из скважины по НКТ. При механическом способе используют скребки, которыми соскабливают отложения парафина со стенок труб.

Для предотвращения пульсаций применяют на нижнем конце колонны НКТ специальные рабочие отверстия или клапаны. Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличении плотности жидкости в НКТ, ее дегазации и увеличения давления на забое. Большой объем межтрубного пространства способствует накоплению в нем большого объема газа, который периодически прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб. Забойное давление снижается. После этого скважина длительное время работает на накопление жидкости.

Наличие малого отверстия на некоторой высоте от башмака (30-40м) обеспечивает сравнительно стабильное поступление газа из межтрубного пространства в НКТ, не допуская прорыва этого газа через башмак. После того как накапливающийся газ оттеснит уровень жидкости ниже отверстия, он начинает поступать в НКТ, и пульсация гасится.

Причинами отложения солей считают химическую несовместимость вод, поступающих в скважины из различных пластов или пропластков; перенасыщенность вводно-солевых систем при изменении термодинамических условий. Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин.

Основными компонентами солей могут быть гипс карбонаты кальция и магния.

Все методы борьбы с солеотложениями делятся на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления солевых отложений. Наиболее эффективный метод предотвращения выпадения солей в трубах - применение химических реагентов (ингибиторов

26