Файл: национальный исследовательский томский политехнический университет оператор по исследованию скважин.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.11.2023
Просмотров: 382
Скачиваний: 9
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Осложнения при эксплуатации УЭВН
Наиболее слабым местом в винтовых насосах является обойма из эластомера, которая при недостатке смазки выходит из строя. Обычные причины разрыва обоймы следующие:
• избыточное давление;
Эксцентриситет
Шаг статора
Ротор
Статор
63
• откачивание флюида с высоким содержанием твердой фазы (ис- тирание);
• несовместимость материалов (агрессивное воздействие химиче- ских веществ);
• высокий расход газа через насос (нагревание и разбухание).
Тип разрыва – высокое давление. Нештатное закрытие клапанов выкидной линии скважины может привести к созданию избыточного давления в полостях, последующей закупорке насоса и разрыву эласто- мера.
Тип разрыва – истирание. Высокое содержание и абразивность твердой фазы флюида, высокая частота вращения насоса, неправильно подобранный тип эластомера приводят к образованию шероховатостей, повышенному износу и разрыву статора (обычно по меньшему диаметру).
Тип разрыва – агрессивное воздействие химических веществ. Воз- действие легких фракций углеводородов и ароматических соединений, несовместимых с эластомером, приводит к увеличению объема (разбу- ханию) эластомера и размягчению его поверхности. В результате про- исходит снижение КПД насоса и увеличение величины крутящего мо- мента, необходимого для его вращения.
Тип разрыва – повышенная температура. Это приводит к повыше- нию скорости окисления, снижению прочности на растяжение и увели- чению жесткости эластомера. Поверхность эластомера становится хрупкой, с множеством трещин.
Преимущества способа эксплуатации скважин с применением УЭВН:
• относительная простота конструкции рабочих органов;
• гибкость в использовании и надежность при правильном приме- нении;
• экономное расходование электроэнергии;
• высокий объемный КПД;
• отсутствие эффекта эмульгирования флюида.
Недостатки способа эксплуатации скважин с применением УЭВН:
• ограничение по глубине скважин;
• ограничения производительности;
• ограниченный диапазон рабочих температур (до 120 °С);
• снижение эффективности эксплуатации на обводненной продукции;
• несовместимость эластомеров с определенными жидкостями и газами, включая:
– ароматические углеводороды (до 12 %);
– H
2
S (до 6 %);
– CO
2
(до 30 %).
64 3.8. Эксплуатация газовых скважин
Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти выражается в его невысокой плотности, высокой упруго- сти, значительно меньшей вязкости. Газ в продуктивном пласте облада- ет достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Это определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, за- ключающуюся в том, что газ добывают в основном фонтанным спосо- бом. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб. При этом сложная и протяжен- ная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герме- тична и представляет собой единое целое.
Газовые и газоконденсатные скважины бурятся для извлечения уг- леводородных компонентов пластового флюида на поверхность Земли.
Таким образом, они предназначены:
• для движения газа из пласта в поверхностные установки про- мысла;
• разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов;
• предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного време- ни в сложных, резко изменяющихся условиях:
• давление газа в скважинах доходит до 100 МПа;
• температура газа достигает 250 °С;
• горное давление за колоннами на большой глубине превышает
250 МПа.
Кроме того, в процессе освоения, исследований, капитального ре- монта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура и состав газа, движущегося в скважине. При таких услови- ях эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надеж- ности, долговечности и безопасности работы, предотвращению откры- тых газовых фонтанов. Условиям надежности, долговечности и безо- пасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой сква- жины, так и оборудование ее ствола и забоя. Оборудование устья и за- боя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практиче- ски аналогичны нефтяным скважинам.
65
Конструкция скважины
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту [21].
Подземное оборудование ствола газовой скважины устроено таким образом, что позволяет осуществлять:
• защиту скважины от открытого фонтанирования;
• освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;
• воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсифика- ции притока газа к скважине;
• эксплуатацию скважины на установленном технологическом ре- жиме;
• замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется сле- дующее основное подземное оборудование (рис. 3.13).
Рис. 3.13. Оборудование газовой скважины
1 – разобщитель (пакер);
2 – циркуляционный клапан;
3 – ниппель;
4 – устройство для автоматического закрытия цен- трального канала скважины (забойный клапан- отсекатель с уравнительным клапаном, переводник и замок);
5 – разъединитель колонны НКТ;
6 – ингибиторный клапан;
7 – клапан аварийный, срезной;
8 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);
6 – жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования;
10 – хвостовик
66
Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспе- чения заданного дебита газа и газового конденсата. Это зависит во мно- гом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненно- сти, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов
(сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продук- тивных пластов одной скважиной.
На устье каждой скважины устанавливается фонтанная арматура, которая обеспечивает:
• подвеску фонтанных труб и герметизацию устья скважины;
• осуществление контроля и регулировки режимов работы скважины;
• проведение исследовательских и ремонтных работ.
При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герметична и представляет собой единое целое.
Технологические режимы эксплуатации газовых скважин
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называ- ется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины [21].
Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа га- зовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающе- го коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным ре- жимных исследований скважин с использованием специального под- земного и наземного оборудования (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) и приборов (нейтронный, акусти- ческий, плотностный каротаж; шумомеры, глубинные дебитомеры, из- мерители давления и температуры).
В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторо- ждениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин:
• режим постоянного градиента давления на забое скважины харак- терен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежание этого скважину следует экс- плуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого значе- ния, ограниченного величиной устойчивости пород к разрушению;
• режим постоянной депрессии на пласт устанавливается при раз- личных факторах: близость подошвенной и контурной воды, деформа- ция коллектора при значительных депрессиях, смятие колонны, воз-
67 можность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др. Пре- делы, ограничивающие величину депрессии, являются переменной ве- личиной в процессе разработки;
• режим постоянного забойного давления устанавливается при от- сутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разруше- ния пласта, превышения допустимой величины скорости потока;
• режим постоянной скорости фильтрации на забое применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабой- ной зоны глинистого раствора и твердых частиц;
• режим постоянного градиента давления по оси скважины приме- няется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды;
• режим постоянной скорости газа на устье. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном се- чении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение.
Осложнения при эксплуатации газовых скважин
Пескопроявление продуктивного пласта. При этом на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, су- щественно снижающие дебит скважин. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлением на забое:
• предотвращение образования песчаных пробок за счет ограниче- ния дебита скважин;
• выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, к устью скважины.
Если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохране- нием высокого дебита скважины. В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Применяют также за- крепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину зака- чивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и це- ментирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и уда- ляется из них при освоении скважин. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважин.
68
Обводнение призабойной зоны приводит к таким отрицательным последствиям, как снижение дебита скважины, сильное обводнение га- за, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделе- ния воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабой- ной зоны скважины. Применяют периодическое и непрерывное удале- ние влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги отно- сят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифон- ные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в сква- жину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят:
• эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспе- чивающих вынос воды с забоя;
• непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы;
• применение плунжерного лифта;
• откачку жидкости скважинными насосами;
• непрерывное вспенивание жидкости в скважине.
Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из пе- риодических методов удаления влаги, а при больших дебитах – одного из непрерывных методов. Широко применяется относительно недоро- гой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ – пенообразователей. В качестве пенообразователей используют поверх- ностно-активные вещества (ПАВ) – сильные пенообразователи – суль- фанол, синтетические моющие и др. Вспененная жидкость имеет значи- тельно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с пото- ком газа.
Агрессивное действие сероводорода и углекислого газа. Для защи- ты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы:
• ингибирование с помощью веществ ингибиторов коррозии;
• применение для оборудования легированных коррозионно-стой- ких сталей и сплавов;
• применение коррозионно-стойких неметаллических и металли- ческих покрытий,
• использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.
69
Гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая моле- кула углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать
6–17 молекул воды. Так образуются твердые кристаллические вещест- ва, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты на- поминают снег или лед. Это устойчивые соединения, при нагревании или понижении давления быстро разлагающиеся на газ и воду. Образо- вавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепара- торы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Борьба с гидратами, как и с любыми отложениями, ведется в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отда- вать предпочтение методам предупреждения гидратообразования. Если безгидратный режим невозможен, то применяются ингибиторы гидра- тообразования: метиловый спирт СН
3
ОН (метанол), хлористый каль- ций, гликоли.
3.9. Эксплуатация систем поддержания пластового давления
Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует ис- пользования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного ис- точника, обоснованию качества воды и разработке технологии ее подго- товки. Источниками воды для закачки в пласт могут быть:
• открытые водоемы (реки, озера, водохранилища);
• грунтовые подрусловые и артезианские воды;
• глубинные воды нижних и верхних водоносных горизонтов;
• сточные воды.
Качество воды оценивают количественным содержанием:
• механических примесей;
• нефтепродуктов;
• железа и его соединений;
• сероводорода (H
2
S), способствующего коррозии водоводов и оборудования;
• микроорганизмов;
• минеральных солей.
Система водоснабжения ППД
Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления:
• добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт,
70
• распределить ее между нагнетательными скважинами,
• закачать в пласт.
Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на ка- кой стадии разработки находится данное месторождение.
Подготовка вод наземных источников. Основной целью подго- товки воды является достижение необходимых эксплуатационных свойств (способность к нефтевытеснению, вязкость, способность обес- печивать заданный коэффициент охвата пласта) и удаление компонен- тов, вызывающих снижение коэффициента приемистости, ухудшение качества нефти, негативное воздействие на пласт. В зависимости от тре- бований к закачиваемой воде, а также экологических и технико- экономических условий воды наземных источников подготавливаются двумя способами: с подрусловым и с открытым отбором воды.
При открытом отборе из наземного источника непосредственно в водоеме сооружается подводный колодец, в который помещается при- емная сетка насоса первого подъема, который перекачивает освобож- денную от грубых механических примесей воду на установку очистки.
Подрусловый способ подготовки осуществляется по двум схемам: с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном (сифонном) водоот- боре в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода назем- ного источника. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70–90 м от берега водоема и в 150–200 м друг от друга.
Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором использует- ся при их низком стоянии (ниже 8 м). В этом случае каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом с вынесенным на поверх- ность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема.
Подготовка сточных пластовых вод. Сточные воды, используе- мые для поддержания пластового давления, состоят на 85–90 % из до- бытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности приме- няются как специально разработанные методы подготовки сточных пла- стовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды. Вода на водоочистной уста- новке подвергается тем или иным операциям по очистке (коагуляция, фильтрация, обезжелезивание, смягчение, хлорирование, стабилизация).
Для получения надлежащих качеств воды в ряде случаев требуется про- ведение двух-трех процессов.
Наиболее часто применяют следующие методы:
• отстаивание воды;
• фильтрование воды через пористые или иные среды;
Наиболее слабым местом в винтовых насосах является обойма из эластомера, которая при недостатке смазки выходит из строя. Обычные причины разрыва обоймы следующие:
• избыточное давление;
Эксцентриситет
Шаг статора
Ротор
Статор
63
• откачивание флюида с высоким содержанием твердой фазы (ис- тирание);
• несовместимость материалов (агрессивное воздействие химиче- ских веществ);
• высокий расход газа через насос (нагревание и разбухание).
Тип разрыва – высокое давление. Нештатное закрытие клапанов выкидной линии скважины может привести к созданию избыточного давления в полостях, последующей закупорке насоса и разрыву эласто- мера.
Тип разрыва – истирание. Высокое содержание и абразивность твердой фазы флюида, высокая частота вращения насоса, неправильно подобранный тип эластомера приводят к образованию шероховатостей, повышенному износу и разрыву статора (обычно по меньшему диаметру).
Тип разрыва – агрессивное воздействие химических веществ. Воз- действие легких фракций углеводородов и ароматических соединений, несовместимых с эластомером, приводит к увеличению объема (разбу- ханию) эластомера и размягчению его поверхности. В результате про- исходит снижение КПД насоса и увеличение величины крутящего мо- мента, необходимого для его вращения.
Тип разрыва – повышенная температура. Это приводит к повыше- нию скорости окисления, снижению прочности на растяжение и увели- чению жесткости эластомера. Поверхность эластомера становится хрупкой, с множеством трещин.
Преимущества способа эксплуатации скважин с применением УЭВН:
• относительная простота конструкции рабочих органов;
• гибкость в использовании и надежность при правильном приме- нении;
• экономное расходование электроэнергии;
• высокий объемный КПД;
• отсутствие эффекта эмульгирования флюида.
Недостатки способа эксплуатации скважин с применением УЭВН:
• ограничение по глубине скважин;
• ограничения производительности;
• ограниченный диапазон рабочих температур (до 120 °С);
• снижение эффективности эксплуатации на обводненной продукции;
• несовместимость эластомеров с определенными жидкостями и газами, включая:
– ароматические углеводороды (до 12 %);
– H
2
S (до 6 %);
– CO
2
(до 30 %).
64 3.8. Эксплуатация газовых скважин
Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти выражается в его невысокой плотности, высокой упруго- сти, значительно меньшей вязкости. Газ в продуктивном пласте облада- ет достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Это определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, за- ключающуюся в том, что газ добывают в основном фонтанным спосо- бом. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб. При этом сложная и протяжен- ная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герме- тична и представляет собой единое целое.
Газовые и газоконденсатные скважины бурятся для извлечения уг- леводородных компонентов пластового флюида на поверхность Земли.
Таким образом, они предназначены:
• для движения газа из пласта в поверхностные установки про- мысла;
• разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов;
• предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного време- ни в сложных, резко изменяющихся условиях:
• давление газа в скважинах доходит до 100 МПа;
• температура газа достигает 250 °С;
• горное давление за колоннами на большой глубине превышает
250 МПа.
Кроме того, в процессе освоения, исследований, капитального ре- монта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура и состав газа, движущегося в скважине. При таких услови- ях эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надеж- ности, долговечности и безопасности работы, предотвращению откры- тых газовых фонтанов. Условиям надежности, долговечности и безо- пасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой сква- жины, так и оборудование ее ствола и забоя. Оборудование устья и за- боя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практиче- ски аналогичны нефтяным скважинам.
65
Конструкция скважины
Конструкцией скважины называют сочетание нескольких колонн обсадных труб различной длины и диаметра, спускаемых концентрично одна внутри другой в скважину. Колонны обсадных труб скрепляются с породами геологического разреза цементным камнем, поднимаемым за трубами на определенную высоту [21].
Подземное оборудование ствола газовой скважины устроено таким образом, что позволяет осуществлять:
• защиту скважины от открытого фонтанирования;
• освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;
• воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсифика- ции притока газа к скважине;
• эксплуатацию скважины на установленном технологическом ре- жиме;
• замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.
Для надежной эксплуатации газовых скважин используется сле- дующее основное подземное оборудование (рис. 3.13).
Рис. 3.13. Оборудование газовой скважины
1 – разобщитель (пакер);
2 – циркуляционный клапан;
3 – ниппель;
4 – устройство для автоматического закрытия цен- трального канала скважины (забойный клапан- отсекатель с уравнительным клапаном, переводник и замок);
5 – разъединитель колонны НКТ;
6 – ингибиторный клапан;
7 – клапан аварийный, срезной;
8 – колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);
6 – жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования;
10 – хвостовик
66
Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспе- чения заданного дебита газа и газового конденсата. Это зависит во мно- гом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненно- сти, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов
(сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продук- тивных пластов одной скважиной.
На устье каждой скважины устанавливается фонтанная арматура, которая обеспечивает:
• подвеску фонтанных труб и герметизацию устья скважины;
• осуществление контроля и регулировки режимов работы скважины;
• проведение исследовательских и ремонтных работ.
При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герметична и представляет собой единое целое.
Технологические режимы эксплуатации газовых скважин
Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называ- ется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины [21].
Технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа га- зовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающе- го коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным ре- жимных исследований скважин с использованием специального под- земного и наземного оборудования (поверхностные породоуловители, измерители интенсивности коррозии) и приборов (нейтронный, акусти- ческий, плотностный каротаж; шумомеры, глубинные дебитомеры, из- мерители давления и температуры).
В практике эксплуатации газовых скважин на различных месторо- ждениях газ отбирают при следующих условиях на забое скважин:
• режим постоянного градиента давления на забое скважины харак- терен для условий эксплуатации залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скважины. Во избежание этого скважину следует экс- плуатировать при градиенте давления на забое менее допустимого значе- ния, ограниченного величиной устойчивости пород к разрушению;
• режим постоянной депрессии на пласт устанавливается при раз- личных факторах: близость подошвенной и контурной воды, деформа- ция коллектора при значительных депрессиях, смятие колонны, воз-
67 можность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др. Пре- делы, ограничивающие величину депрессии, являются переменной ве- личиной в процессе разработки;
• режим постоянного забойного давления устанавливается при от- сутствии опасности прорыва подошвенных и контурных вод, разруше- ния пласта, превышения допустимой величины скорости потока;
• режим постоянной скорости фильтрации на забое применяют в том случае, если имеется опасность разрушения несцементированного коллектора, а также в случае значительного выноса с забоя и призабой- ной зоны глинистого раствора и твердых частиц;
• режим постоянного градиента давления по оси скважины приме- няется в крепких коллекторах при наличии подошвенной воды;
• режим постоянной скорости газа на устье. Условием отбора газа будет максимально допустимая скорость газа в верхнем поперечном се- чении колонны НКТ, при которой линейная скорость коррозии имеет допустимое значение.
Осложнения при эксплуатации газовых скважин
Пескопроявление продуктивного пласта. При этом на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, су- щественно снижающие дебит скважин. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлением на забое:
• предотвращение образования песчаных пробок за счет ограниче- ния дебита скважин;
• выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, к устью скважины.
Если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохране- нием высокого дебита скважины. В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Применяют также за- крепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину зака- чивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и це- ментирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и уда- ляется из них при освоении скважин. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважин.
68
Обводнение призабойной зоны приводит к таким отрицательным последствиям, как снижение дебита скважины, сильное обводнение га- за, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделе- ния воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабой- ной зоны скважины. Применяют периодическое и непрерывное удале- ние влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги отно- сят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифон- ные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в сква- жину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят:
• эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспе- чивающих вынос воды с забоя;
• непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы;
• применение плунжерного лифта;
• откачку жидкости скважинными насосами;
• непрерывное вспенивание жидкости в скважине.
Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из пе- риодических методов удаления влаги, а при больших дебитах – одного из непрерывных методов. Широко применяется относительно недоро- гой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ – пенообразователей. В качестве пенообразователей используют поверх- ностно-активные вещества (ПАВ) – сильные пенообразователи – суль- фанол, синтетические моющие и др. Вспененная жидкость имеет значи- тельно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с пото- ком газа.
Агрессивное действие сероводорода и углекислого газа. Для защи- ты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы:
• ингибирование с помощью веществ ингибиторов коррозии;
• применение для оборудования легированных коррозионно-стой- ких сталей и сплавов;
• применение коррозионно-стойких неметаллических и металли- ческих покрытий,
• использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования.
69
Гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая моле- кула углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать
6–17 молекул воды. Так образуются твердые кристаллические вещест- ва, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты на- поминают снег или лед. Это устойчивые соединения, при нагревании или понижении давления быстро разлагающиеся на газ и воду. Образо- вавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепара- торы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Борьба с гидратами, как и с любыми отложениями, ведется в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отда- вать предпочтение методам предупреждения гидратообразования. Если безгидратный режим невозможен, то применяются ингибиторы гидра- тообразования: метиловый спирт СН
3
ОН (метанол), хлористый каль- ций, гликоли.
3.9. Эксплуатация систем поддержания пластового давления
Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует ис- пользования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного ис- точника, обоснованию качества воды и разработке технологии ее подго- товки. Источниками воды для закачки в пласт могут быть:
• открытые водоемы (реки, озера, водохранилища);
• грунтовые подрусловые и артезианские воды;
• глубинные воды нижних и верхних водоносных горизонтов;
• сточные воды.
Качество воды оценивают количественным содержанием:
• механических примесей;
• нефтепродуктов;
• железа и его соединений;
• сероводорода (H
2
S), способствующего коррозии водоводов и оборудования;
• микроорганизмов;
• минеральных солей.
Система водоснабжения ППД
Основное назначение системы водоснабжения при поддержании пластового давления:
• добыть нужное количество воды, пригодной для закачки в пласт,
70
• распределить ее между нагнетательными скважинами,
• закачать в пласт.
Конкретный выбор системы водоснабжения зависит от того, на ка- кой стадии разработки находится данное месторождение.
Подготовка вод наземных источников. Основной целью подго- товки воды является достижение необходимых эксплуатационных свойств (способность к нефтевытеснению, вязкость, способность обес- печивать заданный коэффициент охвата пласта) и удаление компонен- тов, вызывающих снижение коэффициента приемистости, ухудшение качества нефти, негативное воздействие на пласт. В зависимости от тре- бований к закачиваемой воде, а также экологических и технико- экономических условий воды наземных источников подготавливаются двумя способами: с подрусловым и с открытым отбором воды.
При открытом отборе из наземного источника непосредственно в водоеме сооружается подводный колодец, в который помещается при- емная сетка насоса первого подъема, который перекачивает освобож- денную от грубых механических примесей воду на установку очистки.
Подрусловый способ подготовки осуществляется по двум схемам: с вакуумным и с насосным отбором. При вакуумном (сифонном) водоот- боре в непосредственной близости от водоема сооружается подрусловая скважина, в которую через грунтовую подушку фильтруется вода назем- ного источника. Подрусловые скважины глубиной до 20 м сооружаются на удалении 70–90 м от берега водоема и в 150–200 м друг от друга.
Схема подготовки подрусловых вод с насосным отбором использует- ся при их низком стоянии (ниже 8 м). В этом случае каждая подрусловая скважина оснащается центробежным насосом с вынесенным на поверх- ность электроприводом. Эти насосы создают систему первого подъема.
Подготовка сточных пластовых вод. Сточные воды, используе- мые для поддержания пластового давления, состоят на 85–90 % из до- бытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности приме- няются как специально разработанные методы подготовки сточных пла- стовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды. Вода на водоочистной уста- новке подвергается тем или иным операциям по очистке (коагуляция, фильтрация, обезжелезивание, смягчение, хлорирование, стабилизация).
Для получения надлежащих качеств воды в ряде случаев требуется про- ведение двух-трех процессов.
Наиболее часто применяют следующие методы:
• отстаивание воды;
• фильтрование воды через пористые или иные среды;