Отчёт по практике в ОАО ''Славнефть-Мегионнефтегаз''

 

 

 

1.4.2. Физико-химические свойства воды.

 

Вода продуктивных горизонтов относится к хлоридно-кальциевому  типу. Минерализация от 22,5 г\л до 24,4 г\л. Основные солепроявляющие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора. Содержание сульфат ионов незначительно и колеблется от 1,44 мг\л до 1,92 мг\л.

На нефтепромысловом оборудовании возможно отложение карбонатных  солей в результате нарушения  первоначальных термодинамических  условий при эксплуатации месторождения. Необходимо предусмотреть применение отечественных ингибиторов солеотложения типа ПАФ.

 

 

 

 

Свойства  и ионный состав пластовой воды.

 

Таблица 3.

 

Наименование	Среднее значение
	А1	Б8
1.Газосодержание Rг, м3/т	2,12	2,28
2.В т. ч. сероводорода, м3/т	-	-
3.Объёмный коэфф. Вв	1,018	1,027
4.Вязкость mв, сП	0,43	0,36
5.Общая минерализация,  г/л	22,56	24,42
6.Плотность, г/см3	0,998	0,9905
7.Содержание ионов, (мг/л)/(мг. экв./л) Cl –   SO42-   HCO3-   Ca2+   Mg2+   Na+ + K+	13709,74 386,19 1,44 0,03 109,9 1,8 1064,12 53,1 33,20 2,73 7640,37 332,19	14796,4 416,8 1,92 0,04 256,2 4,2 1835,66 91,6 53,5 4,4 7475,92 325,04

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин.

 

 

Разделяют два вида технологического процесса извлечения нефти на поверхность – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе эксплуатации нефть поднимается на поверхность за счёт внутренней энергии пласта, при механизированном способе – прибегают к принудительному подъему с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

 

Фонтанная эксплуатация – это самопроизвольный подъём нефти на поверхность по стволу скважины под воздействием давления пласта.

Всё оборудование фонтанной скважины можно разделить на две группы – подземное и наземное. Подземное  оборудование включает в себя:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому жидкость поднимается на поверхность;

б) якорь, пакер – для разобщения пласта скважины и эксплуатационной колонны труб от воздействия среды  в процессе эксплуатации и находятся  ниже фланца обсадной колонны.

К наземному оборудованию относятся:

а) устьевая арматура, для герметизации устья скважины;

б) рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки.

Следует отметить, что в силу истощения  энергии продуктивных пластов, фонтанная  эксплуатация на Мегионском месторождении уже не применяется, что в значительной степени отражается на себестоимости извлекаемой нефти, а газлифтный способ эксплуатации не применялся вовсе.

 

2.1. Оборудование устья фонтанной скважины.

 

В скважину с фонтанной  эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.

Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.

Условия работы фонтанной  арматуры определяются:

давлением газов и  газонефтяной среды со стороны скважины;

наличием мехпримесей и скоростью их движения в арматуре;

характером фонтанирования;

химическим составом газа и нефти и их температурой.

Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.

При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению. При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.

В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.

Глубина вскрываемых  пластов, а, следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования арматуру изготавливают по разным схемам (рис. 1). Основные параметры фонтанной арматуры приведены в табл. 4. Один из видов арматуры приведен на рис. 2.                 

Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки.

Основные параметры  фонтанной арматуры

Таблица 4.

 

Стволовая часть елки		Условный проход боковых отводов, мм	Рабочее давление pp , МПа
Условный проход, мм	Номинальный диаметр, мм
50 65 80 100 150	52 65 80 104 152	50 50,65 50,65,80 65,80,100 100	14 14 14	21 21 21 21 21	35 35 35 35	70 70 70 70	105 105 105	140 140

 

Рис. 1. Тройниковые (а – г) и крестовые (д, е) схемы:

1 – манометр; 2 – запорное  устройство к манометру; 3 – фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник; 6 – дроссель; 7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка; 10 – фонтанная елка.

 

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Елка арматуры выполняется тройниковой (одно- или двухструнной) либо крестовой (двухструнной).

Рис. 2. Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника:

1 – манометры; 2 – трехходовой кран; 3 – буфер; 4, 9 – задвижки; 5 – крестовик елки;   6 – переводная катушка;            7 – переводная втулка;               8 – крестовик трубной головки; 10 – штуцеры;   11 – фланец  колонны; 12 – буфер.

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб.

Фонтанная арматура с  выкидной линией соединяется манифольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

 

 

2.2. Регулирование работы фонтанной скважины.

 

Режим работы фонтанных скважин можно изменять: а) создавать противодавления на выкиде фонтанной елки установлением штуцера; б) созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера; в) подбором диаметра и длины колонны подъемных труб.

Устьевые штуцеры применяют нескольких конструкций соответственно характеристике скважины. Отверстие в штуцере подбирают в зависимости от заданного режима работы скважины. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях за боковыми кранами фонтанной елки. Обычно за задвижкой на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер.

На обеих выкидных линиях устанавливают штуцеры с отверстиями одинаковых диаметров с целью сохранения режима работы скважины при смене штуцера.

На рис. 3. изображен штуцер, используемый на скважнах, где в продукции скважины содержится песок.

Для облегчения и ускорения  смены штуцеров применяют быстросменяемые и регулируемые штуцеры.

На рис. 4. показан регулируемый штуцер (дроссель). В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90⁰.

 

Рис. 3. Устьевой штуцер со сменной втулкой:   1 - катушка; 2 - металлическая прокладка; 3 - стальной корпус; 4 - втулка 5 – патрубок.	Рис. 4. Регулируемый штуцер:   1 – втулка штуцера; 2 – наконечник; 3 – корпус;  4 – шток; 5 – патрубок; 6 – маховик.

 

 

2.3. Обслуживание фонтанных скважин.

 

Режим эксплуатации скважины устанавливают на основе обеспечения рационального расхода энергии пласта. Нормальная эксплуатация скважины заключается в получении максимального дебита при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, бесперебойном фонтанировании.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее и обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, pабочее давления на замерных установках, определяют дебит нефти, газа, содержание воды и песка в продукции скважины. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина.

Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные служат исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.

При эксплуатации фонтанных  скважин могут возникай всякого рода неполадки: запарафинивание НКТ, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера и выкидной линии и др. Признаком таких неполадок могут быть изменения буферного и затрубного давлений, дебита нефти, количества воды и песка.

Если засорились НКТ, то буферное давление понижается, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В случае образования песчаной пробки в работающей скважине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это повысит скорость движения продукции по НКТ, что может привести к выносу песка.

Если песчаная пробка образовалась на забое, то затрубное давление падает. Для удаления этой пробки также увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть.

При появлении воды в  скважине необходимо уменьшить дебит. При увеличении дебита и уменьшении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают линию выкида на другую и заменяют штуцер.

Для борьбы с отложениями парафина проводят следующие мероприятия: уменьшение пульсации фонтанирования при максимальном давлении газового фактора; применение механической очистки НКТ различными скребками; покрытие внутренней поверхности НКТ стеклом, эпоксидными смолами, эмалями; расплавление парафина; растворение парафина различными растворителями.