Отчет по практике. разработка и эксплуатация месторождений

     3.2.2. Снижение давления  на пласт компрессором 

  Если замещение раствора водой не приносит результатов, прибегают к дальнейшему уменьшению плотности: в ствол подают сжатый компрессором воздух. При этом удается оттеснить столб жидкости до башмака насосно-компрессорных труб, уменьшив таким образом противодавление на пласт до значительных величин.

      В некоторых случаях может оказаться эффективным метод периодической подачи воздуха компрессором и жидкости насосным агрегатом, создавая последовательные воздушные порции. Количество таких порций газа может быть несколько, и они, расширяясь, выбрасывают жидкость из ствола.

      С целью повышения эффективности  вытеснения по длине колонны насосно-компрессорных  труб устанавливают пусковые клапана-отверстия, через которые сжатый воздух поступает  внутрь НКТ сразу же при входе  в скважину и начинает «работать» т.е. поднимать жидкость и в затрубном пространстве, и в НКТ. 

      3.2.3. Свабирование 

      Метод заключается в спуске в НКТ  специального поршня-сваба, снабженного  обратным клапаном (рис 2.15.). Перемещаясь  вниз, поршень пропускает через себя жидкость, при подъеме вверх –  клапан закрывается, и весь столб жидкости, оказавшийся над ним, вынужден подниматься вместе с поршнем, а затем и выбрасываться из скважины. Поскольку столб поднимаемой жидкости может быть большим (до 1000 м), снижение давления на пласт может оказаться значительным. Так, если скважина до устья заполнена жидкостью, а сваб может быть спущен на глубину 1000 м, то уменьшение давления произойдет на величину уменьшения столба жидкости в затрубном пространстве, откуда часть жидкости перетечет из НКТ.

      Процесс свабирования может быть повторен многократно, что позволяет снизить давление на пласт на очень большую величину. 

     3.2.4. Имплозия 

     Если  в скважину опустить сосуд, заполненный  воздухом под давлением, затем мгновенно сообщить этот сосуд со стволом скважины, то освободившийся воздух будет перемещаться из зоны высокого давления в зону низкого, увлекая за собой жидкость и создавая таким образом пониженное давление на пласт.

     Подобный  эффект может быть вызван, если в  скважину спустить предварительно опорожненные от жидкости насосно-компрессорные труды и мгновенно перепустить в них скважинную жидкость. При этом противодавление на пласт уменьшится и увеличится приток жидкости из пласта.

     Вызов притока сопровождается выносом  из пласта принесенных туда механических примесей, т.е. очисткой пласта. 

     4. Подъем нефти на  дневную поверхность 

      Подъем  нефти на дневную поверхность  получил название «добыча нефти», по аналогии с известными «добыча  угля», «добыча руды». Однако, кроме  названия, они существенно отличаются по технологии процесса извлечения.

      Разделяют два вида осуществления этого  процесса – фонтанный и механизированный. При фонтанном способе нефть поднимается на поверхность за счет внутренней энергии пласта, при механическом способе – прибегают к принудительному способу подъема с помощью различных устройств, спускаемых в скважину.

      Фонтанный способ добычи экономичен и существует в первоначальный период разработки месторождения, пока запасы пластовой энергии достаточно велики. Затем на смену ему приходят механизированные способы. В зависимости от применяемых методов механизированные способы подразделяют на компрессорный и насосный. Последний включает в себя добычу нефти с помощью штанговых и бесштанговых насосов.

     Рассмотрим  способы добычи нефти, получившие в  настоящие время применение. 

     4.1. Фонтанный способ  добычи нефти. 

     4.1.1. Баланс пластовой  энергии

      

      Когда давление, под которым находится  нефть в пласте, достаточно велико, нефть самопроизвольно поднимается  на поверхность по стволу скважины. Таким способ подъема нефти получил  название фонтанного.

      На  что же расходуется пластовок  давление и какова должна быть его  величина, чтобы обеспечить фонтанирование? Во-первых, необходимо преодолеть противодавление заполненного жидкостью ствола скважины – гидростатическое давление Р_гст. Во-вторых, надо компенсировать потери, возникающие при движении жидкости в колонне обсадных труб и насосно-компрессорных труб – гидравлические потери Р_гид. В-третьих, необходимо обеспечить транспортировку жидкости от устья скважины до сборного пункта – Р_тр. Кроме того устье скважины может оказаться выше или ниже сборного пункта и когда необходима энергия на преодоление геометрической разницы высот – Р_т. Надо также учесть, что при движении жидкости из зоны повышенного давления (пласт) в зону пониженного давления (скважина) из нее выделяется газ, который, расширяясь, помогает подъему. Обозначив это влияние газа через Р_газ, получим условие фонтанирования:

      Р_пл =  Р_гст + Р_гид + Р_тр - Р_газ + Р_г                                      (4.1)     

       Подробно  теория фонтанирования разработана академиком А.П.Крыловым.

      При проектировании режима работы фонтанной  скважины надо иметь ввиду следующее.

      Приток  жидкости из пласта тем больше, чем  меньше будет давление на забое –  Р_заб. В то же время пропускная способность подъемника будет тем выше, чем больше будет давление на забое. В процессе работы пласта и подъемника установится равновесие системы – «пласт-подъемник».

      Приток  жидкости из пласта описывается формулой.

      q_n = K(Pпл - Рзаб)ⁿ                                                                         (4.2)

      Где К – коэффициент продуктивности, куб.м./сут.Мпа; Р_пл-пластовое давление, Мпа; Рзаб – забойное давление, Мпа.

       Пропускная  способность подъемника определяется по формуле (4.5), поэтому необходимо стремиться к соблюдению условия

      q_n = q_max

      Если  НКТ спущены до забоя, то Рзаб в  формуле (4.2) есть забойное давление. Если НКТ выше забоя, так что глубина  скважины Н больше глубины спуска НКТ L: (LH), то:

      Рзаб  – Рбаш + (H – L)* p*q                                 (4.3)

      В этом случае формула (4.2) примет вид

      q_n = K[Pпл – Рбаш - (H – L)* p*q]ⁿ                               (4.4)

      где Рбаш – давление на входе в лифт; р-плотность жидкости.

      При глубине подвести лифта L его диаметр d определится из формулы

                                         (4.5)

      При заданном диаметре лифта глубина  его спуска составит:

                                                  (4.6)

     где Ру-давление на устье скважины. 
 
 
 

4.1.2. Осложнения при  работе фонтанной  скважины. 

      Отложения парафина

      Часто встречающимся осложнением при  работе фонтанных скважин является выпадение из нефти парафина, солей, вынос песка, прорывы газа.

      По  содержанию парафина нефти принято  делить на три класса:

      1 – беспарафинистая (содержит  менее 1% парафина по массе); 2 – слабопарафинистая (содержит 1-2% парафина по массе); 3 – парафинистая (содержит более 2% парафина по массе).

       Безводная девонская нефть Туймазинского  нефтяного месторождения, например, содержит от 3,7 до 5,5% парафина: пласт Д1 – 5%, пласт Дп – 6 %, турнейский - 1,9%, угленосный – 3,7%. Месторождения Мангышлака содержат 15-20% парафина (Узень и Жетыбай).

      Добыча  нефти при наличии в ней  парафина осложняется выпадением парафиновых отложнений в трубах, затрубном пространстве, в выкидных линиях, в резервуарах.

      Парафиновые отложения состоит из парафина, нефти, смолистых компонентов нефти, а также воды, твердых частиц, глины и песка.

      Парафиновые отложения нарушают нормальную работу скважин: их приходится останавливать на ремонт, что приводит к потере добычи нефти.

      В условиях Башкирии затраты на депарафинизацию  промыслового оборудования составляют около 10% от себестоимости добываемой нефти.

      Начало  отложения парафина отмечается на глубине 800-900 м. Наибольшие отложения наблюдаются  примерно на глубине 100-200 м.

      Фонтанный лифт диаметром 73 мм при дебите скважины 75 т/сут. полностью запарафинивается примерно за пять суток. За это время в лифте скапливается более 1000 кг парафина. Средний дебит скважины при этом снижается до 50 т/сут.

      Рассмотрим  некоторые факторы, влияющие на выпадение парафина из нефти.

       В пластовых условиях парафин обычно находится в растворенном состоянии. При снижении давления и температуры нарушается первоначальное физико-химическое равновесие. В результате начинает выделяться из раствора парафин в виде мельчайших кристаллов, которые сначала находятся в нефти во взвешенном состоянии, а впоследствии осаждаются на твердых поверхностях оборудования.

      Выпадению парафина способствует снижение температуры  в лифте. Температура начала кристаллизации парафина для месторождений Татарии и Башкирии находится в пределах 15…35 градусов С.

      Снижение  температуры в лифтовых трубах происходит в связи с выделением газа из нефти, которое обусловлено в свою очередь  снижением давления по мере перемещения  частиц газа в нефти от забоя скважины к устью, а также при снижении устьевого давления.

      Опишем  метод борьбы с парафином, в основу которого положено свойство парафина прилипать только к шероховатым  поверхностям. Ученые С.Ф.Люшин и  В.А.Рассказов установили, что на гладких поверхностях отложение парафина не наблюдается. Группой ученых объединения «Башнефть» и НГДУ «Туймазанефть», институтов «УралНИТИ» и «ОФ ВНИИКанефтегаз» были разработаны рецептуры материалов и созданы установки для их нанесения на внутреннюю поверхность насосно-компрессорных труб.

      Были  испытаны поверхности, выполненные  из стекла, эмали, эпоксидной смелы. Свойство покрытий различны: стекло температуростойко, кислотоупорно, но хрупко. Вследствие больших нагрузок, действующих на насосно-компрессорные трубы в  скважине и разных величин деформаций металла и стекла, стекло отделяется от труб, осыпается, образуя стеклянные пробки.

      Эмаль более прочна, чем стекло, стойка к агрессивным жидкостям, но также  разрушается при механическом воздействии.

      Следует сказать, что процесс нанесения стекла и эмали требует нагрева трубы до 700^оС и выше, что вызывает изменения в структуре металла и ведет к снижению прочности.

      Эпоксидная  смола является упругим материалом, наносится при температуре +100^оС, процесс нанесения может быть осуществлен в условиях промысловых мастерских. При высоком качестве подготовки поверхности и соответствующем подборе материалов покрытие долговечно и надежно, противостоит парафинообразованию.

      Следует упомянуть и метод борьбы с  парафином, заключающийся в периодическом соскабливании его с поверхности НКТ. Для этой цели была создана целая система, состоящая из скребков переменного сечения, опускаемых в НКТ на проволоке специальной лебедкой, программного реле времени и концевых выключателей.

      Конструктивно скребки были выполнены так, что при движении вниз они уменьшали свой диаметр, что обеспечивало им свободной проход даже при наличии на стенках труб отложений парафина. При подъеме же они увеличивали диаметр и срезали парафин.

      Скребки в некоторых нефтяных районах  применяются и в настоящее время.