Эксплуатация нефтяных и газовых скважин

реагентов, их высокая стоимость, ненадежность дозировки и подачи к местам отложения парафина пока сдерживают широкое их применение в практике нефтедобычи.

Для удаления парафина тепловыми методами применяют передвижные парогенераторные установки ППУ-ЗМ на автомобильном или гусеничном ходу производительностью пара 1 т/ч при температуре 310 °С, состоящие из прямоточного парового котла, питающих устройств и имеющие запас пресной воды. Такими устройствами пользуются для удаления парафиновых отложений не только в фонтанных трубах, но и в манифольдах и выкидных линиях. Для этого используется насосный агрегат 1АДП-4-150, которым прокачивается горячая нефть, нагретая до 150°С при давлении до 20 МПа и при подаче 4 дм3/с.

Для предотвращения пульсации фонтанных скважин применяются на нижнем конце колонны фонтанных труб специальные рабочие отверстия или клапаны.

Пульсация вызывает преждевременное прекращение фонтанирования в результате кратковременного увеличения плотности столба жидкости в НКТ, его дегазации и увеличения давления на забое. Большой объем межтрубного пространства способствует накоплению в нем большого объема газа, который при условии Рс < Рнас периодически прорывается через башмак НКТ до полной продувки фонтанных труб. Давление на забое понижается. После этого скважина длительное время работает на накопление жидкости.

Наличие малого (несколько мм) отверстия на некоторой высоте (30 - 40 м) от башмака НКТ 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. Если перепад давления в отверстии Δр, то уровень жидкости будет поддерживаться ниже отверстия на глубине a = ΔР·ρ·g. Аналогичную роль выполняет рабочий клапан, в котором при превышении давления сверх установленной величины срабатывает подпружиненный клапан и перепускает газ из межтрубного пространства в НКТ. 8.8.3. Борьба с песчаными пробками

При малой скорости восходящего потока, особенно в интервале между забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации неустойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается песок - образуется песчаная пробка, снижающая приток или вообще останавливающая фонтанирование. Борьба с этим явлением ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий или периодической промывкой скважины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости. Промывка осуществляется промывочным насосным агрегатом. С увеличением глубин добывающих скважин, вскрытием глубоких и плотных коллекторов пескопроявления стали довольно редким явлением, однако в некоторых южных районах (Краснодар, Баку, Туркмения) они еще вызывают осложнения при эксплуатации скважин. 8.8.4. Отложение солей

Отложение солей на стенках НКТ подземного оборудования и даже в призабойной зоне наблюдается на некоторых месторождениях нефти при закачке в пласт пресной воды для ППД.

Основным наполнителем выпадающих солей является гипс. Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамического равновесия солевого состава пластовой воды и пресной воды, нагнетаемой в пласт. При движении по пласту нагнетаемая вода смешивается со связанной пластовой водой, вымывает соли из твердого скелета пласта и при поступлении на забой добывающей скважины смешивается там с водами других пропластков, еще не обводненных нагнетаемой водой. Возникают условия химической несовместимости, результатом которой является выпадение из раствора солей. Однако гипсообразование, которое возникает после закачки пресной воды, детально не изучено. Структура, состав отложений и условия их возникновения на разных месторождениях различны. Поэтому и меры борьбы также многообразны. Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. Солевые отложения образуются не только в фонтанных трубах, но и в системе сбора и подготовки нефти, и газа на поверхности. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т. е. химические добавки, полученные на основе фосфорорганических соединений. Ингибиторы вводят в поток в дозах, составляющих несколько граммов на 1 м3 пластовой жидкости. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения. Плотные осадки удаляют растворами гидроокисей (например, каустической соды). Образующиеся при этом гидроокиси кальция представляют рыхлую массу, которая легко разрушается при действии раствора соляной кислоты. Для предотвращения выпадания солей в пласте нагнетаемые воды проверяют на химическую совместимость с пластовыми водами и их обрабатывают перед закачкой в пласт соответствующими ингибиторами.