Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124 125 126 127 128 129 130 131 132 133 134 135 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 150 151 152 153 154 155 156 157 158 159 160 161 162 163 164 165 166 167 168 169 170 [ 171 ] 172 173 174 175 176 177 178 179 180 181 182 183 184 185 186 187 188 189 190 191 192 193 194 195 196 197 198 199 200 201 202 203 204 205 206 207 208 209 210 211 212 213 214 215 216 217 218 219 220 221 222 223 224 225 226 227 228 229 230 231 232 233 234 235 236 237 238 239 240 241 242 243 244 245 246 247 248 249 250 251 252 253 254 255 256 257 258 259 260 261 262 263 264 265 266 267 268 269 270

Данные кривые являются объективным фундаментом для установления рациональной нормы отбора жидкости из скважины и наиболее выгодного режима ее работы.

При установлении рациональной нормы отбора продукции из скважины необходимо руководствоваться следующими основными положениями:

- забойное давление Р, как правило, не должно бьггь ниже давления насыщения Р Для нефтей с определенными свойствами допускается снижение забойного давления, удовлетворяющего следующему условию:

a. = 0,75P,j (7.111)

указанное, в основном, может быть использовано для нефтей девонских отложений Урало-Поволжья;

- максимальное использование природной энергии, в том числе и газа, выделяющегося из нефти, что требует оптимизации давления на устье скважины Р;

60 0,0,5113. 45. 0,4 0,4 14. 30 0,3 0,3 15. 15. 0,2 О,?! 16.

01 o.ilo,

Рис. 7.10. Регулировочные кривые фонтанной скважины: О 1 - дебит; □ 2 - забойное давление; Д 3 - устьевое давление; V 4- давление в затрубном пространстве; Q 5- газовый фактор; © 6 - обводненность продукции; Э 7 - содержание механических примесей; о 8 - содержание парафина; d - внутренний диаметр штуцерной колодкн

- минимизация количества выносимого песка из призабойной зоны с целью предотвращения ее интенсивного разрушения и потери герметичности заколонного пространства (между стенкой скважины и цементным стаканом);

- предотвращение интенсивного обводнения продукции при безусловном ненакоплении воды в интервале «забой-башмак фонтанного подъемника»;

- предотвращение возможного смятия обсадной колонны в нижней части скважины;

- исключение, по возможности, условий отложения парафина (смол, асфальтенов) и солей как в скважине, так и в призабойной зоне;

- исключение условий фонтанирования скважины по затрубному пространству с возможностью перехода работы скважины в пульсирующий режим (с явлением пульсации), а также образования гидратных (парафиногидратных) пробок;

- дренирование по всей работающей толщине пласта;

- обеспечение (при необходимости) индивидуальной системой транспорта продукции от устья скважины до сборного пункта (муль-тифазные насосы откачки);

- ограничение дебита скважины в случае прорыва в нее закачиваемой через систему ППД воды или газа из газовой шапки.

На конкретных объектах разработки должны учитываться и спе-цифиюские особенности, связанные не только с состоянием разработки, но и с особыми свойствами пластовых флюидов и коллекторов.

Контроль за установленным режимом работы фонтанной скважины осуществляется по ее дебиту, а также по значениям устьевого и затрубного давлений. Закономерно, что в процессе длительной работы скважины могут происходить определенные изменения, связанные как с изменением фильтрационной картины течения в дренируемом объеме пласта, так и с нарушениями в самой скважине или установленном в ней оборудовании. Рассмотрим основные технологические нарушения и связанные с ними осложнения в работе фонтанных скважин.

7.9. ОСЛОЖНЕНИЯ В РАБОТЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Многообразие условий работы фонтанных скважин на различных нефтяных месторождениях предопределяет и многообразные причины осложнений в их работе. Регулировочные кривые позво-

ляют выделить основные факторы, влияющие на эффективность работы фонтанных скважин, и учесть их в процессе эксплуатации.

Вместе с тем существует несколько причин осложнений, которые проявляются на значительном количестве разрабатываемых месторождений. К числу таких осложнений относятся:

- отложения в подъемном оборудовании или выкидных линиях, а также в ПЗС асфальтенов, смол, парафинов и церезинов;

- образование песчаных пробок как на забое скважины, так и в подъемнике,

- отложения солей в различных элементах системы;

- пульсации в работе фонтанной скважины;

- открытое (нерегулируемое) фонтанирование при повреждении устьевой арматуры или за счет образования грифонов.

Парафиноотложение

Нефть, состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находится, как правило, в термодинами-чecкot равновесии. При изменении термобарических условий в призабойной зоне и в самой скважине, связанных с понижением давления и температуры, нарушается фазовое равновесие, и из смеси углеводородов выделяются как газообразные, так и твердые компоненты. Важнейшей характеристикой образования твердой фазы является температура кристаллизации парафина, характеризующая появление в смеси углеводородов первых микрокристаллов парафина.

При снижении давления свободный газ, выделяющийся из нефти, понижает ее растворяющую способность и образует границы раздела, которые провоцируют образование твердой фазы в виде микрокристаллов парафина и церезина, а также микроагрегатов асфальтенов и смол. Образовавшиеся микрокристаллы и микроагрегаты твердой фазы могут оставаться во взвешенном состоянии и выноситься потоком смеси. В противном случае микрокристаллы парафина и церезина, а также микроагрегаты асфальтенов и смол слипаются между собой, образуя сгустки твердой фазы, прилипающие к внутренней поверхности шероховатых насосно-компрессорных труб, особенно в муфтовых соединениях. Со временем этот процесс развивается, приводя к отложению парафина и снижению живого сечения подъемника с соответствующим снижением дебита скважины. Экспериментально установлено, что глубина начала отложений парафина совпадает с глубиной начала выделения газа. Далее под термином «парафин» будем понимать твердые компо-