Если вы скопируете книгу или главу книги, Вы должны незамедлительно удалить ее сразу после ознакомления с содержанием. Копируя и сохраняя его Вы принимаете на себя всю ответственность, согласно действующему международному законодательству. Любое коммерческое и иное использование кроме предварительного ознакомления запрещено. Публикация данной книги не преследует никакой коммерческой выгоды, но документ способствуют быстрейшему профессиональному росту читателей и являются рекламой бумажных изданий таких документов. Все авторские права сохраняются за правообладателем. В случае претензий со стороны авторов книг/издательств обязуюсь убрать указанные книги

РАЗДЕЛ II ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА
ГЛАВА I
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ § 1. Физические свойства нефтегазосодержащих пород
Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью. Совокупность залежей нефти, расположенных на одном участке земной поверхности, образует нефтяное месторождение.
Промышленные скопления нефти и газа встречаются лишь в осадочных породах, заполняя поры и пустоты между отдельными частицами пород. Для продвижения нефти или газа из пласта к забою скважины необходимо, чтобы породы были проницаемыми. В большинстве случаев скопления их залегают в пластах антиклинальной формы, при этом в верхней части пласта располагается свободный газ (газовая шапка), внизу — вода, а между ними — нефть (рис. 45).
Поверхность, разделяющая нефть и воду или нефть и газ, называется соответственно водонефтяным или газонефтяным контактом.
Линия пересечения поверхности какого-либо контакта с кровлей пласта называется соответственно внешним контуром нефтеносности или газоносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности или газоносности.
Спутником нефти в нефтяных залежах является газ и пластовая вода. Этот газ называют попутным. Кроме антиклинального типа, нефтяные залежи могут быть представлены и другими •структурными формами. Бывают случаи, что в нефтяном пласте газ в свободном виде отсутствует, а присутствует только в растворенном.
Ниже рассмотрим основные физико-механические свойства пород.
Под пористостью горных пород понимается совокупность в ней пустот. Различают общую или абсолютную (полную) и открытую (взаимосвязанную) пористость. Общая пористость характеризуется общим объемом всех пустот породы, включая поры, каверны, трещины, связанные и не связанные между собой, а открытая — только объемом сообщающихся пор. Наиболь-
шей пористостью обладают пески и глины, причем с увеличением глубины залегания пород пористость обычно уменьшается.
Проницаемость горных пород — свойство их пропускать через себя жидкость и газы. Для характеристики проницаемости нефтесодержащих пород введены понятия абсолютной, фазовой (эффективной) и относительной проницаемости.
Абсолютная, или физическая проницаемость — это проницаемость пористой среды, которая определена при движении в ней какой-либо одной фазы — газа или однородной жидкости при отсутствии физико-химического взаимодействия между жидкостью и пористой средой и при условии полного заполнения пор среды газом или жидкостью.
Эффективная (фазовая) проницаемость — проницаемость пористой среды для данного газа или жидкости при содержании в порах другой фазы — жидкой или газовой.
Относительная проницаемость — отношение эффективной проницаемости к абсо-
Рио. 45. Схема газонефтяной пластовой залежи:
ВКГ — внутренний котур газоносности, ВНКГ — внешний контур газоносности, ВКН — внутренний контур нефтеносности, ВНКН — внешний контур нефтеносности
лютнои.
Гран у ло метрический состав горных пород — количественное содержание в ней разных по размеру зерен, составляющих данную породу: от 0,01 мм (и менее) до 2 мм (и более).
Упругость горных пород — способность их изменять свой объем с изменением давления. Упругие свойства горных пород влияют на перераспределение давления в пласте в процессе эксплуатации. В процессе добычи нефти из залежи внутреннее давление будет уменьшаться, что приведет к сокращению объема по-рового пространства. В результате этого жидкость начнет вытесняться из пор.
Под карбонатностью горных пород подразумевается суммарное содержание в них солей угольной кислоты: соды, поташа, известняка, доломита, сидерита и др.
Нефтенасыщенность (газо- или водонасыщенность) — отношение объема пор в залежи, заполненных нефтью (газом пли водой), к общему объему пор.
§ 2. Состав нефти и газа
Основными химическими элементами нефти являются углерод (82—87% вес.) и водород (11—15% вес.). В небольших количествах в нефти могут содержаться кислород (до 1,5% вес.),
8*
сера (0,1—7,0% вес. и более) и азот (до 2,2% вес.); в еще меньших количествах — хлор, иод, фосфор, мышьяк, калий, натрий, кальций, магний, ванадий, кремний, железо, никель и др.
В состав газа наряду с углеродом и водородом могут входить азот, кислород, сера и редкие газы (аргон, гелий и др.)- Содержание азота в газе может достигать значительных величин (40% вес. и более).
Химический состав нефти и газа
Нефть и газ представляют собой смесь различных углеводородов и неуглеводородных соединений. Углеводородные соединения представлены парафиновыми, нафтеновыми и ароматическими (редко олефиновыми) группами углеводородов. Неуглеводородные соединения представлены кислородными, сернистыми и азотистыми соединениями.
В табл. 5—8 приводится состав нефти и газа некоторых месторождений .
Как видно из таблиц, природные газы состоят в основном из метана и небольших количеств этана, пропана и бутана.
Попутные газы содержат больше пропана, бутана и тяжелых углеводородов. В состав природных и попутных газов могут входить сероводород, азот, двуокись углерода, гелий и др.
Из попутных газов получают газовый бензин, сжиженные (пропан-бутановые) газы и индивидуальные углеводороды для дальнейшего химического производства.
Таблица 5 Состав пластовой и резервуарной нефти Мухановского месторождения
Содержание, % вес.
о о 0 -t
Вид нефти и И м В и о н
О « К к « в о || о II о || II" ей S
о 'л о о У е е il о
Пластовая 0,17 0,94 3,79 3,63 3,56 0,74 2,74 0,93 2,06 81,48
Резервуар- — — 0,03 0,36 1,38 0,50 2,12 0,90 2,10 92,61
ная
Т а б л и ц а 6
Состав природных газов, добываемых из чисто газового Угерекого месторождения
•1
Углеводород H2S СО2 N, СН4 С2Н, С3Н, С4Н,о С5Н„
Содержание, % об. — — 1,40 97,51 0,37 0,07 0,22 0,43
90
Т а б л п ц а 7
Состав попутных газов Покровского и Леляковского нефтяных месторождений
Содержание, % об.
Место- о к е Д И м"
рождение ю •*
и о N В В К и | I! К
И а Й а о о ~ К к о
Покров- 0,31 1,25 24,13 27,32 23,49 15,82 12,3 3,66 0,90 098 0,91
ское
Леля- — 1,18 324 9,11 27,40 41,00 5,63 9,68 1,38 1,38
ковское
Таблица 8
Состав природного газа Шебелинского газоконденсатного месторождения
Углеводород СН4 С2Н» C2HS C-jflj о CaHia N2 С0„ He Ar
Содержание, 9281 4,00 0,96 0,40 0,21 1,42 0,40 0,08 0,02
о/о об.
Природные газы (метано-этановые) используют как топливо-и отчасти как сырье для получения водорода, сажи, ацетилена и других продуктов химического производства.
§ 3. Фракционный состав нефти
Фракционный состав нефти — процентное содержание в ней различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах. Фракционный состав определяют путем перегонки, т. е. при различных температурах (температуре начала и конца кипения и промежуточных) определяют количество и качество отогнанных составных частей нефти (фракций—дистиллятов).
После соответствующей обработки дистиллятов получают товарную продукцию.
При подогревании нефти сначала выкипают и испаряются более легкие ее фракции (бензиновые), а затем с повышением температуры — более тяжелые фракции (керосиновые, соляровые и т. д.). Интервалы температур выкипания фракций принимают до 100, 150, 200, 250, 300 и 350° С (в лабораторных условиях). Считают, что бензиновые фракции выкипают от начала кипения примерно до 170—200° С, лигроиновые — в пределах 160— 200° С, керосино-газойлевые — в пределах 270—300° С и от 300 до 350° С — газойле-соляровые фракции.
91
Распределение составных частей нефти по фракциям (табл. 9)
Парафиновые углеводороды. Встречаются в газообразном (от СН4 до С4Н10), жидком (от С5Н12 до С6Н34) и твердом (от С17Н36 до С35Н72) состояниях. Газообразные углеводороды растворены в нефти, жидкие входят в состав бензиновых и керосиновых фракций, твердые — в состав товарных парафинов и церезинов. Присутствуют твердые парафины в масляных фракциях, выкипающих при температуре 350—500° С, а церезины — в остатках перегонки нефти, что повышает температуру застывания этих фракций. В зависимости от строения жидких парафиновых углеводородов и их количества влияние их на свойства бензинов, керосинов, дизельных топлив и смазочных масел разное.
Таблица 9
Содержание различных углеводородов в различных фракциях ишимбайской нефти в %
Углеводороды Пределы выкипания фракций, °С
ю С1 1 о CD СМ <М Т ю СЗ О 1Л Т С\] см О о СМ 1 о LC5 О 1О см о о СМ 0 СО 1ГЭ сМ CD -Я* О О ГО
Парафиновые ....... 67 22 И 60 29 11 60 24 16 49 28 23 38 35 27 41 26 33 27 30
Нафтеновые .......
Ароматические ......

Парафины и церезины применяют для изготовления свечей, в производстве восковой бумаги, спичек, в электротехнической и радиотехнической промышленности.
Нафтеновые углеводороды. Присутствуют во всех фракциях нефтей: в одних нефтях их больше в тяжелых фракциях, в других — меньше. Эти углеводороды — важнейший компонент моторных топлив и смазочных масел, улучшают эксплуатационные свойства бензинов, способствуют малому изменению вязкости масел с изменением температуры; сырье для получения ароматических углеводородов, а циклогексан — сырье для получения найлона.
Ароматические углеводороды. В зависимости от плотности нефти распределение их по фракциям различное, но они также содержатся во всех фракциях. Ценные компоненты бензинов, не снижают качество реактивных и дизельных топлив. Некоторые из них улучшают вязкостно-температурные свойства масла, все они обладают хорошей растворяющей способностью по отношению к органическим веществам, но высокотоксичны.
Ароматические углеводороды применяют как компоненты нефтепродуктов, растворители, а также в производстве взрывчатых веществ.
92
Непредельные углеводороды (в том числе и олефины) — нежелательные составные части моторных топлив и смазочных масел. Но такие, как ацетилен, этилен, пропилен, бутилен и другие, применяют в производстве полиэтилена, синтетического спирта, каучука, пластических масс и других продуктов.
Кислородные соединения — нафтеновые кислоты, асфальтно-смолистые соединения и фенолы. Количество нафтеновых кислот в нефтях небольшое. Распределение их по •фракциям нефтей неравномерное. Наименьшее количество их в парафинистых нефтях, наибольшее — в смолистых нефтях. Применяют для пропитки шпал, так как они не растворяются ? воде. Кроме того, эти соединения применяют в производстве дгыла, при регенерации каучука, в борьбе с гнилостными грибками.
Асфальто-смолистые вещества — неотъемлемая часть большинства нефтей. Их количество — от 4—5% вес. (в легких нефтях) до 20% вес. и более (в тяжелых нефтях). Они придают нефти темный цвет. Высокое содержание этих веществ в нефтях осложняет процесс их переработки, а содержание их в топливах ж маслах способствует коксообразованию и нагарообразованию.
Содержание фенолов в нефтях незначительное.
Сернистые соединения содержатся почти во всех нефтях. Количество серы в большинстве случаев увеличивается от низкокипящих фракций к высококипящим. В одних нефтях сера может находиться в свободном виде, в других — в виде соединений (сероводорода), меркаптанов, сульфидов, дисульфидов, тиофенов, тиофанов. Наличие серы в нефтепродуктах — явление отрицательное: снижает качество топлива, вызывает коррозию оборудования.
Сернистые соединения используют в нефтехимической промышленности. Меркаптаны добавляют в природный газ для обнаружения утечки газа.
Азотистые соединения— органического происхождения. Наибольшие количества азота находятся в тяжелых остатках перегонки нефти. Распределение азота по фракциям аналогично распределению серы, т. е. с повышением температуры кипения их количество увеличивается. Азотистые соединения используют как добавки к смазочным маслам, как ингибиторы коррозии, антисептики и т. д. В то же время наличие их в бензине — явление нежелательное и вредное.
Минеральные примеси. В золе нефти, кроме серы и азота, встречаются ванадий, фосфор, калий, никель, йод и другие элементы.
§ 4. Физические свойства нефти
Плотность — основной показатель характеристики нефтей. Единица ее измерения — кг/м3. В нефтяной практике пользуются относительной плотностью, т. е. безразмерной величиной,
93
которая равна отношению плотности нефти (нефтепродукта) при стандартной температуре 20° С к плотности дистиллированной воды при стандартной температуре 4° С.
Плотность дистиллированной воды при 4° С равна 1 г/см3. Поэтому относительная плотность какого-либо вещества и абсолютная плотность численно равны.
Плотность обычно измеряют ареометрами. В лабораториях для более точного определения плотности нефти пользуются весами Вестфаля и пикнометром.
Важнейшим физическим свойством нефти, влияющим на движение ее в пластовых условиях и при транспортировке ее по трубопроводам, является вязкость.
Вязкость — свойство жидкости (газа) оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Различают динамическую (абсолютную), кинематическую и условную вязкость.
За единицу динамической вязкости принят пуаз (П) с размерностью дин-с/см2 («^0,1 Па-с), т.е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 см2 поверхности слоя действует сила, равная одной дине, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с.
Кинематическая вязкость — отношение динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу этой вязкости принят стоке, равный 1 см2/с. Условная вязкость — отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при 20° С.
Вязкость определяют вискозиметрами. Чем выше температура выкипания фракции нефти, тем больше ее вязкость. Таким образом, асфальто-смолистые вещества и остатки перегонки имеют наивысшую вязкость.
Для оценки вязкостно-температурных свойств масел пользуются показателем индекса вязкости, который представляет сравнительную характеристику испытуемого масла и эталонных.
Важным свойством нефти и нефтепродуктов в поверхностных условиях является их испаряемость. Испарение — это процесс перехода жидкости у поверхности на открытом воздухе из жидкого состояния в парообразное. При этом нефть теряет наиболее легкие фракции. Это свойство нефти и нефтепродуктов необходимо учитывать при проектировании систем сбора и транспорта нефти на месторождениях.
Если нефть или нефтепродукты находятся в закрытых резервуарах, то при определенных условиях возможно испарение до какой-то предельной величины. Давление паров данной жидкости, находящихся в равновесии с ней, называют упругостью паров жидкости.
В пластовых условиях важным свойством нефти является давление насыщения нефти газом. Это наименьшее
94
давление, при котором нефть полностью насыщается газом, или давление, при незначительном снижении которого из смеси появляются пузырьки газа.
Температуры вспышки, воспламенения,, самовоспламенения, застывания, и плавления
Температура, при которой смесь паров нагреваемого нефтепродукта и воздуха вспыхивает при поднесении к ней огня, называется температурой вспышки. При этом нефтепродукт нагревается в определенных условиях, а вспыхнувшее пламя мгновенно затухает. Температура вспышки ниже, если легче фракция нефти.
» Так, температура вспышки бензиновых фракций до минус 40° С, керосиновых — 28—60° С, масляных — 130—325° С. По температуре вспышки судят о чистоте получаемых при перегонке фракций нефти, о возможности образования взрывчатых смесей.
Если после определения вспышки продолжать нагревание нефтепродукта, то при определенной температуре после поднесения пламени огня пары загорятся вновь и не гаснут в течение некоторого времени. Эта температура называется температурой воспламенения.
Если нефтепродукт нагреть до высоких температур, то после соприкосновения с воздухом он может самопроизвольно воспламениться. Эта температура называется температурой самовоспламенения. Сравнительно легко самовоспламеняются высококипящие нефтепродукты (тяжелые нефтяные остатки — 300—350° С). Для •определения этих температур используют тигли.
Температура, при которой нефтепродукт в определенных условиях испытания теряет подвижность, называется температурой застывания нефтепродукта. Эта температура зависит от содержания в нефтепродуктах твердых при обычной температуре углеводородов, т. е. парафинов и церезинов. Температура застывания имеет большое значение при транспортировании и применении нефтепродуктов в зимних условиях. Она определяется по специальной методике (стандартной).
Под температурой плавления твердых нефтепродуктов (парафина, церезина) понимают температуру, при которой нефтепродукт из твердого состояния переходит в жидкое (в строго определенных условиях). Определяется по методу Жукова.
Тепловые свойства
Количество тепла, необходимого для нагрева 1 кг вещества на 1° при постоянном давлении, называется удельной теплоемкостью.
Теплоемкость снижается с увеличением плотности и возрастает с повышением температуры (для жидких нефтепродуктов).
95
Для индивидуальных углеводородов (химически чистых) теплота испарения представляет собой количество тепла, необходимое Для испарения 1 кг жидкости при постоянных давлении и температуре. Нефтяные фракции выкипают в определенном интервале температур, и в данном случае тепло затрачивается не только на испарение, но и на повышение температуры смеси.
Под удельным теплосодержанием жидких нефтепродуктов (энтальпией) при данной температуре понимают количество тепла, которое требуется для нагревания 1 кг жидкости от 0° С до данной температуры.
Для паров нефтепродукта энтальпия слагается из количества тепла, требуемого для нагрева жидкости от 0° С до температуры кипения, для испарения и для перегрева паров от температуры кипения до заданной температуры. '
Кроме этого, различают еще и такие тепловые свойства нефтепродуктов, как теплопроводность, теплоту сгорания, теплоту плавления и др.
Твердые нефтепродукты имеют наибольшую теплопроводность, газы и пары — наименьшую, жидкости занимают промежуточное положение между ними. Теплота сгорания зависит от элементарного состава. Теплота плавления относится к твердым нефтепродуктам — нафталину, парафину, церезину и др. Чем тяжелее нефтепродукт, тем больше его температура плавления.
Электропроводность и электровозбудимость
Нефтепродукты плохо проводят электрический ток. Поэтому некоторые из них являются хорошими электроизолирующими материалами (трансформаторное и конденсаторное масла и др.). Парафин используется как изолятор в радиотехнике.
Электровозбудимость — это способность нефтепродуктов удерживать электрический заряд, который возникает при трении их о стенки сосудов, трубопроводов и т. п. Но бывают случаи, когда электрозаряды накапливаются в нефтепродукте (статические заряды), вызывая воспламенение.
Самым простым способом предотвращения накопления зарядов является заземление сосудов, трубопроводов и т. п.
§ 5. Попутный (нефтяной) газ и его свойства
Попутные газы характеризуются высоким содержанием пропана, бутана и более тяжелых углеводородов. В зависимости от этого их можно условно разделить на три категории:
1) бедные или сухие, содержащие до 50 г/м3 тяжелых углеводородов (от пропана и выше);
2) средней жирности, содержащие от 50 до 400 г/м3 тяжелых углеводородов;
3) жирные, содержащие свыше 400 г/м3 тяжелых углеводородов.
96
Большинство попутных газов может быть отнесено к категории жирных. С легкой нефтью добывают более жирные газы, с тяжелыми нефтями — преимущественно сухие газы.
Пропан и бутан легко могут сжижаться при обычной температуре даже при небольших давлениях. Например, давление паров пропана при температуре 20° С равняется 8,3 кгс/см2.
В связи с этим в пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ, не перешедший в жидкую фазу в пластовых условиях, может находиться в разных состояниях в зависимости от давления насыщения (свободном, растворенном, адсорбированном и др.).
Количество газа, приходящееся на 1 т нефти, называется газовым фактором.
Основными свойствами газа являются плотность, вязкость, сжимаемость и растворимость.
§ 6. Воды нефтяных месторождений
Пластовые воды являются также непременным спутником нефти и газа. Подразделяются они на соленые, слабосоленые и пресные. Пластовые воды обычно сильно минерализованы. Минеральные вещества, входящие в их состав, представлены солями натрия, калия, магния и некоторых других металлов (многие пластовые воды отличаются повышенным содержанием иода, брома), из газообразных веществ в них содержатся углеводородные газы, а иногда и значительные количества сероводорода.
По положению относительно нефтегазоносных горизонтов пластовые воды подразделяются на следующие виды:
1) контурные или краевые — воды, залегающие в пониженных участках нефтяных пластов, они очень часто подпирают нефтяную залежь со стороны контура нефтеносности;
2) верхние контурные (верхние краевые) встречаются тогда, когда нефтеносная часть пласта выведена на поверхность и заполнена водами атмосферных осадков и поверхностными водами;
3) подошвенные — воды располагающиеся в приконтурной части пласта, в нижней его части; они распространяются иногда по всей части структуры, включая и ее сводовую часть;
4) промежуточные — воды, залегающие в пропластках нефтяных или газовых пластов; если нефтяной или газовый пласт состоит из многих пропластков, а контуры нефтеносности или газоносности их различны и не совпадают друг с другом, то вода, приуроченная к одному из них, тоже может быть отнесена к промежуточной;
5) верхние — воды, залегающие выше данного нефтяного или газового пласта;
6) нижние — воды, залегающие ниже данного нефтяного или газового пласта;
7 Заказ 693 97
7) смешанные — воды, залегающие выше данного нефтяного или газоносного пласта и поступающие в пласт из нескольких водоносных пластов или поступающие в данный нефтегазоносный пласт из выше- и нижележащих водоносных пластов.
Кроме этого, различают воды тектонические, связанные, шельфовые и технические. Тектоническими называются воды, которые поступают по тектоническим трещинам из различных пластов, содержащих высоконапорные воды. В процессе разработки они могут заводнять нефтяные и газовые залежи.
В породах-коллекторах, содержащих нефть и газ, обычно находится связанная или остаточная вода.
Шельфовые воды — это подземные воды шельфовых частей материков. Шельф — прибрежная часть дна Мирового океана с глубиной от 0 до 200 м (местами до 500 м), окаймляющая материки и ограниченная материковым склоном. В связи с открытием месторождений нефти и газа в пределах шельфа в последнее время изучают шельфовые подземные воды.
В нефтяные и газовые пласты, особенно в пласты низконапорные, иногда при бурении скважин, ремонтных работах, промывке песчаных пробок и других работах попадает большое количество технической воды.
Основными физическими свойствами подземных вод являются плотность, соленость, вязкость, температура, прозрачность, осадок, цвет, электропроводность, сжимаемость, радиоактивность и растворимость воды в нефти и газов в воде.
§ 7. Силы, действующие в продуктивном пласте
В продуктивных пластах действуют силы, способствующие извлечению нефти из залежи и противодействующие этому процессу.
К первым относятся: 1) напор краевых (контурных) вод; 2) напор газовой шапки; 3) энергия сжатого газа, выходящего из газонефтяной смеси; 4) упругие силы нефти, воды и вмещающей их породы; 5) сила тяжести жидкости.
Краевая вода в процессе разработки залежи стремится проникнуть в зону пониженного давления, какой является забой скважины, проталкивает нефть, заполняя освобожденные поры пласта.
Газ, находящийся в газовой шапке, создает давление на поверхность газонефтяного контакта. Благодаря этому нефть направляется к забою скважины, а газ, расширяясь, подобно поршню вытесняет нефть.
Если газ растворен в нефти, то, направляясь к зоне пониженного давления, он выделяется из нефти, расширяется, и тем самым происходит движение нефти к забою скважины.
Упругие силы нефти, воды, газа и вмещающей их породы проявляются во всех залежах. По мере извлечения нефти и газа из
98
пласта происходит снижение пластового давления и как результат — расширение жидкости и газа и деформация породы, что приводит к сокращению объема дорового пространства. Это сокращение объема пор является дополнительной (или самостоятельной) энергией движения нефти к забоям скважины.
Роль силы тяжести заключается в том, что нефть стекает из повышенных частей пласта в пониженные, где расположены забои скважин.
Силами, противодействующими извлечению нефти из пласта, являются силы трения, гидравлическое сопротивление, двухфазное движение, силы прилипания и капиллярные силы, удерживающие нефть.
Основное сопротивление движению нефти создают силы трения как внутри жидкости, так и о стенки поровых каналов. Силы трения зависят от вязкости жидкости, а также от проницаемости породы.
При двухфазном движении, т. е. при движении нефти и газа, последний закупоривает поры, чем препятствует движению нефти.
Капиллярные силы проявляются на границе нефти и воды. Чтобы привести в движение нефть на контакте с водой, следует в пласте создать перепад давления, превышающий капиллярное давление.
Явление прилипания заключается в том, что нефть, смачивая поверхность породы, остается на поверхности породы при свободном истечении ее под действием силы тяжести.
§ 8. Режимы эксплуатации месторождений
В зависимости от характера движущих сил пласта различают следующие режимы эксплуатации нефтяных месторождений:
1) водонапорный; 2) газовой шапки (газонапорный); 3) растворенного газа; 4) гравитационный; 5) смешанный.
При водонапорном режиме нефть из пласта к забоям скважин движется под действием напора краевой воды. Данный режим проявляется, если продуктивный пласт гидродинамически связан с поверхностью земли или же с трещинами в ее поверхностном слое, по которым может поступать в пласт вода; при однородном строении пластов и мощных коллекторах. При этом контур питания часто находится сравнительно недалеко от залежи, что обеспечивает быстрое восполнение жидкости в пласте в связи с отбором из него нефти.
В некоторых случаях при водонапорном режиме проявляются упругие силы жидкости и породы. В таких случаях имеем упругий водонапорный режим. Режим работы скважин при водонапорном режиме должен быть таким, чтобы не произошло преждевременное обводнение скважин. При режиме газовой шапки нефть вытесняется к забоям скважин под давлением расширяющегося газа, находящегося в свободном состоянии. Если при водонапорном
7* 99
режиме вода создает давление на нефть снизу, то при газонапорном режиме газ создает давление на нефть сверху. Напор вод при газонапорном режиме незначительный, а в отдельных случаях вообще отсутствует. Режим работы скважин при газонапорном режиме должен быть таким, чтобы не произошла преждевременная потеря запаса энергии газа за счет прорыва газа к забоям скважин, расположенным недалеко от газонефтяного контакта .
Режим растворенного газа проявляется, если напор краевых вод слабый или в залежи отсутствует свободный газ. При таком режиме нефть продвигается по пласту к забоям скважин под действием энергии расширяющегося газа. Гидродинамическая связь между продуктивной и законтурной зонами пласта затруднена в связи с литологической и коллекторской неоднородностью продуктивных пластов или тектоническими нарушениями.
Для гравитационного режима характерно отсутствие напора краевых вод, газовой шапки и газа, растворенного в нефти. Приток нефти к забоям скважин происходит за счет сил гравитации, проявляющихся в залежи. Такой режим характерен для поздних стадий разработки месторождения.
Если в залежи нефти одновременно проявляются различные движущие силы, то такой режим разработки месторождения называется смешанным.
§ 9. Основные понятия и определения в добыче нефти
В пластовых условиях жидкость и газ, насыщающие норовое пространство коллекторов, как и сами коллекторы, находятся под давлением, которое называется пластовым (рис. 46). Так как пластовое давление в различных точках залежей изменяется, определяют его как среднеарифметическое значение по всем скважинам данного пласта.
Забойное давление — это давление, под которым находятся нефть и газ на забое скважины.
Для притока продукции из пласта в скважину необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового. Если скважина не эксплуатируется, эти давления равны. Разница между пластовым и забойным давлениями называется депрессией.
В эксплуатационную скважину спускают насосно-ком-прессорные (подъемные) трубы, диаметр которых меньше диаметра эксплуатационной колонны. В большинстве случаев по этим трубам происходит подъем жидкости с забоя скважины на поверхность.
Давление, замеряемое на устье скважины в подземных трубах, называется устьевым или буферным.
Давление, замеряемое на устье скважины в затрубном пространстве между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной колонной, называется затруби ым.
100
Если работающую скважину остановить, то жидкость в ней установится на каком-то определенном уровне, причем высота этого уровня в подъемных трубах и затрубном пространстве будет одинаковой Этот уровень называется ст атическим.
Уровень жидкости, устанавливающийся в затрубном пространстве при эксплуатации скважины, называется динамическим. Высота его ниже статического уровня.
Если подъем жидкости в скважине осуществляется только под действием природной энергии, то такая скважина называется фонтанной, а если за счет энергии, вводимой с дневной поверхности с помощью компрессоров или насосов, установленных на поверхности — компрессорной или насосной.
Количество продукции, добываемой из скважины за единицу времени, называется дебитом скважины. Теоретически возможный дебит скважины, полученный при забойном давлении, равном нулю, называется потенциальным Если дебит скважины выбирают, исходя из реальных условий эксплуатации (близости водонефтяного или газонефтяного контакта, состояния призабойной зоны, давления насыщения нефти газом и др ), то он называется оптимальным . Оптимальный дебит всегда ниже потенциального .
Температура, которую имеют нефть или газ в пластовых условиях, называется пластовой Она увеличивается с увеличением глубины скважины. Количество метров углубления в недра, соответствующее повышению температуры на 1° С, называется геотермической ступенью. Изменение температуры на каждые 100 м углубления в недра называется геотермическим градиентом
:: Рпя
Рис. 46. Схема эксплуатацией ной скважины. Давления: рпл — пластовое, рза6 — забойное;
Рбуф — буферное; р3атр — затруб-ное
Условия притока нефти к забоям скважины
Для того чтобы нефть из пласта могла продвигаться к забою скважины, необходимо, чтобы забойное давление было меньше пластового При отборе продукции скважины забойное давление уменьшается, и в результате возникшей разности менаду пластовым и забойным давлениями происходит приток ее из
101
пласта в скважину. Если пласт однородный, приток продукции из пласта в скважину осуществляется по радиальным направлениям.
Зона пониженного давления (забой скважины) может передаваться в пласте (т. е. «ощущаться» пластом) на большие расстояния. Если эксплуатируется несколько скважин на одном пласте, то они взаимодействуют между собой. При изменении параметров в одной скважине изменяются параметры и в других. Поэтому расстояние между скважинами влияет на их работу.
Нефтеотдача пластов
В результате эксплуатации нефтяных скважин на поверхность извлекаются не все запасы нефти, а только часть их. Отношение извлеченного из залежи количества нефти к ее первоначальным запасам называется коэффициентом нефтеотдачи.
Коэффициент нефтеотдачи зависит от многих факторов: физических свойств пород и пластовых жидкостей, режима работы залежи, системы разработки залежи и т. п. Коэффициент нефтеотдачи в среднем составляет 0,40—0,45.
ГЛАВА II ПОДГОТОВКА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ
§ 1. Основные принципы разработки нефтяных месторождений
Под разработкой нефтяных месторождений понимается управление процессом движения нефти и газа в пласте к эксплуатационным скважинам при определенном размещении их на месторождении, темпе и порядке ввода их в эксплуатацию, установлении и поддержании их режима работы и мероприятий по воздействию на пласт.
Рациональной системой разработки считается такая, которая обеспечивает следующее:
1) удовлетворение потребностей страны в нефти и газе, т. е. выполнение государственного плана по добыче нефти и газа;
2) учет всех естественных, производственных и экономических особенностей нефтяного района.
3) наиболее эффективное и рациональное использование естественной пластовой энергии;
4) возможность сочетания рационального использования естественной пластовой энергии с применением методов интенсификации добычи нефти и газа;
5) возможно полное извлечение нефти и газа из недр при минимальных капитальных вложениях.
102
Рациональную систему разработки выбирают на основании геологического изучения залежи, определения физико-геологической характеристики пласта, установления режима нефтяного месторождения и продуктивности скважин. Имея эти данные, рассчитывают несколько вариантов разработки, которые отличаются между собой сетками размещения скважин и степенью их уплотнения. Для каждого варианта определяют текущую добычу нефти из залежи, ее изменение во времени, срок разработки и т. п. При этом обязательно следует учитывать запасы естественной пластовой энергии. Если необходимо, применяют искусственные методы воздействия на пласт для поддержания пластового давления.
Для каждого варианта разработки определяют капитальные и эксплуатационные затраты и себестоимость нефти. На основании технико-экономических
показателей выбирают наи< Рг—~Д~—~Я~^Яг ~Д более рациональный вариант. / V/ \/ V/ V/ V о°°0
В процессе разработки \Г /\ Д. /\ /\ Г о о°°° ° нефтяной залежи поддержи- \?—А>—-&—-Ь-—-о о°о°о0 OQQ вают необходимый режим а о°о°о° ° о о
работы скважин и темп от- о°о0о° о о о
бора из пласта, чтобы пере- о о о 5
мещение газо-, водонефтя- Рис. 47. Схемы сеток расположения ного контактов было пра- скважин:
ВИЛЬНЫМ И раЦИОНаЛЬНО « — равномерная (треугольная) сетка! б — рас-г положение рядами (батареями)
использовалась пластовая энергия.
Для оценки правильности разработки строят графики изменения во времени средних пластовых давлений, текущей добычи нефти, обводненности нефти, газового фактора и числа действующих скважин. Если необходимо, принимают меры для регулирования процесса эксплуатации отдельных скважин и пласта в целом.
За продвижением водонефтяного контакта наблюдают с помощью контрольных или наблюдательных скважин, а за изменением пластового давления в законтурных и приконтурных частях залежи — с помощью пьезометрических скважин.
В зависимости от геологического строения продуктивных пластов месторождение разбуривают по равномерной сетке и рядами вдоль контуров нефтеносности или рядов нагнетательных скважин (рис. 47).
В свою очередь, система разработки по равномерной сетке подразделяется:
по темпу ввода скважин в эксплуатацию — на сплошную и замедленную, а по порядку ввода скважин в эксплуатацию — на сгущающуюся и ползущую.
При сплошной системе все скважины вводятся в эксплуатацию за короткий срок — примерно в течение года. При большем сроке система считается замедленной. Если система сгущающаяся,
105
вся площадь вначале покрывается редкой сеткой скважин, а затем в промежутках между первыми- скважинами бурят скважины второй очереди В ползущей системе первые скважины располагают в одном и том же ряду, а последующие размещают в определенном направлении, ориентированном по отношению к структурным элементам пласта. Поэтому ползущие системы бывают вниз по падению, вверх по восстанию и по простиранию пласта
Системы разработки объектов по последовательности разбури-вания залежи рядами подразделяются на ползущие и одновременные, а по способу размещения нагнетательных скважин — на системы с законтурным и внутриконтурным заводнением. При ползущей системе разработки вначале бурят не более трех рядов скважин, расположенных параллельно ряду нагнетательных скважин. В этом случае значительная часть пласта в первый период разработки остается неразбуренной. Четвертый ряд скважин бурят тогда, когда первый обводнится, пятый — тогда, когда обводнится второй, и т. д При одновременной системе для раз-буривания залежи достаточно расположить относительно оси складки по три-четыре ряда скважин. Расстояния между скважи-нами и рядами определяются расчетным путем.
§ 2. Вскрытие нефтяных пластов
Один из ответственных этапов в бурении — заключительный, т. е. этап вскрытия пластов.
Технология вскрытия продуктивных горизонтов обусловливает повышение производительности скважин, улучшает приток нефти и газа из слабопроницаемых пропластков, что в конечном счете способствует увеличению нефтегазоотдачи пластов.
Методы вскрытия пластов в зависимости от пластового давления, степени насыщенности пласта нефтью, степени дренирования, положения газо-, водонефтяного контакта, глубины залегания пласта и других факторов могут быть различными. При этом должны быть выполнены следующие требования' 1) предотвращение открытого фонтанирования; 2) сохранение природных фильтрационных свойств пород призабойной зоны (если породы слабопроницаемые — улучшить эти свойства), 3) обеспечение длительной безводной эксплуатации скважин
Поэтому при вскрытии пласта бурением большое значение имеет качество промывочного раствора Практика показала, что при использовании буровых растворов на водной основе в пласт проникают фильтрат и твердая фазы, что приводит к ухудшению коллекторских свойств пласта.
При проникновении воды из бурового раствора в нефтяной пласт глинистые частицы набухают, образуется водонефтяная эмульсия. Вода удерживается в пористой среде и затрудняет
104
продвижение нефти к забою скважины. При взаимодействии эмульсии с пластовой водой в порах пласта образуются осадки. Все это снижает проницаемость призабойной зоны.
Для устранения отрицательного влияния фильтрата промывочного раствора на проницаемость призабойной зоны пласта принимают следующие меры: к растворам на водной основе добавляют специальные поверхностно-активные вещества, применяют растворы на нефтяной основе, пены и газообразные агенты. Кроме того, используют метод местной циркуляции.
Пласты с давлением выше гидростатического, сложенные породами низкой проницаемости и содержащие набухающие глинистые частицы, вскрывают утяжеленным рас- р П V\ И твором на нефтяной и и
основе. Если породы высокопроницаемые, трещиноватые, не содержат набухающих глинистых частиц, применяют утяжеленный глинистый раствор с добавками ПАВ.
При вскрытии продуктивных горизонтов с давлением, равным гидростатическому, применяют хлоркальциевые или меловые растворы (высокая проницаемость
и отсутствуют набухающие глинистые частицы) с добавкой ПАВ. Если породы слабопроницаемые и содержат набухающие глинистые частицы, применяют растворы на нефтяной основе, эмульсии или пены.
При вскрытии пластов с давлением ниже гидростатического желательно применять пены низкой плотности, газообразные агенты или метод местной циркуляции.
Глубина вскрытия пласта зависит от положения скважины на структуре по отношению к водо-, газонефтяному контакту. Если в подошве пласта не содержится воды, целесообразно вскрывать пласт не только на всю его мощность, но и углублять несколько ниже продуктивного горизонта с целью получения зумпфа.
Конструкция забоев скважин бывает разной.
Если продуктивный горизонт представлен твердыми, хорошо сцементированными породами, эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного горизонта и цементируют, а разбуренный потом интервал от кровли до подошвы оставляют необсаженным (рис. 48, а) С точки зрения условий притока нефти из пласта к забою скважины — это самый рациональный вариант.
105
Рис. 48. Схемы забоев скважин
Если от кровли до подошвы пласта отсутствуют водоносные пропластки, а сам горизонт представлен рыхлыми породами, то спускают эксплуатационную колонну с фильтром (см. рис. 48, б) или после разбуривания продуктивного горизонта спускают^хво-стовик-фильтр (см. рис. 48, в).
Наиболее распространенная конструкция показана на рис. 48, г. Применяют такую конструкцию в том случае, если продуктивный горизонт сложен неустойчивыми породами и имеет водоносные пропластки, бурят скважину до подошвы продуктивного горизонта или несколько ниже, спускают эксплуатационную колонну, цементируют ее и при помощи перфораторов (пулевых, кумулятивных и т. д.) простреливают отверстия в колонне и цементном кольце против продуктивного горизонта. Эта операция называется перфорацией.
Перед перфорацией ствол скважины заполняется промывочным раствором соответствующей плотности, а на устье скважины устанавливаются крестовик и специальная перфорационная задвижка высокого давления.
§ 3. Освоение нефтяных скважин
Освоение скважины или вызов притока из пласта в скважину возможен лишь в том случае, если давление в пласте больше давления у забоя, т. е. больше гидростатического давления столба жидкости, заполняющей скважину. Поэтому чтобы вызвать приток жидкости и газа, нужно снизить давление столба жидкости на забой. Это достигается: 1) уменьшением плотности жидкости, заполняющей скважину, путем замены ее жидкостью меньшей плотности; 2) снижением уровня жидкости в скважине (путем поршневания или тартания).
Для замены жидкости на более легкую в скважину опускают насосно-компрессорные трубы, а на устье устанавливают фонтанную арматуру. В затрубное пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами насосом закачивают промывочную жидкость меньшей плотности по сравнению с плотностью жидкости, находящейся в скважине. Более тяжелая жидкость будет вытесняться легкой по насосно-ком-прессорным трубам. Когда более тяжелая жидкость вытеснится, давление на пласт уменьшится, что может вызвать приток нефти из пласта в скважину.
Плотность жидкости в скважине можно также уменьшить при помощи сжатого газа или воздуха. В данном случае в затрубное пространство нагнетают компрессором газ или воздух. Газ вытесняет жидкость из затрубного пространства, попадает в насосно-компрессорные трубы, газирует жидкость, в результате чего плотность ее уменьшается. При непрерывной подаче газа происходит выброс жидкости и, как результат, резкое снижение давления на забой. Это может вызвать приток нефти.
106
В некоторых случаях уменьшения плотности жидкости можно достичь одновременным нагнетанием в затрубное пространство нефти и газа.
Способ поршневания заключается в следующем. В насосно-ьомпрессорные трубы через фонтанную арматуру на стальном канате спускают поршень с клапаном. При снуске поршня клапан открывается и жидкость занимает объем над поршнем. При подъеме поршня клапан закрывается и жидкость над поршнем выносится на поверхность. При повторении процесса давление на забой уменьшается, что может вызвать приток из пласта к забою скважины. Спуско-подъемные операции производят с помощью лебедки трактора-подъемника или буровой лебедки.
Процесс тартания заключается в том, что уровень жидкости в скважине снижается с помощью желонки — цилиндрического сосуда с клапаном внизу. Желонку спускают на стальном канате, при этом клапан открывается и жидкость поступает в желонку. При подъеме клапан закрывается и жидкость выливается на поверхность. Уровень ее в скважине снижается, что может вызвать приток нефти из пласта в скважину.
§ 4. Цели и задачи исследования скважин
Исследование скважин и пластов — ответственный этап при составлении проектов разработки нефтяных и глзовых месторождений; при анализе, контроле и регулировании процессов, протекающих в недрах в процессе их эксплуатации.
Цели исследования скважин, определение коэффициентов продуктивности, проницаемости, дебитов нефти, воды, газа, пластового и забойного давлений, процентного содержания песка и т. п.
Методы исследования скважин и пластов основаны на изучении свойств macra и режима его работы. В зависимости от характера притока к скважине различают методы исследования при установившемся притоке и методы исследования при неустановившемся притоке.
Метод установившихся отборов основан на изучении зависимости дебита скважины от забойного давления. Он заключается в том, что изучают отборы жидкостей из пласта при последовательном изменении их, замеряют дебиты и забойные давления, в результате чего получают депрессии при каждом режиме и соответствующие им значения дебитов нефти, воды и газа и процент песка.
Исследование при неустановившемся режиме или исследование методом восстановления давлений основано на явлении распределения давлений в пласте после нарушения режима работы скважины. Сущность этого метода заключается в прослеживании скорости восстановления забойного давления во времени после остановки фонтанной скважины или скорости подъема уровня жидкости после остановки насосной скважины.
107
Для исследования скважины применяют следующую аппаратуру: 1) ручные и механизированные лебедки; 2) устьевые ролики или сальники-лубрикаторы; 3) желонки, баллоны, печати, глубинные манометры, термометры, пробоотборники, глубинные дебитомеры и т. п.
ГЛАВА III ФОНТАННАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
Способ эксплуатации скважин, при котором подъем жидкости на поверхность происходит под действием пластовой энергии, называется фонтанным.
§ 1. Условия фонтанирования скважин
Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, т. е. фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.
Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа растворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать.
§ 2. Оборудование фонтанных скважин
При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использованием энергии газа, улучшением рыноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях.
На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков п запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации за-трубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.
Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов (рис. 49). Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначается для подвески насосно-
108
компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройнжковой арматуре нижняя выкидная линия — запасная. На рабочей линии (верхней) запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной —
Ьхш
IXIXI
а
Рис. 49. Фонтанная арматура:
а — крестовая; б — тройниковая
закрыто. Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной арматуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.
В соответствии с ГОСТ 13846—74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.
Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.
На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.
109
Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один — на буфере (верх ее), второй — на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).
Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяют различные.
§ 3. Пуск фонтанных скважин в эксплуатацию и регулирование режима их работы
Пуск фонтанной скважины в эксплуатацию зависит от геолого-эксплуатационной характеристики пласта. Скважины с высоким пластовым давлением начинают эксплуатировать без дополнительного снижения противодавления на забой, остальные же — при снижении противодавления на забой, т. е. уменьшают плотность жидкости в скважине или снижают ее уровень.
После пуска скважины устанавливают режим ее работы таким, чтобы был обеспечен рациональный расход энергии пласта. Кроме того, должно быть предупреждено преждевременное обводнение скважины и образование песчаных пробок. При выборе режима стремятся получить максимальный дебит при небольшом газовом факторе, наименьших количествах воды и песка, спокойном фонтанировании.
Режим регулируют с помощью штуцеров и реже с помощью газосепараторов высокого давления при поддержании заданного давления в нем. Простой штуцер представляет собой шайбу толщиной 7—40 мм с центральным отверстием, в которое ввинчивается штуцерная втулка, имеющая на конце глубокую коническую фаску (для предупреждения засорения парафином). Такой штуцер устанавливают в любом фланцевом соединении.
Наблюдение за работой и обслуживание фонтанных скважин
При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на групповых установках, определяют дебит нефти, газа, процентное содержание воды, содержание песка в продукции скважины и т. п. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования; оборудования групповых установок; выкидных линий; скребков, применяемых для борьбы с образованием отложений парафина. При этом проводят мелкий и текущий ремонты. Желательно все ремонтные работы проводить без остановки фонтанной скважины.
Результаты наблюдений записывают в специальный журнал. Эти данные могут послужить исходным материалом для установления оптимального режима эксплуатации других скважин, работающих в аналогичных условиях.
110
Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин
При эксплуатации фонтанных скважин могут возникать всякого рода неполадки: запарафинировзние насосно-компрессор-ных труб, образование песчаных пробок, разъедание штуцера, обводнение скважины, засорение штуцера или выкидной линии и др. Признаком таких неполадок может быть изменение буферного и затрубного давлений, изменение дебита нефти, количества воды и песка.
Если засорились насосно-компрессорные трубы, то буферное давление падает, а затрубное повышается (если в скважину спущен один ряд насосно-компрессорных труб). В случае образования песчаной пробки в эксплуатирующейся скважине увеличивают диаметр штуцера или в затрубное пространство подкачивают нефть. Это увеличит скорость движения продукции скважины по насосно-компрессорным трубам, что, в свою очередь, приведет к выносу песка из труб.
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 падении буферного давления следует увеличить проходное отверстие штуцера. В этом случае переключают выход нефти на другую выкидную линию и заменяют штуцер.
Если засорились штуцер или выкидная линия, то дебит снижается, а буферное и затрубное давления увеличиваются. В этом случае также переключают выход нефти на другую выкидную линию и проверяют штуцер и выкидную линию.
Указанные неполадки ликвидируют без прекращения работы скважины, и только при необходимости можно ее остановить.
Для предотвращения отложений парафина на стенках фонтанных скважин принимают следующие меры:
1) уменьшают пульсацию фонганирования, максимально снижают газовый фактор;
2) применяют механическую очистку труб от парафина различными скребками;
3) покрывают внутреннюю поверхность труб стеклом, эпоксидными смолами, эмалями, бакелитовым лаком и др. (футеровка труб);
4) расплавляют парафин;
5) растворяют парафин различными растворителями. Скребок опускают в скважину на проволоке. Для работы
скребка применяют автоматизированную депарафинизационную установку типа АДУ. На фонтанной арматуре вместо буфера устанавливают лубрикатор с сальником. Он служит для спуска в скважину различных приборов.
111
Для расплавления парафина применяют подогрев труб паром, горячей нефтью или нефтепродуктами. Пропарка труб осуществляется с помощью паровой передвижной установки (ППУ), которая монтируется на автомашине.
Пар подается в затрубное пространство и выходит через на-сосно-компрессорные трубы, прогревая их. Парафин расплавляется п выносится струей нефти на дневную поверхность.
Для закачки горячей нефти в скважину необходимо иметь емкость со змеевиком и насос. Через змеевики пропускают пар от ППУ, насосом забирают горячую нефть и подают ее в скважину.
Из всех вышеописанных способов предотвращения отложений парафина в настоящее время наиболее эффективным является применение футерованных труб.
§ 4. Раздельная эксплуатация двух пластов одной скважиной
Сущность раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной заключается в том, что после перфорации эксплуатационной колонны против двух продуктивных горизонтов их разобщают специальным устройством, называемым пакером. При этом пласты эксплуатируются одновременно. Причем одной скважиной одновременно можно раздельно эксплуатировать несколько пластов: одни из них могут быть газовые, а другие — нефтяные, одни могут быть нагнетательными, другие — эксплуатационными .
Раздельная эксплуатация двух пластов может осуществляться по одной колонне или по одной колонне и затрубному пространству.
Схема подземного оборудования для фонтанной скважины, эксплуатирующей два пластано одной колонне, показана на рис. 50.
Спущенный в скважину на насосно-ком-прессорных трубах пакер 9 устанавливают между двумя пластами. Выше пакера 9 находится разобщитель, состоящий из полого цилиндра 5, заключенного в кожухе 2. Внутренняя полость цилиндра J сообщается через отверстия Б с затрубным пространством скважины, через отверстия В •— с кольцевым пространством между цилиндром 5 и кожу-
Рис. 50. Схема подземного оборудования для
раздельной эксплуатации двух пластов одной
скважиной
112
хом 2, а через отверстия А — с колонной насосно-компрес-сорных труб 1.
Внутри цилиндра 5 установлены распределительный плунжер 7 с манжетными уплотнениями 6 и 8 и конусный штуцер 4. Плунжер 7 служит для регулирования штуцером 4 режима работы нижнего пласта, продукция из которого через плунжер 7ж штуцер 4 направляется в подъемные трубы 1. Продукция из верхнего пласта через отверстия Б is. В поступает в кольцевое пространство между цилиндром и кожухом разобщителя, а через отверстия А — в подъемные трубы, где смешивается с продукцией нижнего пласта. Для спуска и подъема плунжера применяют специальный ловитель, который спускается в скважину на стальном тросе.
ГЛАВА IV КОМПРЕССОРНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
Компрессорную эксплуатацию скважин можно рассматривать как искусственное продолжение процесса фонтанирования. При этом способе дополнительно к пластовому газу в скважину с поверхности подводится газ или воздух, сжатый на компрессорной станции. Если подводится углеводородный газ, то способ эксплуатации скважины называется газлифтным, если воздух — эрлифтным.
Компрессорный способ эксплуатации имеет следующие преимущества:
а) все оборудование размещается на поверхности, что доступно для обслуживания и ремонта;
б) выделение газа из нефти в процессе эксплуатации облегчает подъем ее на поверхность;
в) относительно легко можно регулировать дебит скважин;
г) можно отбирать большие количества жидкости;
д) относительно легко можно предупредить образование пробок.
Недостатки компрессорного способа эксплуатации:
а) низкий к. п. д. компрессорной установки;
б) большой расход труб (металла);
в) необходимость строительства громоздких компрессорных станций.
В результате этого затраты на оборудование одной компрессорной скважины, расход электроэнергии на подъем 1 т нефти выше, чем при других способах эксплуатации.
§ 1. Принцип действия компрессорного подъемника
В скважину спускают насосно-компрессорные трубы / (рис. 51). В затрубное пространство с помощью компрессоров нагнетают сжатый газ или воздух, в результате чего уровень жидкости
8 Заказ 693 ^
взатрубноы пространстве будет понижаться, а в насосно-компрес-сорных трубах — повышаться.
Когда уровень жидкости в затрубном пространстве понизится до нижнего конца насосно-компрессорных труб, сжатый газ или воздух начнет поступать в насосно-компрессорные трубы и перемешиваться с жидкостью В результате плотность такой газожидкостной смеси будет меньше плотности жидкости, поступающей из пласта. В результате уровень жидкости в подъемных трубах будет повышаться. Чем больше будет введено газа или воздуха,
а 5 в
Рис. 51. Схема работы_компрессорного подъемника
а — уровень нефти в скважине до подачи воздуха; б — нефть в затрубном пространстве
оттеснена до нижнего конца насосно-компрессорных труб; в — выход воздухонефтяной
смеси из скважины: 1 — насосно-компрессорные трубы; 2 — эксплуатационная колонна;
3 — статический уровень; 4 — воздухонефтяная смесь; s — динамический уровень
тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче сжатого газа или воздуха в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и выливается на поверхности, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция неразгазированной жидкости.
Производительность компрессорной скважины зависит от количества нагнетаемого газа (воздуха), погружения насосно-компрессорных труб в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т. п.
§ 2. Конструкции компрессорных подъемников
Компрессорные подъемники (рис. 52) в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа бывают разных конструкций. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одноряд-
114
ными и двухрядными, а по направлению нагнетания рабочего агента — кольцевые и центральные.
При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд насосно-компрессорных труб. Сжатый газ (воздух) нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по насосно-компрессорным трубам или газ нагнетается по на-сосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем одно-
ty* 1 D>C 1 — ~\ 1МД— :ь 1 ИХ
ПХГ Смесь •
Ъхо
Воздух
а В В г
Рис. 52. Системы компрессорных подъемников
рядный подъемник кольцевой системы (рис. 52, а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (рис. 52, б).
При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами насосно-компрессорных труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы. При этом наружный ряд насосно-компрессорных труб спускают до фильтра скважины с целью улучшения условий выноса песка.
При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы (рис. 52, в) в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый: в верхней части — большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами насосно-компрессорных труб, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду труб.
Если сжатый газ подается по внутренним насосно-ком-прессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по
8* 115
кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрес-сорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (рис. 52, г).
Недостатком кольцевой системы является возможность истирания соединительных муфт колонн, если в продукции скважины содержится несок. Кроме того, возможны отложения парафина в затрубном пространстве при добыче парафинистых нефтей.
Двухрядный подъемник имеет перед однорядным следующие преимущества: 1) его работа происходит более плавно; 2) вынос песка из скважины более интенсивный.
Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что удорожает процесс эксплуатации. Поэтому на нефтедобывающих предприятиях довольно широко распространен третий вариант кольцевой системы, так называемой полуторарядной (рис. 52, д). Полуторарядный подъемник имеет все преимущества двухрядного (песок выносится даже интенсивнее), а стоимость его ниже.
§ 3. Пуск компрессорной скважины в эксплуатацию
Устье компрессорной скважины оборудуется арматурой, предназначенной для подвески спущенных труб; герметизации межтрубного и затрубного пространства; направления продукции
Смесь
a 5
Рис. 53. Схема пуска компрессорной скважины в эксплуатацию:
а — уровень нефти в скважине до подачи воздуха, б — уровень нефти в скважине, когда воздух достигнет нижнего конца подъемных труб, в — уровень нефти в скважине после
пуска
скважины в выкидную линию и сжатого газа (воздуха) в трубы; регулирования работы скважины. Часто для этих целей используется фонтанная арматура, остающаяся на скважине после пре-
116
XI
кращения фонтанного периода эксплуатации. Однако в большинстве случаев устанавливается более легкая и удобная компрессорная арматура. На рис. 54 показано оборудование устья компрессорной скважины с однорядным и двухрядным подъемниками.
Пуск компрессорной скважины в эксплуатацию заключается в следующем (рис. 53). В начальный период (до подачи сжатого газа или воздуха в скважину) уровень жидкости в насосно-компрессорных трубах и в затрубных пространствах (между обсадной колонной и наружным рядом насосно-компрессорных труб и между наружным и внутренним рядами насосно-компрессорных труб) находится на одинаковой высоте. Этот уровень называется статическим (рис. 53, /). При подаче газа (воздуха) в затрубное пространство между наружным и внутренним рядами насосно-компрессорных труб жидкость будет оттесняться во внутренний ряднасосно-компрессорных труб, в затрубное пространство между обсадной колонной и наружным рядом насосно компрессорных труб и частично проникать в пласт (так как давление в скважине больше пластового). Когда жидкость в затрубном пространстве между двумя рядами насосно-компрессорных труб понизится до нижнего конца внутреннего ряда труб, то давление сжатого газа в этот момент достигнет максимального значения. Это давление называется пусковым.
Достигнув нижнего конца внутреннего ряда труб, сжатый газ начинает проникать в них, газировать жидкость и поднимать ее вверх. Когда будет заполнен объем труб, жидкость начнет выбрасываться в выкидную линию, после чего давление у нижнего конца подъемных труб (внутреннего ряда) понизится. В результате жидкость из затрубного пространства между обсадной колонной и наружным рядом насосно-компрессорных труб начнет поступать к нижнему концу подъемных труб. При этом беспрерывно закачивающим сжатым газом она будет увлекаться на поверхность.
В это же время уменьшится давление на забой, в результат» чего жидкость из пласта будет поступать в скважину, подниматься до низа подъемных труб и дальше, увлекаясь сжатым газом, двигаться по подъемным трубам на поверхность. При этом уровень
117
Рис. 54. Оборудование устья компрессорной скважины:
а — при однорядном подъемнике, б — при двухрядном подъемнике
жидкости в затрубном пространстве (между эксплуатационной колонной и наружными рядами насосно-компрессорных труб) находится в одном положении. Этот уровень принято называть динамическим (рис. 53, //). В таком случае количество жидкости, поступающей из пласта, будет равно количеству жидкости, выбрасываемой из скважины. Процесс становится непрерывным, а давление нагнетаемого сжатого газа постоянным. Оно называется рабочим.
§ 4. Способы снижения пусковых давлений
В связи с тем что пусковые давления значительно больше рабочих и нецелесообразностью установки компрессоров, исходя из значения пускового давления, применяют различные способы их снижения: 1) продавливание жидкости в пласт; 2) переключение компрессорной установки с центральной системы на кольцевую; 3) одновременное нагнетание нефти и газа; 4) поршне-ванне; 5) постепенный допуск подъемных труб; 6) применение пусковых клапанов.
Способ продавливания жидкости в пласт заключается в том, что в подъемные трубы и в затрубное пространство нагнетают газ, сжатый до максимального давления компрессора. Затем закрывают запорное устройство на газоподводящей линии и оставляют скважину на некоторое время под давлением. За это время пласт поглотит часть нефти, в результате чего уровень ее в скважине понизится. При повторном нагнетании сжатого газа в затрубное пространство открывают запорное устройство на выкиде из скважины, продавливают оставшуюся в затрубном пространстве нефть до нижнего конца подъемных труб и пускают •скважину в эксплуатацию.
Способ переключения компрессорной установки с центральной системы на кольцевую заключается в том, что газ сначала нагнетают в подъемные трубы, а газожидкостная смесь выходит через затрубное пространство. После того как некоторое количество жидкости будет удалено из скважины, газ нагнетают в затрубное пространство, а газожидкостная смесь выходит через подъемные трубы. Пусковое давление при центральной системе значительно меньше, чем при кольцевой.
При одновременном нагнетании нефти и газа к скважине подводят две линии: нефтяную и газовую. По нефтяной линии насос подает нефть, а по газовой — компрессор подает газ. Нефть по пути в затрубное пространство увлекает за собой газ, в результате чего газожидкостная смесь вытесняет из труб жидкость большей плотности и занимает ее место. Давление на забой снижается, после чего нефть из пласта начинает поступать в скважину. При этом количество нагнетаемого газа увеличивают, а количество нефти уменьшают до полного прекращения ее закачки л нагнетают только газ.
118
Способ поршневания состоит в том, что сначала поршнем снижают уровень жидкости в скважине до положения, при котором с помощью компрессора можно продавить оставшийся столб жидкости.
При постепенном допуске подъемных труб последние спускают на такую глубину, при которой с помощью компрессора можно продавить данный столб жидкости. После продавки этого столба жидкости уровень ее в скважине понижается, что дает возможность увеличить глубину погружения труб путем наращивания их и произвести следующую продавку. Таким образом производится постепенный допуск подъемных труб до расчетной глубины их погружения.
Способ уменьшения пусковых давлений с помощью применения пусковых клапанов заключается в том, что на колонне-подъемных труб на определенной глубине под уровнем жидкости устанавливают специальные пусковые клапаны. Они автоматически закрываются и открываются при определенной разности давлений над и под клапаном. Глубина установки их определяется высотой столба жидкости, которую можно продавить с помощью компрессора через клапан в подъемные трубы.
Сжатый газ, проходя через клапан в подъемные трубы, газирует в них жидкость, в результате чего жидкость поднимается до того момента, пока не произойдет выброс. После выброса уровень жидкости в затрубном пространстве понижается ниже первого пускового клапана до глубины установки второго клапана. Сжатый газ начинает поступать через второй клапан, а первый клапан закрывается. В подъемных трубах происходит процесс газирования жидкости, находящейся выше второго клапана, после чего опять наступает выброс.
Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока жидкость в затрубном пространстве не будет отжата до нижнего конца подъемных труб и не начнется нормальная работа установки. Все клапаны при этом будут закрыты.
§ 5. Распределение рабочего агента по скважинам
Наиболее рациональная система распределения рабочего-агента по скважинам — распределение его через газораспределительные будки (ГРБ). При этой системе скважины месторождения разбивают территориально по группам (рис. 55). В центре каждой группы размещаются газораспределительная будка с батареями, состоящими из нескольких секций, разделенных вентилями. Таким образом, основными элементами в батарее являются вентили. Сжатый рабочий агент от компрессорных станций направляется по трубопроводам в будку, а от них — к скважинам. Число трубопроводов от компрессорной станции к скважине может быть различным (от двух до четырех); одни из них — пусковые, другие — рабочие.
119
Распределительная будка питает агентом определенное число скважин. В будке, кроме батареи, расположен щит с установленными на них расходомерами газа и манометры для контроля за давлением. Около будки устанавливают влагоотделители и печи для подогрева газа. В некоторых случаях применяют автоматиче-•ское регулирование распределения рабочего агента, для чего на
К скаагкинам
DDDD DDQD
КС
Рис. 55. Система распределения рабочего агента через газораспределительные будки:
ПЛ — пусковая линия; РЛ — рабочая линия; ГРБ — газораспределительная будка; КС — компрессорная станция
распределительной батарее вместо вентилей устанавливают регулировочные клапаны, соединенные с автоматическим регулятором расхода.
§ 6. Обслуживание компрессорных скважин
Обслуживание компрессорных скважин сводится к регулированию подачи рабочего агента, наблюдению за работой скважины, уходу за оборудованием, наблюдению за исправностью трубопроводов и т. п. При необходимости проводят мелкий и текущий ремонт оборудования, ликвидируют аварии и неполадки. Важным элементом обслуживания является пуск скважины в эксплуатацию .
§ 7. Бескомпрессорный газлифт и периодическая компрессорная эксплуатация скважины
Если на каком-либо нефтяном месторождении или вблизи него имеются газовые пласты с достаточными запасами газа и высоким давлением, то энергию газа можно использовать для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ эксплуатации нефтяных скважин носит название бескомпрессорного газового подъемника (бескомпрессорный газлифт). В этом случае рабочий агент не требуется сжимать в компрессорах. Способ бескомпрессорного газлифта применяют более широко, чем компрессорный.
Технологическая слема этого способа: iaa высокого давления из газовых скважин сначала поступает на пункт очистки и осушки, затем подогревается в специальных подогревателях, откуда направляется в газораспределительную будку (ГРБ). Из ГРБ газ направляется в скважины, после чего вместе с продукцией скважины попадает на групповую сепарационно-заыерную установку.,
При периодической компрессорной эксплуатации рабочий агент нагнетается в скважину не непрерывно, а периодически. Этот способ применяют при низких динамических уровнях жидкости и низких пластовых давлениях.
Рассмотрим схему периодической эксплуатации. Рабочий агент нагнетается в затрубное пространство, а нефть поднимается по подъемным трубам. После выброса нефти на поверхность подача рабочего агента автоматически прекращается. При этом в скважине скапливается нефть. Через определенный промежуток времени уровень восстанавливается и автоматически включается подача агента, т. е. цикл повторяется. Продолжительность времени накопления жидкости и нагнетания рабочего агента для каждой скважины различна и зависит от ряда факторов (интенсивности притока жидкости в скважину, конструкции компрессорной установки, диаметра скважины, глубины ее, количества нагнетаемого рабочего агента и т. п.).
При периодической эксплуатации возможно (в процессе нагнетания сжатого газа) поглощение пластом нефти, особенно при большой проницаемости пород. Для предотвращения ухода жидкости в пласт применяют специальные камеры замещения. Технологическая схема установки с камерой замещения следующая (рис. 56).
В скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб 3 и 4. К нижнему концу первого ряда труб присоединена камера замещения 5 с обратным клапаном б, в которой накапливается жидкость, поступающая из пласта. Рабочий агент нагнетается в затрубное пространство между двумя рядами насосно-компрессорных труб и вытесняет жидкость из камеры замещения 5 в трубы 3. Когда жидкость поступит в выкидную линию, автоматически отключается подача сжатого газа. В этом случае протекает процесс накопления жидкости в камере замещения 5, после чего цикл повторяется.
Рис. 56. Техноло! нческая
схема установки с камерой
замещения:
1 — газосепаратор; 2 — газовая
линия; а и 4 — насосно-ком-
прессорные трубы; S — камера
замещения, в — клапан
121
ГЛАВА V ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ГЛУБИННЫМИ НАСОСАМИ
Наиболее распространенный способ добычи нефти — с помощью глубинных насосов. Различают штанговые и бесштанговые насосы.
§ 1. Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосами
Принцип работы и схема глубиннонасосной установки
Глубиннонасосная установка состоит из насоса 1 (рис. 57), находящегося в скважине, и станка-качалки 6, установленного
на поверхности
колонне насосно-компрессорных труб 9 в скважину спускают насос, состоящий из цилиндра 11, внутри которого расположен плунжер 12. В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 10 В нижней части неподвижного цилиндра устанавливается всасывающий клапан 13. Плунжер подвешен па колонне насосных штанг 2, которые передают ему
А -А
Рис. 57. Схема глубиннонасосной установки
Рис. 57, а. Схема глубиннонасосных штанг и муфт к ним
возвратно-поступательное движение от станка-качалки. Самая верхняя штанга (полированный или сальниковый шток) соединена с головкой 4 балансира 5 станка-качалки 6 канатной или цепной подвеской. Через тройник 3, находящийся в верхней части колонны насосно-компрессорных труб, жидкость направляется в выкидную линию. Возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от электродвигателя 8 через редуктор 7 и кривошипно-татунный механизм станка-
122
качалки. Принцип работы насоса следующий. При движении плунжера вверх всасывающий клапан 13 открывается, в результате чего жидкость поступает в цилиндр насоса. Нагнетательный клапан 10 в это время закрыт, так как на него действует столб жидкости, заполнившей насосно-компрессорные трубы. При движении плунжера 12 вниз нагнетательный клапан 10 открывается и жидкость из цилиндра переходит в пространство над плунжером, в результате чего всасывающий клапан 13 закрывается.
Таким образом, при непрерывной установившейся работе-насоса насосно-компрессорные трубы заполняются жидкостью, которая после достижения устья скважины через тройник направляется в выкидную линию.
Глубинные штанговые насосы изготовляют разных конструкций. Наиболее распространены насосы двух видов — трубные и вставные.
Насосные штанги представляют собой стальные стержни круглого сечения, на концах которых высажены утолщенные головки. Последние имеют резьбу и участок с квадратным сечением для захвата ключом (рис. 57, а). Сальниковый (полированный) шток в отличие от обычных штанг изготовляется без головок, но имеет на концах стандартную резьбу.
Оборудование устья, насосной скважины
Оборудование устья насосной скважины предназначено для подвески насосно-компрессорных труб, герметизации устья и направления продукции скважины в выкидную линию,
Одна из распространенных схем оборудования устья
насосной скважины показана на рис. 58. На колонный фланец 1 устанавливается планшайба 2, на которой подвешивается колонна насосных труб. В планшайбе имеются два отверстия: боковое горизонтальное для отвода газа из затрубного пространства и
123
Рис. 58. Оборудование устья насосной скважины
вертикальное — для спуска в затрубное пространство глубинных приооров при замерах уровня жидкости в скважине. Сверху планшайбы с помощью соединительной муфты 4 крепится тройник 5, через боковой отвод которого нефть из скважины подается в нефтесборную сеть. Над тройником устанавливается сальник <5, через который проходит полированный шток 7 Набивка сальника уплотняется путем навинчивания на его корпус крышки 8. F -
/4 /J /7 //
Рис. 59. Схема станка-качалки
Конструкция сальника может быть разной, но в любом случае она должна позволять производить подъем из скважины плунжера насоса или насоса целиком без снятия тройника. При этом достаточно снять корпус сальника. Поверхность верхней штанги (полированного штока) полируется, так как она проходит через устьевой сальник. Нельзя применять вместо сальникового штока гбычную насосную штангу, так как нарушится герметичность сальника и он начнет пропускать жидкость. Полированный шток подвешивается к головке балансира станка-качалки специальными подвесками.
Станки-качалки
Станок-качалка служит для передачи возвратно-поступательного движения колонне насосных штанг и плунжеру насоса.
В СССР ГОСТ 5866—66 на станки-качалки предусматривает выпуск девяти базовых станков грузоподъемностью 1,5—20,0 т 124
и одиннадцати модифицированных станков грузоподъемностью 1,0—15,0 т.
Тип станка-качалки выбирают в зависимости от глубины скважины и предполагаемого ее дебита, т.е. количества добываемой нефти за единицу времени. В табл. 10 приведена характеристика станков-качалок в соответствии с ГОСТ 5866—66.
Станок-качалка (рис 591, монтируемый на раме 11, состоит из следующих основных узлов: двигателя 10, балансира 4 с головкой 2 и балансирного противовеса 5, редуктора 7 с кривошипом 12 и роторным противовесом 13. Балансир качается на опоре 3, укрепленной на стойке 14. На головке балансира крепится мягкая подвеска 1 для штанг. От двигателя 10 с помощью клиноре-менной передачи 9 движение передается на шкив 8 редуктора 7. Частота вращения выходного вала редуктора соответствует заданному числу качаний балансира станка-качалки. На этом валу жестко закреплен кривошип 12, с которым шар-нирно соединен шатун 6. Соединение шатуна с балансиром также шарнирное.
Балансирный и роторный Рис. 60. Схема безбалансирного противовесы предназначены для станка-качалки
уравновешивания веса колонны штанг и столба жидкости (ход
вверх и вниз) и снижения инерционных усилий. Правильным подбором противовесов обеспечивается снижение мощности, потребляемой электродвигателем. Противовесы 13 на кривошипе 12 могут перемещаться по оси. Профиль головки 2 балансира 4 позволяет точке подвески штанг находиться точно над центром скважины. При подземном ремонте головка имеет возможность поворачиваться в любую сторону. Для облегчения обслуживания узлов балансира 4 на стойке 14 имеются лестницы.
Переставлением нижних концов шатунов из одних отверстий кривошипов 12 в другие можно получить различный радиус кривошипа и различную длину хода полированного штока. Число качаний балансира можно изменить сменой шкивов на электродвигателе 10.
Кроме балансирных станков-качалок в некоторых случаях применяют и безбалансирные (рис. 60).
125
о оо ^1 ^1 *^1 ОТ СП JN со to *- СО ОО ^1 СО К5 на.
on о с 1 О о о 0 000 ооо ооо
tt Я я я я я я ^ яяя я я я о
>-* 00 00 (- ^ со )?^ ?" ю to н^ н^ от от со СО (0 на.

i Сп со со со со на. на- СО О О о сл **
1 ОО СЛ 0 "ел СО на. 00 js, Y1 от на. СЛ СО ЕЬ
^ О 1» СЛ 1 От О '-. СО СЛ Сл У М
<=><=> о о ОЭ О 0 0 8 от о 0 *> со О на- СО lt^ to о о Сл ОТ О 000 ?* сл to :~а
0 0 0 0 о ° ел о2 2 оо ° о а -о
о о о к
Модифицированная Базовая Модель
Сл 00 о о 00 00 о о 10 00 о о о о о о со о о СО на. н» о со о О ОТО о to to ооо ооо го от со 000 СО СО на. ОО Сл Наибольшая допускаемая нагрузка в точке подвеса штанг, кгс
о о о 0 0 о о о ооо 000 000 000
СО СО | ^ .i. h^b ^
Сл О от 1 0 ОТ ю оо от iJN ^ >?N СЛ на. СО со от ^-. со coco
СЛО <. D -J со н>> to j^ о ооо О О О1 ооо
о о 1 1 1 с 1 0 0 1 Сл 1 ооо 1 1 1 1 1 О О CD 1 ооо 1 1 1 Длина хода точки подвеса
ОТ Сл со t 0 СО со со на. СС ОТ *- со со ^J ГО 't» штанг, мм
оо о о 0 о 0 0 0 0 О на. 0 0 о о ОО 0 о сл ОО СО Сл Сл ооо ооо ооо 000 сл о со ооо
to оо от ОТ ?- СО на. на. СО ь>- Наибольший допускаемый
о о о о оо о о о о 0 0 о о сл от 0 0 о о 0 о JN СО н» О СЛ О ооо ооо С О -^ ооо СЛ ОТ -J ооо 000 *-со ^. 0 01 0 ооо крутящий момент на ведомом Вгпу редуктора, игс-м
Кривошипная Комбинированная Бапан-сирная Кривошипная Комби пиро-ванная Балан-сирная Система уравновешивания
ОТ Сл о о о о О 0 со СЛ о о со со Сл СЛ 0 0 0 0 со со О на. 0 0 о о о СП О it~ ооо lt> СО СО СО СЛ Сл ооо ооо на- СЛ СО ооо ооо ^1 ^J Сл СЛ н^ на. ооо Длина переднего плеча балансира Ki

я
I
я
99
СО СЛ 00 о о со СЛ о о со со ОТ ОТ о о 0 0 >-"• Сл о о о о со ~3 -J СЛ Сл J^ ^ 000 it- СО СО СО Сл От 000 ооо СО н^ ^^ ^ СП СО 000 •^1 ^Л СЛ От *ч hJ- Длина заднего плеча балансира, мм
COCO >-^ "о >- >-^ о "о "о и :.*
со Ът СО Сл
От w^ СО осо о 000 ооо Рассюяние между цен i рами
Сл it-осо о о 00 СО о о 0 со СЛ о о —л со о со 0 О 00 го to rt^ Co Сл О О со -^ ^ ОТ ~1 *s О CD CO 000 О 00 СО СО it- 00 Сл о О головок шатуна; и щит рами оси опоры балансира и ведомого вала редукюра по вер-
тикали, мм
! ^ 1^ )-^ Расстояние между центрами
— J О О -J О СЛ CD СЛ со СП со со о о СЛ ОТ оз го *•-1ГОСО -J ооо -J О ^ О • СО ь^ о го О —1 о о со о 0 о о о СЛ ОТ 0 со со со ГО CD О О СЛ О СО ь». >^-о аз to O^J 0 ооо О ^J От О ь^ -J О OI О Со со со СЪСО О О От О Наибольший радиус плеча кривошипа, мм
coco СО СО §8 со OI о о> о о со о о о 0 о СП Со СО о со о О СЛ О СО СО hi. со coco О С» 01 000 го со о ооо 000 Сл СО СО о го о О Сл 0 Радиус вращения наиболее удаленной ючки кривошипа, мм
длина щ
ёаа a|i-i
?§ оо СО СЛ о Со Сл о со Сл о 1 СП о о со 0 ОСО гооо 000 it- СЛ 00 О О От 000 ГО СП it-СП О СО ооо 00 СО го о о ширина U3 О О * CLJ
н^ CD го го (ГО СЛ *- со со со ^ н^ 00 ГО СП it- СО со со^-
СЛ н*-оо СП Сл •^ о ОС о 00 о ОТ СО 00 ооо 0 00 JN ооо СО »?> СЛ О г-- О СО О ^1 высота И К й« о
оо о 10 о о о о о с D 0 000 1
со со t_^ , ^ _ со со ^ Масса коми ккы с диигагеием,
00 оо 00 ОТ о го со 0 о СП о со о го От От со ^ ^ Сл от О ОТ От СЛ 000 Со о -t-О О to ооо CD ГО ?-000 00 0> СО ь^ ^ О"( От О са от сл ограждениями, принадлежностями п инструмешом (не более), кг
очес В СХСО та со о\со од со Способ модификации

О И f т-) S ' > и ь- f
да ?D 34 Сз рЗ ^ го ?Э I'D да о Q
В я я* я | g Sg § да
та о та ТЗ та та
да "g p р
Эксплуатация, глубиннонасосных скважин в осложненных условиях
На работу глубинного насоса отрицательно влияют газ (в свободном или растворенном состоянии) и песок, поступающие из пласта вместе с нефтью. Газ уменьшает степень наполнения насоса, а следовательно, и производительность насоса.
Для предотвращения вредного влияния газа на работу насоса используют глубинные насосы с уменьшенным вредным пространством; устанавливают ниже приема насоса газовые якоря, с помощью которых часть свободного газа отводится в скважину; удлиняют ход плунжера насоса; увеличивают погружение насоса под уровень жидкости в скважине; отсасывают с помощью компрессоров газ из затрубного пространства и нагнетают его в газосборную сеть.
Схема простейшего однокорпусного газового якоря ЯГ-1 показана на рис. 61. Этот якорь состоит из двух концентрически расположенных труб, соединенных переводником 1. При помощи переводника 1 якорь соединяется с нижней муфтой насоса. В верхней части наружной трубы 3, называемой корпусом якоря, просверлены отверстия А. Нижний конец корпуса закрыт заглушкой 4. Нефтегазовая смесь поступает из скважины в якорь через отверстия А в кольцевое пространство между трубами 2 и 3 и движется к нижнему концу внутренней трубы. Здесь смесь, снова меняя направление, поступает во всасывающую трубу 2 и в насос.
При изменении направления движения смеси из скважины в якорь из нефти выделяется часть газа, которая уходит в скважину черрз верхние отверстия в корпусе якоря. Нефть в затруб-ном пространстве (между корпусом якоря и всасывающей трубой) вторично изменяет направление движения и через всасывающую трубу 2 поступает на прием насоса.
Песок, поступающий из пласта с нефтью, приводит к образованию песчаных пробок на заб^е; заклинивает плунжер в цилиндре насоса; преждевременно истирает детали насоса и подъемные трубы; нарушает степень уравновешивания станка-качалки и т. п. При заклинивании плунжера могут оборваться насосные штанги, насосно-компрессорные трубы и произойти другие осложнения.
Рис. 61. Схема газовою якоря
128
Основные мероприятия по предохранению насоса от песка следующие:
1) регулирование отбора жидкости из скважины, в результате чего предотвратилось бы или уменьшилось поступление песка в скважину;
2) установка на приеме насоса фильтров или песочных якорей;
3) применение насосов с плунжерами специальных типов;
4) присоединение к нижнему концу насоса хвостовиков из насосно-компрессорных труб;
5) установка защитных приспособлений над насосом (скребки-завихрители, полые насосные штанги и т. п.);
6) подлив нефти в затрубное пространство между подъемными трубами и эксплуатационной колонной.
Широко распространены на нефтегазодобывающих предприятиях песочные якоря. Наиболее эффективен в работе песочный якорь обращенного типа (рис. 62), который состоит из корпуса 3, внутренней трубы 2 с насадкой на конце ее, муфты 4 с заглушкой и переводника 1. Жидкость поступает в якорь через отверстие А, проходит внутреннюю трубу 2 и попадает в корпус 3, где ее скорость резко уменьшается и изменяется направление. В результате песок оседает на дно корпуса 5, а очищенная от песка жидкость поступает к приему насоса. Установленная на нижнем конце внутренней трубы 2 насадка предназначается для увеличения сил инерции песчинок и улучшения сепарации песка.
8 скважинах, в которых выделяется много песка и газа, применяют газопесочные якоря, которые одновременно выполняют функции двух якорей: газового и песочного.
При отложении в скважине парафина
(на штангах, насосных трубах, якорях, насосах и т. п.) уменьшается ее дебит, увеличиваются нагрузки на штанги, станок-качалку и т. п.
Для борьбы с отложениями парафина на штангах устанавливают пластинчатые скребки; промывают насосные трубы горячей нефтью при поднятом из цилиндра насоса плунжере; пропаривают поднятые из скважины запарафиненные трубы; используют трубы, покрытые бакелитово-эпоксидными лаками, и т. п.
Обслуживание насосных скважин
Обслуживание насосных скважин заключается в наблюдении за работой станка-качалки, состоянием наземного оборудования
9 Заказ 693 129
Рис. 62. Схема песочного якоря
и подачей жидкости. Для этого необходимо смазывать трущиеся части станков-качалок, контролировать ее состояние, проверять степень ее уравновешивания, по графику проводить текущий и капитальный ремонты.
Применяемые телемеханические системы позволяют осуществить связь с любой скважиной или другим объектом. С пульта оператора можно включить и выключить электродвигатель станка-качалки, замерить дебит скважины, получить телесигнал состояния станка-качалки («работает», «остановлена»), получить сигнализацию аварийной остановки станка-качалки, иметь двустороннюю телефонную связь с персоналом, находящимся у скважины.
Периодическая эксплуатация малодебитных скважин
При эксплуатации некоторых скважин возможны случаи, когда теоретическая производительность насоса больше возможного отбора нефти из скважины. По мере работы насоса уровень нефти в скважине постепенно снижается и в конце концов подача нефти полностью прекращается. Если насос будет продолжать работу вхолостую, то через некоторое время уровень постепенно начинает повышаться и при определенном его значении насос снова начинает подавать жидкость. Поэтому такие скважины следует эксплуатировать периодически, т. е. периодически останавливать насосную установку для накопления жидкости в скважине.
Продолжительность работы и остановок в зависимости от эксплуатационной характеристики скважины бывают разными. Включение и выключение установок осуществляется автоматически (по заданной программе) с помощью станций управлений (СУП).
Преимущества периодической эксплуатации — уменьшение расхода электроэнергии и износа оборудования, недостатки — неравномерное нагружение оборудования, неполное заполнение цилиндра насоса при работе установки, невозможность применения такого способа эксплуатации при наличии в нефти песка и др.
; Поэтому лучше отрегулировать режим работы насосной установки так, что теоретическая производительность соответствовала отбору жидкости из скважины, чем переводить ее на периодический режим работы.
§ 2. Бесштанговые насосные установки
Так как штанговые глубинные насосы имеют некоторые недостатки (недостаточно высокая производительность, необходимость установки громоздкого оборудования, опасность обрыва штанг при большой глубине скважин и т. д.), на практике применяют различные виды бесштанговых насосов, из которых наи-
130
более широко распространены центробежные электронасосы. Центробежные электронасосы применяют в тех случаях, когда уровни жидкостей в скважинах низкие, когда скважины искривлены, и в случаях, когда штанговые насосы не могут обеспечить необходимого отбора жидкости.
Используют также гидропоршневые насосы, разрабатывают и испытывают винтовые насосы, вибрационные и др. Отличительная черта бесштанговых насосных установок — перенос двигателя непосредственно к насосу и устранение штанг.
Погружные центробежные электронасосы (ЭЦН)
Установка погружного электронасоса (рис. 63) состоит из насосного агрегата (насоса 4, электродвигателя 1, протектора 2, предохраняющего электродвигатель от проникновения в него нефти или воды и обеспечивающего подачу смазки к подшипникам насоса и двигателя), колонны насосно-компрессорных труб, бронированного кабеля 5, устьевой арматуры, кабельного барабана 7 с направляющим роликом б, станции управления 9 и автотрансформатора 8.
Станция управления 9 служит для управления (ручного и автоматического) погружным насосным агрегатом. Кабельный барабан служит для транспортировки кабеля и возможности его спуска в скважину и подъема. Насосный агрегат спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах, которые с помощью специальной планшайбы подвешиваются на фланце обсадной колонны. Направляющий ролик 6 предохраняет кабель от перегибов при спуско-подъемных операциях.
Устье скважины (рис. 63, б) оборудовано тройником и задвижкой, установленной на выкидной линии.
Принцип работы установки следующий (рис. 63, а). Электрический ток через трансформатор 8 и станцию управления 9 по кабелю 5 поступает к электродвигателю 1 и приводит его в действие (трансформатор 8 компенсирует падение напряжения). В свою очередь, электродвигатель приводит в действие насос 4, который через фильтр 3 всасывает жидкость и подает ее по насосным трубам на поверхность.
Чтобы жидкость при остановке насосного агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан. Кроме того, над насосом устанавливают спускной клапан, через который жидкость сливается из колонны труб перед подъемом насосного агрегата из скважины.
Погружные гидропоршневые насосы
Установка гидропоршневого насоса (рис. 64) состоит из погружного гидропоршневого агрегата 1, двух концентрически
9* 131
Рис. 63. Схема оборудования скважины при эксплуатации центробежным электронасосом:
а — 1 — электродвигатель; 2 — протектор; 3 — фильтр, - насос; 5 — бронированный кабель; е — направляющий ролик; 7 — кабельный барабан; 8 — автотрансформатор; S — станция управления; б — 1 — крестовик; 2 — задвижка для подключения ППУ; S — сальник; 4 — планшайба; 5 — колонный патрубок; 6 — обратный клапан; 7 — штуцер
спущенных в скважину колонн насосно-компрессорных труб, силового насосного агрегата 2, емкости 5, оборудования устья скважины 4 и трубопроводов 5.
Погружной гидропоршневой агрегат состоит из гидравлического двигателя и насоса, поршни которых жестко соединены между собой.
Рис. 64. Схема установки гидропоршневого насоса
Силовой насос, расположенный на поверхности, под высоким давлением подает нефть по одной из колонн, спущенных в скважину ,"и приводит в действие двигатель и насос. Нефть выходит из двигателя и смешивается с нефтью, поступающей из скважины в цилиндр насоса, и возвращается по затрубному пространству на поверхность (между двумя колоннами насосно-компрессорных труб). Для отстоя и очистки силовой жидкости предназначены емкости. Насосный агрегат сбрасывают в спущенные насосно-компрессорные трубы меньшего диаметра. Поднимают его под действием рабочей жидкости, которая подается в кольцевое пространство под агрегат.
133
ГЛАВА VI
ИСКУССТВЕННЫЕ МЕТОДЫ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА НЕФТЯНЫЕ ПЛАСТЫ
Искусственные методы воздействия на нефтяные пласты применяют с целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи путем нагнетания в залежь воды или газа.
Различают следующие методы воздействия на нефтяные пласты: 1) законтурное и внутриконтурное заводнение; 2) нагнетание газа в повышенную часть залежи; 3) вторичные методы добычи нефти; 4) новые методы вытеснения нефти из залежи.
Законтурное и внутриконтурное заводнение
При законтурном заводнении воду нагнетают в пласты через специальные нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтенос-ности на расстоянии 1,0— 1,5 км от внешнего ряда эксплуатационных скважин (рис. 65, а). Эксплуатационные скважины располагают внутри контура нефтеносности.
При приконтурном заводнении (рис. 65, б) нагнетательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности.
При законтурном или приконтурном заводнении давление воды в нагнетательных скважинах оказывает влияние только на 2—3 близлежащих ряда эксплуатационных скважин. Поэтому для интенсификации добычи по всей площади месторождения приходится применять комбинацию законтурного или приконтур-
ного заводнения с внутриконтурным. При этом возможно несколько вариантов заводнения: а) разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на несколько обособленных эксплуатационных пло-
134
Рис. 65. Схема заводнения месторождения
щадей; б) очаговое заводнение (рис. 65, в); в) внутриконтурное кольцевое заводнение (рис. 65, г); г) осевое заводнение (рис. 65,9). Число нагнетательных скважин зависит от поглотительной способности каждой скважины при данном давлении нагнетания. Для заводнения нефтяных пластов вода должна пройти соответствующую подготовку (см. раздел III, главу VIII).
Нагнетание газа в повышенные части залежи
В данном случае сжатый газ нагнетают в газовую шапку или в повышенную купольную часть залежи. Для его нагнетания необходимо иметь мощную компрессорную станцию, которая сможет обеспечить создание высокого давления (на 10—20% выше пластового). Так как это требует больших затрат, закачку газа в пласт начинают не в начальный период разработки месторождения, а в более поздней ее стадии.
Сжатый газ нагнетают обычно в скважины, расположенные в присводовой части залежи. Количество нагнетаемого газа зависит от поглотительной способности скважины. Метод нагнетания газа в пласт менее экономичен, чем метод нагнетания воды в пласт.
Вторичные методы добычи нефти
Остаточные запасы нефти извлекают при помощи вторичных методов, которые проводят на более поздней стадии эксплуатации, когда нефтяные залежи истощены, когда методами поддержания пластового давления не получают положительного результата (в связи с сильным падением пластового давления). В качестве вторичных мероприятий применяют вытеснение нефти нагнетаемыми в залежь водой или газом по всей площади ее нефтеносности (площадное заводнение и площадная закачка газа). Площадное заводнение проводят в условиях равномерного и повсеместного воздействия на залежь нагнетаемой воды. При этом нагнетательные скважины размещают в нефтяной зоне между эксплуатационными.
Существуют различные сетки размещения скважин. Так, например, при квадратной сетке размещения скважин каждая нагнетательная скважина обслуживает четыре эксплуатационные.
Площадное заводнение должно обеспечить равномерное продвижение нефти в пласте к забоям эксплуатационных скважин. Если в каких-либо скважинах возможен прорыв воды, то ограничивают закачку воды в скважины, уменьшают отбор нефти из сильно обводняющихся скважин, отключают отдельные обводняющиеся интервалы пласта путем тампонирования их в эксплуатационных скважинах.
При площадной закачке газа в пласт принцип размещения нагнетательных скважин на площади такой же, как и при площадном заводнении.
Если залежь сильно обводнилась, площадное нагнетание воды или площадная закачка газа для добычи остаточной нефти
135
неэффективны. В таких условиях на конечном этапе эксплуатации скважин лучше применить форсированный отбор жидкости, при этом вовлекаются в общее движение большие количества жидкости (в том числе и нефть) из застойных зон Форсированный отбор производят при помощи глубинных насосов больших диаметров, погружных электронасосов, газовоздушных подъемников.
Новые методы вытеснения нефти us залежи
Новые методы вытеснения нефти из залежи можно условно разделить на три группы: 1) методы, улучшающие нефтевымы-вающие свойства закачиваемой в пласт воды; 2) тепловые; 3) методы по вытеснению нефти из пласта смешивающимися с ней жидкостями или газами.
Нефтевымывающие свойства воды можно улучшить путем добавления к ней поверхностно-активных веществ (сульфонола, ОП и т. д.), пенообразующих веществ, путем нагнетания в пласт жидкой углекислоты и воды, насыщенной углекислым газом.
Сущность тепловых методов заключается в том, что при нагреве пласта уменьшаются вязкость нефти и поверхностное натяжение на границе нефть—порода. Тепловые методы могут быть осуществлены созданием в пласте передвижного очага горения или закачкой в пласт теплоносителя (горячей воды, пара и др.). Передвижной очаг горения создается путем воспламенения на забое нагнетательной скважины газовоздушной смеси. Средством воспламенения может быть забойный электрический запальник, который после воспламенения смеси извлекают из скважины. Для поддержания горения в скважину подают воздух. По сравнению с горячей водой пар обладает лучшей вытесняющей способностью .
При вытеснении нефти сжиженными углеводородными газами или газами высокого давления происходит взаимосмешивание их, уменьшение капиллярных сил и увеличение нефтеотдачи пласта. В скважину закачивают определенный объем сжиженных газов, который проталкивается в пласт газом или водой.
Закачка газа высокого давления приводит к уменьшению вязкости нефти, что также способствует увеличению нефтеотдачи.
ГЛАВА VII МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ СКВАЖИН
Производительность скважин может быть увеличена при повышении проницаемости пород призабойной зоны. Этого можно достичь путем искусственного увеличения числа и размеров дренажных каналов, увеличения трещиноватости пород, а также путем удаления грязи, смол, парафинов со стенок поровых каналов.
136
Различают следующие методы увеличения производительности скважин: 1) кислотная обработка скважин; 2) гидравлический разрыв пласта; 3) гидропескоструйная перфорация; 4) торпедирование скважин; 5) тепловая обработка призабойных зон; 6) обработка призабойной зоны поверхностно-активными веществами; 7) метод разрыва пласта с использованием ударной волны; 8) метод разрыва с использованием пороховых газов.
§ 1* Кислотная обработка скважин
Кислотная обработка скважин включает солянокислотную, пенокислотную, термокислотную и обработку скважин грязевой кислотой.
При солянокислотной обработке скважину очищают от песка, грязи, парафина и т. п. Для очистки ее стенок от цементной и глинистой корки и продуктов коррозии на забой в скважину закачивают кислоту, выдерживают ее без продавки в пласт. Через несколько часов путем обратной промывки вымывают («кислотная ванна») отреагировавшую кислоту вместе с продуктами реакции.
Если в скважине возможно установить циркуляцию, то сначала скважину заполняют нефтью, затем в трубы нагнетают раствор соляной кислоты. Вытесняемую нефть замеряют в мернике.
(Количество кислоты, нагнетаемой в скважину, должно быть равным объему насосно-компрессорных труб и затрубного пространства в интервале расположения обрабатываемого горизонта). После закачки расчетного количества кислоты закрывают задвижку на выкиде из затрубного пространства и под давлением в скважину закачивают небольшое количество кислоты. После этого кислоту из труб продавливают в пласт нефтью или водой. В таком состоянии оставляют скважину в покое на некоторое время с целью реагирования кислоты с породой. По окончании этого периода скважину пускают в эксплуатацию.
При кислотных обработках используют специальные агрегаты (например, агрегат типа Азинмаш-30) или обычные передвижные насосные агрегаты, смонтированные на автомобиле или тракторе (рис. 66).
Лучший сорт кислоты — соляная синтетическая с добавками реагентов-ингибиторов: уникола ПБ-5, катапинов вида А и К
137
обработке:
7 _ скваж1Ша. г _ насосный агрегат,
3 — емкость для нефти, 4 — емкость
для солянокислого раствора
для предупреждения коррозии металла; стабилизатора (уксусной кислоты) для предупреждения выпадения осадков железа из раствора; интенсификаторов для облегчения удаления продуктов взаимодействия кислоты с породой при освоении скважины. При пенокислотной обработке скважины в при-забойную зону пласта вводится аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в виде пены. Для закачки в скважину кислотных пен применяют кислотный агрегат (автоцистерна с насосом), передвижной компрессор и смеситель-аэратор (рис. 67).
Рис. 67. Схема размещения оборудования при пенокислотной обработке
скважины:
1 — васосный агрегат; 8 — аэратор; з — обратный клапан; 4 — крестовина; 5 — компрессор
При термо кислотной обработке на забой скважины с помощью специального устройства (реакционного наконечника) опускают вещество, которое при соприкосновении с соляной кислотой вступает с ней в химическую реакцию, сопровождающуюся большим выделением тепла. Таким веществом может быть магний, едкий натрий и другие металлы. Цель термокислотной обработки — улучшение действия кислоты после расплавления парафина или смолы, отложившихся на забое скважины.
Солянокислотную обработку в любом варианте применяют для обработки карбонатных пород. Если продуктивные горизонты сложены песчаниками с глинистым цементом, применяют грязевую кислоту (смесь плавиковой кислоты с соляной кислотой). Последовательность проведения работ при этом
138
следующая. Вначале с целью удаления цементной и глинистой корки делают солянокислотную ванну. Затем для растворения в призабойной зоне карбонатов в скважину закачивают 10— 15%-ный раствор соляной кислоты. После удаления продуктов реакции в пласт закачивают грязевую кислоту, выдерживают ее определенное время, очищают забой от продуктов реакции и пускают скважину в эксплуатацию.
§ 2. Гидравлический разрыв пласта
Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в образовании и расширении в пласте трещин после создания высоких давлений на забое скважины жидкостью, закачиваемой в скважину с поверхности. Для предотвращения смыкания образованных трещин или расширившихся старых в пласт вводится крупнозернистый песок (с размерами зерен от 0,5 до 1,0 мм).
Технология этого процесса следующая: 1) закачка в пласт жидкости разрыва с целью образования трещин или их распш- i рения; 2) закачка жидкости-песконосителя; 3) закачка жидкости для продавливания песка в скважину (продавочной жидкости). Обычно в качестве жидкости разрыва и жидкости-пес-коносителя применяют одну и ту же жидкость. Жидкостью разрыва может быть сырая нефть повышенной вязкости; мазут или его смесь с нефтью; дизельное топливо, загущенное нафтеновыми мылами; вода; водный раствор ССБ; раствор соляной кислоты и т. п. Технология гидроразрыва состоит в следующем. Вначале скважину исследуют на приток, определяют ее поглотительную
способность и давление поглощения. Забой скважины очищают от песчаной и глинистой пробки и загрязняющих отложений. После проверки специальным шаблоном в скважину спускают трубы диаметром 89—114 мм. Для предохранения обсадной колонны от воздействия большого давления и разобщения фильтровой части скважины от зоны, расположенной выше ее, над продуктивным пластом устанавливают пакер. Устье скважины оборудуется специальной головкой, к которой подключаются насосные
39
Рис. 68. Схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта:
1 — скважина; 2 — насосный агрегат; з —. пескосмесительный агрегат; 4 — вспомогательные насосные агрегаты; 5 — емкости для жидкости-пег-коносителя; 6 — емкости для жидкости разрыва и продавочной жидкости
агрегаты. Иногда перед гидроразрывом пласта в скважине проводят солянокислотную обработку или гидропескоструйную перфорацию. Примерная схема обвязки оборудования при гидроразрыве пласта показана на рис. 68.
Для гидроразрыва пласта применяют насосные агрегаты типа ЧАН-700 и пескосмесительные установки для смешивания жидкости-песконосителя с песком.
§ 3. Гидропескоструйная перфорация
При гидропескоструйной перфорации разрушение колонны или цементного кольца (с образованием канала или щели) осуществляется за счет использования абразивного и гидромониторного эффектов пес-чано-жидкостных струй, выбрасываемых с высокой скоростью из насадок глубинного устройства — гидроперфоратора.
Гидропескоструйная перфорация не дает должного эффекта в интервалах, , ранее обработанных соляной кислотой
или в которых был проведен гидроразрыв,
\
Рис. 69. Гидроиерфора- Рис. 70, Схема обвязки скважины и оборудо-тор: вания при гидропескоструйной перфорации:
1 — хвостовик; г — корпус, 1 — насосный агрегат цементировочного агрегата, 2 — 3—шариковый клапан, емкости; з—насосные агрегаты 2АН-500, 4 — песко-
4 — держатели насадок; смеситель, 5 — сквашина; 6 — шламоуловитель
5 — стопорное кольцо; в — насадки; 7 — заглушки
а также при повторном вскрытии высокопроницаемых пластов с низким пластовым давлением или сильно обводненных.
Пескоструйный перфоратор спускают в скважину на колонне труб. Он представляет собой устройство (рис. 69), имеющее опре-
140
деленное число насадок, изготовленных из абразивостойких сплавов. Устье скважины оборудуют специальной арматурой или головкой, применяемой при гидроразрыве пластов. Для прокачки песчано-жидкостной смеси используют насосные агрегаты типа 2АН-500 или ЧАН-700, а также цементировочные агрегаты или буровые насосы.
Песчано-яшдкостную смесь приготовляют в пескосмеситель-ных агрегатах (типа 2ПА, ЗПА и др.) и в смесительных цементировочных воронках. Специальные рабочие жидкости завозят на скважину автоцистернами.
При помощи фильтров предупреждается закупорка насадок перфоратора и очищается от шлама отработанная песчано-жидко-стная смесь. Схема обвязки скважины и оборудования показана на рис. 70.
Жидкостью-песконосителем является нефть (для нефтяных скважин) или вода (для нагнетательных скважин). При гидропескоструйном методе применяют песок с размерами зерен от 0,2 до 2 мм с преимущественным содержанием кварца.
§ 4. Торпедирование скважины
Сущность процесса торпедирования заключается в том, что заряженную взрывчатым веществом торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного горизонта. При взрыве торпеды образуются каверна и сеть трещин, расходящихся от скважины в радиальном направлении. Для взрывных работ применяют различные типы торпед, но наиболее распространены фугасные, шнуровые и кумулятивные.
Для предохранения обсадных труб от разрушения над торпедой устанавливают «забойку» жидкую или твердую: из нефти, воды, песка, глины или цементного моста.
Работы по торпедированию скважин проводятся геофизическими партиями при соблюдении всех мер безопасности и предосторожности.
§ 5. Тепловая обработка призабойных зон
Тепловую обработку призабойных зон применяют в том случае, если добываемая нефть содержит парафин или смолы, которые осаждаются в призабойной зоне, на стенках скважин и в трубах. В результате закупорки пор ухудшается фильтрационная способность пласта. При нагреве призабойной зоны отложения парафина и смол расплавляются и выносятся потоком нефти на поверхность. Для прогрева применяют электронагреватели, газонагреватели, горячую нефть, нефтепродукты, воду, пар и т. п.
Технология прогрева призабойной зоны с помощью электронагревателя заключается в следующем. Сначала подготовляют скважину, т. е. поднимают насосное оборудование, проверяют шаблоном колонну, очищают призабойную зону. Для спуска
141
электронагревателя, подъема его и прогрева призабойной зоны пласта применяют самоходную установку (СУЭПС). Эта установка состоит из механизированной лебедки, смонтированной на шасси автомашины, и автоприцепа, на котором установлены автотрансформатор и станция управления. Кроме того, в комплект установки входят ручной подъемник, блок-балансир, устьевые зажимы и транспортировочные барабаны.
Автотрансформатор предназначен для компенсации падения напряжения, а станция управления — для управления работой глубинного электронагревателя.
Автоприцеп устанавливают на расстоянии 3—5 м от блока управления станка-качалки, а подъемную лебедку — на расстоянии 15—25 м от устья скважины. Электронагреватель при помощи ручного подъемника спускают в скважину на кабель-ipoce, устанавливают блок-балансир и заводят кабель-трос в желоб ролика. Затем электронагреватель спускают до заданной глубины сматыванием кабель-троса с барабана-лебедки. При достижении электронагревателем требуемой глубины кабель-трос на устье закрепляют зажимом, сматывают остатки его и присоединяют конец к автотрансформатору. На блоке управления станка-качалки включают рубильник, а на пульте управления — автомат. С этого момента начинается прогрев призабойной зоны. Продолжительность прогрева — несколько суток. После прогрева электронагреватель извлекают из скважины, спускают насос и пускают скважину в эксплуатацию.
Для прогрева призабойной зоны в скважину можно закачать горячие жидкости: нефть, конденсат, керосин, дизельное топливо или воду с добавками поверхностно-активных веществ (или без них). Жидкость нагревают паром до 90—95° С и при помощи насоса закачивают по трубам в пласт, предварительно останавливая скважину (при этом поднимают подземное оборудование и спускают на трубах пакер). После этого поднимают пакер, спускают насос и пускают скважину в эксплуатацию. Горячая жидкость растворяет парафино-смолистые соединения,^которые при помощи насоса вместе с нефтью выносятся на поверхность.
Паротепловая обработка призабойной зоны скважины заключается в том, что перегретый водяной пар нагнетают в скважину в течение определенного времени, после чего устье закрывают для передачи тепла в глубь пласта. Пар получают с помощью парогенератора типа ППУ. Пароподогрев проводят с пакером или без пакера.
§ 6. Обработка призабойной зоны поверхностно-активными
веществами
Сущность обработки призабойной зоны поверхностно-активными веществами заключается в том, что в призабойную зону через насосно-компрессорные трубы при помощи насосного агрегата
142
закачивают концентрированный раствор ПАВ, а за ним — слабоконцентрированный раствор, растворителем которого является нефть. Через 2—3 суток эксплуатация скважины возобновляется.
ПАВ — органическое вещество, получаемое из углеводородов, входящих в состав нефти. В нефтяной промышленности применяют следующие виды ПАВ: ОП (оксиэтилированный препарат), ОЖК (оксиэтилированная жирная кислота), сульфонолы и другие.
При обработке призабойной зоны ПАВ последовательность работы аналогична последовательности при солянокислотной обработке. Метод обработки призабойной зоны ПАВ применяют при попадании в нее воды или фильтрата глинистого раствора.
§ 7. Использование ударной волны
В скважину на проволоке при помощи лебедки спускают стеклянный баллон, в котором поддерживается вакуум. Баллон устанавливают против горизонта, намечаемого для обработки. Насосным агрегатом (типа ЧАН-700) создают давление жидкости в скважине, в результате чего баллон разрушается и жидкость окружающей среды (пласта и колонны) стремится заполнить вакуумное пространство. При этом призабойная зона очищается от глинистых частиц и происходит гидродинамический удар столба жидкости в скважине, благодаря чему создается большое давление. В результате в породе образуются трещины.
§ 8. Использование пороховых газов
В скважину на бронированном кабеле спускают на заданную глубину аппарат, заполненный порохом, и затем по кабелю подается электрический импульс. В результате срабатывает электрозапал и происходит быстрое сгорание пороха. Это приводит к созданию давления пороховых газов, что и обеспечивает разрыв пласта. Давление пороховых газов больше давления, создаваемого при гидравлическом разрыве пластов. Газы действуют на поверхность трещин подобно клину.
ГЛАВА VIII ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН
Нормальный режим работы скважины может быть нарушен ремонтными работами, отсутствием электроэнергии при глубинно-насосной эксплуатации или прекращением подачи рабочего агента при компрессорной эксплуатации.
Комплекс работ, связанных с предупреждением и ликвидацией неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, называется подземным ремонтом. Подземный ремонт
143
скважин в большинстве случаев носит характер планово-предупредительного ремонта.
При ремонтных работах скважины простаивают. Продолжительность простоев скважин в связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуатации т. е. отношением времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квартал, год. Коэффициент эксплуатации всегда меньше единицы и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94—0,98.
Подземный ремонт скважины условно подразделяют на текущий и капитальный ремонты. При текущем подземном ремонте проводят следующие работы: смену насоса, ликвидацию обрыва или отвинчивания насосных штанг, смену насосно-компрессор-ных труб или штанг, изменяют уровень погружения подъемных труб, очищают или заменяют песочный якорь, очищают скважины от песчаных пробок желонкой или промывкой, очищают скважины от отложений парафина, или солей и т. п. Эти работы выполняют бригады по подземному ремонту скважин.
При капитальном ремонте проводят работы, связанные с изоляцией появившейся в скважине воды, ликвидацией аварии с обсадными колоннами (слом, смятие), переходом на другой продуктивный горизонт, ловлей оборвавшихся труб, кабеля, тартального каната или какого-либо инструмента, разбуриванием плотных слежавшихся пробок и т. п.
Такие работы выполняют конторы капитального ремонта скважин, входящие в состав нефтегазодобывающих управлений (НГДУ) или объединений.
Сокращение сроков подземного ремонта скважин, максимальное увеличение межремонтного периода работы скважин — главная задача работников, занимающихся ремонтом скважин.
Межремонтный период работы скважин — это продолжительность фактической эксплуатации скважины от ремонта до ремонта. Он определяется путем деления числа скважино-дней, отработанных в течение определенного периода (квартала, полугодия), на число подземных ремонтов, проведенных за тот же период в данной скважине.
§ 1. Оборудование и инструменты, применяемые при текущем подземном ремонте скважин
После окончания бурения буровую вышку или мачту передвигают на другое место для бурения новой скважины, а вместо нее при подземных ремонтах используют передвижные или стационарные агрегаты грузоподъемностью от 16 до 80 т.
Эксплуатационные вышки изготовляют из металла; высота их 22—28 м; грузоподъемность 50—75 т. Если скважины неглубокие, применяют мачты. Их высота 15—22 м, грузоподъемность 15-25 т.
144
Работы по подземному ремонту связаны с подъемом из скважины и спуском в нее труб, штанг и различных инструментов. Поэтому над устьем скважины устанавливают подъемное сооружение 9 (вышка или мачта), а около скважины — подъемный механизм (тракторный или автомобильный подъемник 1 — механизированную лебедку, смонтированную на тракторе или автомобиле, (см. рис. 71). На верху вышки 9 устанавливается кронблок 10, оснащенный талевым канатом с талевым блоком 8.
Рис. 71. Схема оборудования скважины для подземного ремонта :jp
1 — тракторный подъемник; 2 — стальной канат; 3 — оттяжной ролик; 4 — труба; S — элеватор; 6 — штропы; 7 — крюк; s — талевый блок; 9 — вышка; 10 — крон-блок; 11 —мостки; 18 — упор для трактора
На талевом блоке 8 подвешивается крюк 7, на котором с помощью штропов 6 и элеватора 5 подвешивается колонна насосно-компрессорных труб 4.
Стальной талевый канат 2 от лебедки трактора-подъемника 1 пропускается через оттяжной ролик 3, расположенный в низу вышки 9, через ролики кронблока 10 и талевого блока 8 и обратно в том же порядке. Неподвижный конец каната прикрепляется у основания вышки, а подвижный — к барабану лебедки. Оттяжной ролик 3 предупреждает опрокидывание вышки при подъеме или спуске колонны труб. При вращении барабана лебедки подъемника 1 канат наматывается на барабан или сматывается с него, в результате происходит спуск или подъем колонны насосно-компрессорных труб 4. Трубы и штанги при спуско-подъемных операциях укладывают на мостки, сооружаемые у вышки.
При спуске на небольшую глубину желонки для очистки скважины от пробки, поршня или насосных штанг на небольшую
10 Заказ 693 145
глубину канат от барабана лебедки пропускают через оттяжной ролик 3, а затем — через один верхний ролик на кронблоке. Иногда в таких случаях оттяжной ролик не применяют.
Если необходимо разбурить цементную пробку в скважине, то в центре устья скважины устанавливают ротор. При закачке жидкости у скважины, кроме подъемного механизма, устанавливают насосные агрегаты.
Кронблоки изготовляют грузоподъемностью 15, 25, 50, 75 т, талевые блоки — грузоподъемностью 10, 15, 25, 50, 75 т, подъемные крюки — грузоподъемностью 10, 15, 25, 50 т и более.
Конструкция кронблоков, талевых блоков и крюков аналогична конструкции такого же оборудования, используемого при бурении скважин. Талевые канаты изготовляют диаметром от 11 до 28 мм.
К инструментам и приспособлениям, используемым при подъеме и спуске труб и штанг, относятся трубные и* штанговые элеваторы и ключи.
Для облегчения спуско-подъемных операций разработаны разного рода механизмы: автомат Молчанова (АПР), автоматические и механические ключи, приспособления малой механизации (направляющие воронки для труб и штанг, лотки или салазки для оттаскивания труб на мостки, вилки для подтаскивания труб, переносные столики для ручного инструмента и т. п.).
Для ликвидации аварий, связанных с обрывом или отвинчиванием насосных штанг (при глубиннонасосной эксплуатации), применяют специальные ловильные инструменты (штанговые ловители, колокола и др.).
§ 2. Очистка скважины от песчаных пробок
При добыче нефти из скважин, сложенных слабосцементированными породами, возможно образование песчаных пробок, что, в свою очередь, приводит к нарушению режима ее эксплуатации (уменьшению или прекращению по дачи нефти). Пробки могут образовываться в подъемных трубах, эксплуатационной колонне и даже близко от устья скважины. Мощность их в некоторых случаях достигает нескольких сотен метров.
Для удаления песчаных пробок применяют различные способы. Например, способ удаления их при помощи желонки. Желонка — обычная труба длиной 8—12 м и диаметром 75—100 мм. В низу ее расположен клапан, а в верху дужка для прикрепления каната. Желонку спускают в скважину на канате. Когда до пробки остается 10—15 м, лебедку растормаживают. В результате под действием силы тяжести желонка ударяется о песчаную пробку, при этом клапан открывается и некоторое количество песка входит в желонку. В процессе подъема ее клапан закрывается.
На поверхности, чтобы опорожнить желонку, ее ставят клапаном на какой-либо острый стержень, укрепленный в полу сква-
146
яшны или на ящике При этом клапан открывается и песок с жидкостью выходит из желонки. Освобожденную желонку вновь спускают в скважину.
Кроме простой желонки используются поршневые желонки 72). принцип действия которых следующий. При спуске
Рис. 72. Поршневая желонка
Рис. 73. Схема работы беструбного гидробура
желонки в скважину поршень 7 занимает верхнее положение, а после достижения забоя под действием силы тяжести штока 5 опускается вниз. Крайнее положение поршня 7 (верхнее и нижнее) ограничивают пружины 1 и 4. При крайнем нижнем его положении жидкость проходит из нижней части желонки в верхнюю через отверстия в поршне. При подъеме поршня 7 все отверстия в нем закрываются общей крышкой 6, свободно насаженной на стержень 8. В этом случае сначала приподнимается шток 5, а корпус 3 остается на месте до тех пор, пока поршень не дойдет
10* i47
до верхнего положения. При его движении под поршнем создается вакуум, и песок засасывается внутрь желонки.
Применяют также автоматические желонки, принцип действия которых основан на создании резкого перепада давления на забое скважины и в рабочей полости желонки.
В некоторых случаях песчаные пробки разбуривают при помощи беструбного гидробура, который спускают в скважину на стальном канате. Гидробур (рис. 73) состоит из долота 1 ударного типа, предназначенного для разрушения пробки; желонки 2, в которой собирается песок; плунжерного насоса 5, создающего циркуляцию жидкости в призабойной поне.
Принцип действия гидробура следующий. После посадки инструмента на забой (рис. 73, а), плунжер насоса 4 под действием собственного веса и силы инерции, возникшей в результате удара гидробура о забой двигается вниз, вытесняя жидкость из корпуса 5 через отверстия клапана 6. При подъеме инструмента (рис. 73, б) плунжер перемещается вверх, в результате чего жидкость всасывается из корпуса желонки 7 через клапан 8. При этом в желонку через трубу 9 всасывается жидкость с забоя из-под долота 10. Жидкость увлекает с собой частицы песка, которые после выхода из трубы 9 оседают на дне желонки. После нескольких ударов о забой желонка заполняется песком. Для удаления песка из желонки необходимо снять долото.
Способ очистки скважин от песчаных пробок при помощи желонок и гидробура малоэффективен и рекомендуется только для неглубоких скважин при небольшой мощности пробок. Более рационален способ очистки скважины от песчаных пробок промывкой их водой, нефтью или промывочной жидкостью. Сущность этого способа заключается в следующем.
В скважину до пробки спускают промывочные трубы. Через эти трубы или в затрубное пространство прокачивают под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается, и размытый песок со струей жидкости поднимается по затруб-ному пространству (или по трубам) на поверхность. На поверхности эта смесь проходит через желобную систему и попадает в приемные резервуары. По мере вымывания пробки промывочные трубы опускают все ниже и ниже до тех пор, пока вертлюг не дойдет до устья скважины. После этого скважину промывают до относительно чистой жидкости (выходящей из скважины) и приступают к наращиванию инструмента.
Способы промывки подразделяются на прямые, обратные и комбинированные. Выбор промывочной жидкости зависит от характера скважины и геолого-эксплуатационной характеристики продуктивного горизонта. Наиболее удобный и дешевый промывочный агент — вода. Однако в большинстве случаев ее использование может осложнить освоение и эксплуатацию скважины. Иногда применяют нефть и реже промывочную жидкость (при промывках скважин с высоким пластовым давлением). При
148
сильных поглощениях промывочной жидкости применяют аэрированную жидкость.
При проведении промывки устье скважины обвязывают специальной арматурой. Для промывки скважин применяют стационарные буровые насосы или передвижные насосные агрегаты,
§ 3. Капитальный ремонт скважин
К капитальному ремонту, как указывалось, относят ремонтно-изоляционные, ремонтно-исправительные, ловильные работы в работы по ликвидации скважин.
К ремонтно-изоляционным относятся работы по ликвидации прорыва в скважину посторонних вод, приток которых ликвидируют путем цементирования ствола скважины или введения в пласт реагентов, образующих при взаимодействии с пластовой водой водонепроницаемую зону.
К ремонтно-исправительным работам относят исправление смятий, сломов и трещин в колоннах при помощи справочных долот, специальных оправок, специальных фрезеров и т. п.
К ловильным работам относят работы по извлечению оборвавшихся труб и упавшего инструмента. Для ликвидации таких аварий применяют разнообразные ловильные инструменты: овершоты, колокола, труболовки, метчики, крючки, удочки, ерши, штопоры и т. п.
При достижении минимального предела суточного дебита, если невозможно его повысить, а скважину нельзя использовать в качестве нагнетательной, контрольной или возвращаемой на вышележащие горизонты, ее ликвидируют. Работы по ликвидации скважины сводятся к возможному извлечению обсадных труб, последующему цементированию ствола, заливки его промывочной жидкостью или засыпке глиной.
На главную страницу