5.7.2. Борьба с песчаными пробками

При малой скорости восходящего потока, особенно в интервале между забоем и башмаком НКТ, и при эксплуатации неустойчивых песчаных коллекторов на забое накапливается песок - образуется песчаная пробка, снижающая приток или вообще останавливающая фонтанирование. Борьба с этим явлением ведется посредством спуска башмака НКТ до нижних перфорационных отверстий или периодической промывкой скважины, при которой песчаная пробка размывается и уносится на поверхность потоком промывочной жидкости. Промывка осуществляется промывочным насосным агрегатом.

5.7.3. Отложение солей

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

Основным наполнителем выпадающих солей является гипс. Причины выпадения солей состоят в нарушении термодинамического равновесия солевого состава пластовой воды и пресной воды, нагнетаемой в пласт. При движении по пласту нагнетаемая вода смешивается со связанной пластовой водой, вымывает соли из твердого скелета пласта и при поступлении на забой добывающей скважины смешивается там с водами других пропластков, еще не обводненных нагнетаемой водой. Возникают условия химической несовместимости, результатом которой является выпадение из раствора солей. Однако гипсообразование, которое возникает после закачки пресной воды, детально не изучено. Структура, состав отложений и условия их возникновения на разных месторождениях различны. Поэтому и меры борьбы также многообразны. Основными методами борьбы с образовавшимися солевыми отложениями являются химические методы, т. е. применение различных растворителей с последующим удалением продуктов реакции. В зависимости от солевого состава пластовых вод и интенсивности отложения солей применяют различные ингибиторы, т. е. химические добавки, полученные на основе фосфорорганических соединений. Ингибиторы позволяют удерживать в растворе ионы кальция, предотвращая его отложения.

Неполадки при работе фонтанных скважин  Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениями парафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного рода утечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорных устройств. В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить осложнения, например: -          при уменьшении устьевого давления Р₂ и одновременном повышении затрубного давления Р_загр – отложения парафина и солей в НКТ; -          при уменьшении давлений Р₂ и Р_загр – образование песчаной пробки или накопление воды между забоем и башмаком НКТ; -          при уменьшении давления Р₂ и увеличение дебита Q – разъедание штуцера. Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника. Основные, принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта. Конструктивные схемы лифтов замещения. Классификация и принцип действия газлифтных клапанов. Правила эксплуатации оборудования и техника безопасности  Способ предназначен для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин за счет оптимального подбора скважинного оборудования и выбора характеристик и параметров газлифтной компоновки.  От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка па отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.  Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт). Методика отличается принципами выбора переходного давления и величины сброса давления газа для закрытия вышележащих клапанов, учетом изменения параметров скважины в процессе ее запуска и эксплуатации.  Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как: диаметр насосно-компрессорных труб (НKT), глубины установки мандрелей, типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла), установочные давления клапанов на стенде, технологических режимов работы скважины.  В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования. Предъявляемые к газлифтной установке: максимизировать дебит скважины. Обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа, увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа, повысить гибкость регулирования режима работы скважины, повысить надежность работы газлифтных клапанов. регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.  Еще одним преимуществом методики является диапазонный ввод исходных данных (минимум, максимум), позволяющий даже в условиях неполной информации и при изменении параметров эксплуатации обеспечит!) с заданной надежностью достижение различных критериев оптимизации.  С целью повышения эффективности процесса запуска скважин, увеличения точки ввода газа, снижения пульсации, предупреждения прорыва газа через башмак, а также для более точного выбора оптимального технологического режима разработаны способ проектирования и установка для эксплуатации скважин. Их отличительной особенностью является то, что регулируется не только расход инжектируемого в подъемник газа, но и расход добываемой продукции, поступающей в подъемник через специальное устройство. 

Этот способ особенно эффективно использовать при разработке месторождений с газовой шапкой или подгазовой зоной пласта около добывающих скважин, например при эксплуатации залежи в режиме растворенного газа, а также на скважинах с возможным образованием водяных конусов.  Таким образом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значений вместо конкретных величин исходных для расчета данных позволяет минимизировать риск принятия ошибочных решений.  Возможность задавать несколько критериев оптимальности с различными весами позволяет повысить эффективность работы газлифтной скважины.  На рисунке для газлифтной скважины № 699, эксплуатируемой с забойным давлением приводящим к прорыву из пласта свободного газа, показаны две характеристические кривые: первая - с очень узким диапазоном максимального режима, при использовании традиционной методики проектирования газлифтных установок; вторая - с пологим участком максимальных дебитов, при использовании предлагаемого способа подбора внутрискважинного оборудования.  Данный способ позволяет повысить эффективность запуска, обеспечить надежный вывод на оптимальный режим и последующее его поддерживание при изменяющихся условиях эксплуатации, значительно снизить пульсации технологического режима, увеличить точку ввода газа при ограниченном числе мандрелей.  Широкое распространение данный способ нашел прежде всего на малодебитных газлифтных скважинах Самотлорского и Ван - Еганского месторождениях. Эффект заключается в увеличении добычи нефти и в снижении ее себестоимости. Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.  Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт).  От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка на отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.  Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как:  ·                   диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ);  ·                   глубины установки мандрелей;  ·                   типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла);  ·                   установочные давления клапанов на стенде;  ·                   технологических режим работы скважины  В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования, предъявляемые к газлифтной установке:  ·                   максимизировать дебит скважины;  ·                   обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа;  ·                   увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа; ·                   повысить гибкость регулирования режима работы скважины;  ·                   повысить надежность работы газлифтных клапанов;  ·                   регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.  Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.