книги из ГПНТБ / Кулиев Р.П. Опыт интенсификации разработки и эксплуатации морских месторождений и скважин

Цель	примера		1—выявить			максимальную		возможность
скважин при условиях,					что промысел может проводить
любое	количество			ремонтов			и выделить для этого не­
обходимые		средства.			Однако		в практике	бывают		слу­
чаи, когда		материальные				возможности промысла				огра­
ничены.
Возникает			вопрос, как организовать в таких						случаях
ремонтные		работы,		чтебы		в течение года		закачать во
все пласты возможно большее количество воды?
Решение этого примера приводится ниже.
Пример		2.	Допустим,			что дополнительно			ко	всем

условиям, заданным в примере 1, промысел имеет воз­

можность в течение года					проводить			не 298,	а	всего
лишь	220 ремонтов. Капитальные						вложения на			ремонт
всех	скважин не		ограничены.
В этом случае математнчсаая задача сводится к
отысканию		максимума		функции (75) при ограничениях
				я, <		16,
				п2	<	14,
				п3	<	12,
		5я, + 7п2		+	Юя3 <		220.			(76)
Выводы,		вытекающие из решения						примера	2, сво­
дятся	к следующему.			Скважины			I	пласта в	течение
указанного		выше	периода			времени		должны	быть от­
ремонтированы Ю раз,				скважины			II пласта—11			раз, из

десяти	скважин 111 пласта семь должны ремонтироваться
9 раз,	а три—10 раз. При этом максимально возможное

количество закачки, за вычетом отобранных 235400 мъ воды при проведении дренажных работ, составит 1 001 800 .и3, год, затраты на ремонт всех скважин—253,2 С0 руб.

Практический интерес представляет также пример, предусматривающий ограничения капитальных вложе­ ний на ремонт всех скважин.

	Пример	3. Дополнительно к условиям,				заданным в
примерах		1 и 2, допустим,		что капитальные		вложения
на	ремонт	всех нагнетательных скважин			I , II и III плас­
тов	будут	составлять	всего	216,75 руб.
	Необходимо найти		максимум функции		(8) при усло­
виях (76)		и (77).
		5/ij + 8,75 ti, + 11,5 «з < 216,75.				(77)

133

Оптимальный план решения этого примера требует, чтобы скБаяо.пы I плгста в течение планового периода их работы ремонтировались 8 раз, из семи скважин II пласта пять—10 раз, а две—9 раз, скважины же III пла­ ста—8 раз. Максимально возможная закачка, за выче­ том 201 600.),:! воды, извлеченной из всех трех пластов

впроцессе проведе! ня дренажных работ, составит

939400 .и3 ,год. При этом про.мысет должен проводить в течение года всего 188 ремонтов. Используя резуль­ таты решения прим* рои, нетрудно составить график ремонтов скважин.

Отметим, что приведенные примеры решались ме­ тодом последовательного приближения. Причем при решении призера 2 предусматривалось следующее.

Максимум закачки может быть достигнут	в случае,
когда каждый очередной ремонт проводится	в той сква­

жине, которая может дать наибольший прирост закачки воды.

В случае решения примера 3 максимальная закачка при заданных затратах может быть получена в том случае, когда каждый последующий ремонт будет про­ водиться в той скважине, на каждые С0 руб. стоимости ремонта которой приходится наибольший прирост за­ качки воды.

Примеры, предусматривающие минимум затрат на ремонт Есех скважин при заданном объеме закачки во­ ды, решаются аналогично.

Из всего изложенного следует, что приведенные методы решения экстремальных задач позволяют при определенных заданных условиях определять рацио­ нальные межремонтные периоды работы скважин, ра­ ционально использовать имеющиеся ограниченные воз­ можности для достижения желаемой цели.

Постановка и методы решения задач [68, 69] доста­ точно просты и могут быть использованы при состав­ лении геолого-технологических проектов, при анализе разработки нефтяных месторождений, а также в про­ мысловой практике при оценке рациональности таких процессов, которые могут быть представлены в виде задач нелинейного программирования.

Описанными выше методами пользуются на место­ рождении Песчаный-море для анализа и улучшения систем законтурного заводнения.

ГЛАВА VIII

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА НА МОРСКОМ ПРОМЫСЛЕ

В процессе разработки месторождеш й Песчаныйморе накоплен также разнообразный опыт борьбы с отложениями парафина в лифтовых и выкгдных линиях фонтанных скважин [73].

Предупреждение процесса отложения парафина и очистка от него подъемных труб, выкидных лингй и нефтепроводов— одна из важнейших задач работников промыслов при освоении скважин. Как показала прак­ тика, на морских месторождениях борьба с парафином в лифтовых трубах фонтанных и газлифтовых скважин не представляет особых затруднений. В этих случаях методы дспарафинкзацип не отличаются от соответст­ вующих методов, применяемых на суше, так как тем­ пература воздуха не окезывает заметного глнянпя на запарафш;ивание оборудования, находящегося в стволе скважины.

Наиболее универсальный метод очистки лифтовых труб—механический с использованием различных скреб­ ков, в основном автоматического действия. Этот метод позволяет в штормовую погоду, когда невозможно по­ дойти на катере к отдельным морским основаниям,

очищать трубы без участия оператора.
Первые	такие	автоматические депарафпшзацнонные
установки	были смонтированы		на	фонтанных скважи­
нах №№ 25 и 34,		расположенных		на отдельных осно­
ваниях. В нестоящее время автоматические					депарафн-
низационные установки АДУ			действуют не		более чем

135

в 20 фонтанных п газлифтовых скважинах морского промысла № 1. Интенсивность отложения парафина в лифтовых трубах скважин месторождения Песчаныйморе различна и зависит от многих факторов. Парафин здесь в зависимости от забойного давления начинает откладываться примерно с глубины 600—800 м (от устья скважины). С этой глубины отложение парафина начи­ нается в основном в скважинах, эксплуатируемых с забойным давлением ниже давления насыщения. Бла­ годаря тщательному осмотру насссно-компрессорных труб при их подъеме было установлено, что наиболь­ шее количество парафина откладывается на стенках труб на глубине 300—500 м от устья. Ниже этой глу­ бины отложение парафина уменьшается. При интенсив­ ном отложении парафин представляет собой твердую зернистую массу, трудно срезаемую скребком при очистке стенок труб.

Вцелях безаварийной работы скважин скребки спускают с интервалами в 70 час. в зависимости от характера работы скважин. В отдельные скважины скребки спускают через 12—24 час. и более. Глубина спуска скребков колеблется а пределах 3C0—500 м от устья скважины.

Всвязи с кустовым расположением скважин целе­ сообразно в морских условиях очищать лифтовые тру­ бы централизованно. В настоящее время на промысле

№1 проходит промышленные испытания прупповая автоматическая установка (ГАДУ) для депаргфинизацнн лифтовых труб скважин, расположенных в отдельном кусте. Эта установка, предназначенная для депарафпнизации четырех скважин, была создана работниками промысла и изготовлена в промысловых условиях в механической мастерской.

Предотвратить отложение парафина в нефтепрово­ дах, особенно проложенных по дну моря, очень сложно.

Выпадение	парафина	в выкидных линиях		наблюдается
в Азербайджане в различные времена			года,	даже летом.
В НГДУ им. А. П. Серебровского			сбор	и транспор­
тирование	нефти и газа осуществляются			по	закрытой
(напорней)	системе,	разработанной	Бараняиом		и Везп-

ровым. Нефть вместе с газом из отдельных скважин тран­ спортируется к групповым замерным установкам (ГЗУ), откуда нефть попадает на нефтесборный пункт (НСП),

136

а газ на газораспределительную станцию (ГРС). Диаметр

выкидных линий всех скважин от устья до ГЗУ					равен
100 мм,	нефтяных коллекторов		от ГЗУ	до	НСП—
150-мм. Проложены они по		дну моря.
Для выявления наиболее		эффективных и надежных
методов	борьбы с отложениями		парафина	были	изуче­

ны ряд	скважин	месторождения Песчаный-море и
характер	парафинизации их выкидных линий.
Прежде	всего	был выявлен общий характер пара­
финизации	выкидных линий при совместном транспор­

тировании нефти и газа. В начальный период разработ­

ки	месторождения	выкидные	линии прокладывали		по
дну	моря от скважин, расположенных			на отдельных
морских основаниях, до острова, где их				подключали	к
ГЗУ (рис. 57).
	Специфические условия прокладывания трубопро­
водов, находящихся		под водой	(наличие	вертикальных

участков—„стояков", назначение истинной трассы вы­ кидной линии, а также большая протяженность), не позволяли применять методы борьбы с отложением парафина, используемые на суше. Существующие ме­ ханические скребки не были приспособлены для мор­ ских условий. Прэпаривание выкидных линий при

постоянном охлаждении	их морской водой	результатов
не дало. Как показывают	расчеты, чтобы	температуру

перекачиваемой нефти при транспортировании по морю

на	расстояние 3 км	сохранить при	выходе	на	берег	на
уровне примерно 50°С, необходимо			нефть	подогревать
до	500°. Последнее	сделать невозможно и		к	тому	же

это нерентабельно ввиду неизбежных больших потерь

легких фракций. Частые штормовые				погоды	усложняли
проведение профилактических работ по очистке						выки-
дов от парафина.
Парафин за время непогоды успевает					настолько
интенсивно	отложиться		на стенках	трубопроводов, что
дальнейшие	меры	по	предотвращению его		отложения
или удалению его		из труб не давали желаемых				резуль­
татов. В этом случае продукцию скважин					направляли
на остров по дублирующей линии,				а забитый		парафи­

ном нефтепровод ремонтировали. Ремонт нефтепровода заключался в последовательном выдавливании пара­ фина из отдельных участков выкида. Бригада ремонт­ ников выходила в море на киржиме. Водолаз отыски-

137

вал на дне моря нужную линию, ее поднимали, разре­ зали и в случае обнаружения в сечении трубы отложений парафнга продавливали парафин агрегатом под большим давлением (ICO—ЗГО атм). Было уста­ новлено, что зона интенсивного отложения парсфига находится на определенном участке трубопровода.

45^11
Рис. 57. Профиль проложенного							по дну моря		трубо­
					провода:
фматура		фонтанной			скпаж) ни;	2- стоик;	,3-отдслыгое		основание;
зыкпдрая .11 пня; J— выход трубопроводов на острсв; 6"— уровень мор::;
					7 - дно моря
У скважин			с	газовым		фактсрем в		пределах			80—
200 м3/м3	эта зена			удалена от устья скважины						на ££0—
600 м.
Протяженность					учгстка	интенсивного			отложения
парафине	300—350				м.
У скважин			с	газовым		фгкторсм в пределах					4—
5 тыс. мя_'.ня		зона		интенсивного			отложения			пгргфина
находится	на расстоянии 250—300 м от устья									скважи­
ны, а по длите			она зенимсет 500—550					м.
—					L					=1
										И
Рис. 58. Распределение парафиновых отложений по дли­
не L трубопровода,					проложенного по дну моря				(t—зона
		интенсивного отложения парафина)
Характер		парефинизации				выкидных		линий		показан
на рис. 58. Начиная					от сквгжины,		отложения			возрас­
тают, достигая максимума, а згтем уменьшаются.											Ис­
следования		показывают, что отложений						парафина			нет
в выкидных		линиях			С К В Р Ж И Н , работсющмх				со значи­
тельными пульс циьми буферного давления.
Проскальзывание					в движущийся поток				прод} кцнл
скважины в значительных объемах газа создало										условия

13S

для интенсивного

смыва

отложений

парафина,

начиная

с устья

скважины

до групповой

замерной

установки.

На рис. 59

представлены снятые

регистрирующим

манометром

картограммы

замеренных

буферных

дав­

лений

двух

фонтанных

скважин

№№

41 и 34

место­

рождения Песчаный-море. В скважине

№ 41, эксплуа­

тирующей

горизонт IX

балахаиской

свиты,'в

начале

разработки

(октябрь

1957 г.)

пластовое

давление

раз­

нялось 331 атм,

забойное—228

атм

и давление

на­

сыщения—227

атм.

При

Я б у ф = 4 2 4 - 5 3 атм,

Я з а т р —

= 118 атм.,

Якольц —75 «тлг

и

Дшг

= 7 мм

суточный

отбор

нефти составлял: ф н = 8 5

т, газа

С г = 1 5

тыс. мл.

Скважина № 34 иступила в эксплуатацию 25

янва­

ря

1957 г. При этом

<Уц = 100 т\сут,

Я б у ф = 3 5 + 3 б

атм,

ЯК О Л ьц=89 атм,

Я з а т р = 9 0

атм.

наблюдалась

При эксплуатации этих двух скважин

интересная

картина. Содержание

парафина

было

оди­

наковым

и составляло

22—24°/. Однако

в

выкидной

линии

скважины

№ 41 совершенно не было отложений

парафина,

а

выкид скважины № 34 периодически

ин­

тенсивно

забивался парафином. При этом трубопроводы

скважин

имели

одинаковую

протяженность

(5500—

6000 м).

Был тщательно

изучен

технологический ре­

жим работы

трубопроводных

транспортных

систем,

в

которых

обнаружены

отложения

псрафина' и в

кото­

рых

при

аналогичных

условиях

они

отсутствуют.

Одним

из

факторов,

влияющих

на

интенсивность

отложения

парафина

при

движении

его

по

трубам,

является

скорость

течения жидкости

по трубопроводу.

Об

этом

свидетельствует

опыт

эксплуатации

скважины

№

41, а также

скважин

№№ 22 и 120, работающих

с

пульсациями. При изменении буферных давлений

в

этих

скважинах

на

15 атм

давление

колебалось

в

пределах

25—37

атм..

Период

колебания

буферного

давления

и

давления

на линии

составляет

2 —15

мин.

В результате

подобных колебаний

движущиеся

по

трубопроводу компоненты газожидкостной смеси че­ редовались. При падении давления i-з скважины в линию поступала жидкость, а при подъеме давления в выкидную линию прорывался газ. Такое чередование флюидов, а следовательно, и изменение' скорости дви­ жения струи явилось причиной отсутствия отложений парафина в выкидных линиях скважин №№ 22, 41,

139

Рис. 59. Картограммы	буферного давления, замеренного с помощью регистрирующего	манометра:
а—в скважине	№ 41 (5 сентября 1958 г.); б—в скважине № 34 (25 августа 1958	г.)

120. Основываясь на этом, на промысле стали практик ковать подключение выкидных линий фонтанных сква­ жин с пульсирующим потоком продукции к выкидным

линиям скважин	с постоянным	буферным		давлением.
Впоследствии,	когда этот	метод дал		положитель­
ные результаты,	инженеры	Ш. Г. Мамед-заде				й
Е. В. Остапенко	предложили	предотвращать			отложе­
ние парафина в выкидных лин		ях	морских	скважин		с
помощью сконструированного		ими	уст, ойст. а		(редук­

ционного клапана), автоматически создающего перепад

давления на	буфере С К В А Ж И Н Ы . Внедрение в практику
этого устройства		позвол		ло свести	к минимуму рост
отложений парафина			в	трубопроводах,		проложенных
по дну моря.	Однако		указанный		метод	применяется
лишь в скважинах		с определенной			эксплуатационной

характеристикой. Кроме того, было исследовано дейст­ вие растворителя на образец парафинистой пробы. В качестве растьорителя кспользоьали легкую, застываю­ щую при низкой температуре, нефть (конде!сат) сква­ жины № 9, имеющую следующую характеристику: удельный вес—0,767 г,см3, потенцисл бензина—46,5%, потенциал смолы—3,4"/:, сумма светлых до 300°С— 91,0%. Как показали эксперименты, смешение указан­ ного растворителя с парафинистой эмульсией, взятой в определенных соотношениях, влияло па снижение тем­ пературы застывания и вязкости эмульсии 1:3 скважин, эксплуатирующих основные разргбатываемые горизонты месторождения Песчаный-море.

Результаты опытов показывают, что увеличение концентрации конденсата (рис. 60) резко снижает тем­ пературу застывания пграфинкстой эмульсии. Из рис. 61, где приводятся значения вязкости при различных концентрациях конденсата, видно, что вязкость свежей

эмульсии (равная	0,85	спз	и 40°С)	при	добавлении
30% конденсата падает		до 0,109 ст.
Полученные данные позволили рекомендовать кон­
денсат скважины	№ 9	в качестве		растворителя для
предотвращения	отложения		парафи ;а в		выкидных

линиях морских скважин. Для испытания профилакти­ ческого метода в производственных условиях выкид­ ную линию скважины № 9 обвязали на острове с выкидом скважины № 11. У последней имелось два выкида, так что по одному—белая нефть поступала к

141

манифольду скважины № 11, а по другому—продукция этих двух скважин возвращалась на остров.

Скважина № 9 характеризовалась следующими по­

казателями: отбор нефти Q„=90 mlcym, Рбуф— 60									атм,
^)затр='78 атм. Перед под­
ключением скважины				№ 9
для промывки к			выкидной		V4
линии скважины			№ 11 дав-
					0,12
					о, /о
					0,08
					о.ов\
					от
					0,02
					О	10	20*30	40 ~50~S0~t°C И
									d
		10""JO JO JO		50 ~S0	Рис.	61.	Зависимость		вязко­
					сти от температуры при раз­
		Концентрация,		%
					личной		концентрации		кон­
Рис. 60.		Зависимость		темпе­	денсата		в эмульсии (указа­
ратуры		застывания от кон­			на в	виде соотношения у
центрации конденсата							кривых)
ление на манифольде				последней (рис. 62)				было	равно
20 атм	при Я 6 у ф = 2 2			атм.	Естественно,			что	такое
рабочее	состояние скважины				№ 11 отрицательно				ска­
залось на		ее дебите.		Производительность				скважины
упала с 290 т эмульсии до					100 т. После			промывки в
течение	2 суток		производительность				скважины		№ 11
полностью		восстановилась (см. рис. 57).						Межпрсфи-

лактический период очистки выкидной линии скЕажины № 11 составил 25 суток.

По такому же принципу со скважиной № 9 было обвязано еще несколько скважин, в которых наблю­ дались отложения парафина. Для этой цели выкидные линии скважин были подсоединены к специально обо­

рудованной на		острове	батарее скважины №				9
(рис.63).
Необходимо отметить, что в период проводимых
работ	к каждому	морскому основанию			на	промысле
были	подведены	две запасные		выкидные		линии,	а
иногда	и более. Благодаря		этому	имелась	возможность

142