19. Основные осложнения возникающие при добыче нефти.

Фонтанные скважины.

а) запарафинивание подъемных труб;

Против запарафинивания подъемных труб применяют несколько способов. Прежде всего это меры режимного характера: уменьше­ние пульсаций и периодичности фонтанирования, регулирование газового фактора с целью его максимального снижения. Если эти меры результата не дают, необходима очистка подъемных труб от парафина.Методы очистки применяют трех видов: механические, тепловые, химические.

б) образование песчаной пробки;

При образовании в подъемных трубах песчаной пробки следует немедленно принять меры к тому, чтобы не допустить полной оста­новки скважины и возобновить ее нормальную работу. Для этого дают скважине поработать при увеличенном диаметре штуцера или без штуцера, чтобы увеличившаяся скорость струи могла вынести из труб весь песок, или подкачивают в затрубное пространство нефть или газ.

в) разъедание штуцера;

Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита скважины указывает на разъедание штуцера песком; в этом случае надо перевести фонтанную струю на другой выкид и тут же сменить штуцер.

г) забивание песком, парафином штуцера или выкидной линии;

Если давление на буфере и в затрубном пространстве увеличи­вается при резком снижении дебита, это значит, что засорились штуцер или выкидная линия; тогда надо перевести фонтанную струю на запасной выкид и проверить штуцер и выкид

д) появление воды в скважине.

Значительное снижение давления в затрубном пространстве сви­детельствует об образовании пробки на забое или о появлении воды; последнее обнаруживается взятием пробы из струи» При появленииводы необходимо увеличить давление на забой, уменьшив диаметр штуцера. Для устранения забойной пробки дают скважине порабо­тать без штуцера или подкачивают в затрубное пространство нефть

Компрессорная эксплуатация скважин.

а) образование песчаных пробок;

Меры против поступления песка в скважину носят режимный характер и сводятся к ограничению депрессии, т. е. к ограничению отбора жидкости. Величину отбора жидкости из компрессорных скважин регулируют путем изменения количества нагнетаемого рабочего агента, глубины погружения подъемных труб или их диаметра. Для предотвращения оседа­ния песка в периоды наибольшего поступления его из пласта, не прерывая эксплуатации, в затрубное пространство небольшими порциями подкачивают передвижным насосом нефть.

б) отложение парафина и солей в подъемных трубах;

Предотвращение отложений парафина в подъемных трубах. Мероприятия, предотвращающие отложение парафина в подъемных трубах при компрессорной эксплуатации скважин, и способы очистки труб от парафина аналогичны применяемым при фонтанной эксплуатации.

Предотвращение отложения солей в подъемных трубах. При экс­плуатации сильно обводненных скважин компрессорным способом в подъемных трубах, а также в арматуре отлагаются соли, что нару­шает нормальную работу скважин. С целью предотвращения отло­жения солей в скважину вместе с рабочим агентом вводят специаль­ный реагент — гексаметафосфат натрия, который в виде раствора подают в скважину дозировочным насосом. Для этого выкид насосаподключают к воздухопроводу, идущему к скважине. Покрытые солью трубы после подъема из скважины очищают на спе­циальном станке. Также для предотвращения образования отложений солей применяют обработку обводненной нефти магнитным полем. Происходит быстрое выращивание кристаллов солей, которые в виде аморфного шлака выносятся вместе с потоком жидкости на поверхность.

в) образование железистых сальников в кольцевом пространстве двухрядного подъемника, препятствующих поступлению рабочего агента в скважину;

Обра­зование окалины вызывается коррозией, происходящей под воздей­ствием на материал труб влаги, которая содержится в сжатом воздухе. Это приводит к повышению рабочего давления воздуха, уменьшению расхода его и снижению дебита скважины вплоть до пол­ного прекращения поступления рабочего агента в скважину и подачи жидкости. Наиболее эффективным способом предотвра­щения образования окалины является заме­на сжатого воздуха газом.

Для освобождения прихваченных окалиной труб широко пользуются методом прокачки в кольцевое пространство подогретой нефти, которая размягчает окалину, и трубы удается легко поднять для очистки на поверхности. Если этим методом не удается очистить трубы от металлического саль­ника, проводят подземный ремонт в скважине.

г) возникновение ледяных пробок в воздухогазопроводах.

Профилактическим мероприятием является обезво­живание сжатого воздуха. Для этого сжа­тый воздух осушают в холодильниках и влагоотделителях, сооруженных на компрес­сорных станциях, и осушенный воздух по­дают к скважинам.

Насосная эксплуатация скважин.

а) утечки жидкости через плохо пригнанные плунжеры и клапаны ШНУ;

В зависимости от температуры в скважине и температуры отка­чиваемой жидкости металлические части насоса изменяются в объеме. При высокой температуре стальной плунжер расширяется больше, чем чугунные втулки рабочего цилиндра (коэффициенты температур­ного расширения стали и чугуна разные). Поэтому при откачке холодной нефти можно допустить тугую пригонку, а при откачке горячей нефти надо применять слабо пригнанные плунжеры.

Степень пригонки зависит также от качества откачиваемой нефти. Масляные нефти содержат достаточное количество смазывающих веществ, которые уменьшают трение между плунжером и рабочей поверхностью. Следовательно, при откачке масляных нефтей допускается применение насосов с тугой пригонкой плунжера.

При откачке нефтей, в которых содержится большое количество бензина, смазка легко вымывается из зазора и трение между поверх­ностями плунжера и цилиндра значительно увеличивается. Это может привести к заклиниванию плунжера в цилиндре. Поэтому для от­качки легких бензинистых нефтей нужно применять насосы с более свободной пригонкой, а лучше с плунжерами, на поверхности кото­рых нарезаны канавки. Кольцеобразные канавки на плунжерах создают уплотнение так называемого лабиринтного типа, что умень­шает утечку жидкости при работе и, следовательно, обеспечивает высокий коэффициент подачи насоса.

Местом утечек жидкости в насосе являются также клапаны. Они тоже должны быть герметичными; шарик должен быть тщательно притерт к седлу.

б) износ деталей насоса под действием песка, соленых вод и сернистых газов;

Для борьбы с вредным влиянием песка следует применять описан­ные выше насосы специальных конструкций (с канавчатыми плун­жерами, с плунжером «пескобрей»); на приеме глубинных насосов устанавливают также фильтры или песочные якори, отделяющие лишь частично песок от жидкости, поступающей в насос, и проводят другие мероприятия, которые рассматриваются ниже.

При содержании в скважине соленых вод или сернистых газов детали насосов также быстро разрушаются. Особенно быстрому разъеданию подвергаются клапаны насосов. Шарик и гнездо клапана нередко выходят из строя в течение нескольких дней, а иногда и через несколько часов работы. Сработанные клапаны заменяют новыми. С целью борьбы с разъедающим действием соленых вод и сернистых газов применяют шарики и седла клапанов из специальной стали

в) присутствие газа;

Газ, поступающий в насос вместе с нефтью как в свободном состоянии, так и растворенный в ней, отрицательно влияет на степень заполнения насоса, а следовательно, на его произ­водительность. Влияние газа на степень заполнения насоса будет тем больше, чем больше пространство менаду нагнетательным клапаном плунжера в его крайнем нижнем положении и всасыва­ющим клапаном.

Уменьшение величины вредного пространства достигнуто в на­сосах НГН2 и НГВ1 установкой нагнетательного клапана в нижней части плунжера.

г) влияние упругих деформаций насосных штанг и труб;

Для уменьшения отрицательного влияния упругих деформаций насосных штанг и труб на производительность насоса нужно, чтобыглубинный насос работал при наибольшей длине хода сальникового пока и соответственно плунжера.

д) отложение парафина;

Влияние парафина. При откачке парафинистой нефти парафин отлагается на штангах и стенках насосных труб, уменьшая в них проход для жидкости. При значительных отложениях парафина на штангах и в трубах увеличиваются нагрузки на насосные штанги, отчего они нередко обрываются. Парафин отлагается также в газо­вых и песочных якорях, в проходах насосов и особенно в клапанах, нарушая плотное прилегание шарика к седлу, что также снижает производительность насоса. Причиной выпадения парафина из нефти является охлаждающее действие газа, расширяющегося внутри насоса и в газопесочных якорях. Отложение парафина наблюдается часто в скважинах, имеющих высокий газовый фактор.

е) негерметичность труб;

Вследствие небрежного свинчивания подъемных труб, загрязнения резьб, дефектов в резьбах труб или люфт, а также при трещинах в трубах происходят утечки жидкости обратно в скважину. Пропуск жидкости в муфтовых соединениях или в теле труб может привести и к полному прекращению подачи жидкости насосом на поверхность. Поэтому при спуске труб в сква­жину надо внимательно проверять состояние резьб, очищать их от грязи и смазывать, следить за качеством свинчивания труб, а также тщательно осматривать каждую трубу.

ж) кривизна скважины;

При эксплуатации глубинными насосами искривленных скважин происходит трение муфт штанг о стенки насосных труб, вследствие чего образуются металлические стружки, которые, попадая в зазор между плунжером и цилиндром, также являются причиной заедания плунжеров.

В искривленных скважинах (наклонно пробуренных) муфты штанг иногда истираются в течение нескольких дней, что приводит к обрыву штанг, остановке скважин на ремонт и потере в добыче нефти; в искривленных скважинах насосные трубы могут истираться штанговыми муфтами, что вызывает утечки жидкости. Для пред­отвращения истирания насосных труб и штанговых муфт применяют специальные муфты.