Вопрос 17. Ремонтные работы, связанные с очисткой скважин от отложений парафина, солей металлических сальников, гидратов.

Одним из осложнений при скважинной добыче нефти и газа являются отложения парафина, солей, продуктов коррозии, образование пробок из песка и гидратов.

Асфальто-смолисто- парафиновые отложения. Подъем нефти от забоя скважины до устья сопровождается непрерывным изменением температуры и давления, что способствует выпадению из нефти твердых фракций углеводородов (от С₁₆Н₃₄ до С₆₄Н₁₃₀). Наиболее интенсивно АСПО откладывается на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб (НКТ).

 

Толщина парафиновой корки на стенках труб постоянно увеличивается от глубины начала их образования (в большинстве случаев от 500 до 900 м) и достигает максимального значения на глубине 50 – 200 м от устья. Если не принимать профилактических мер, может произойти полная закупорка труб и прекращение движения жидкости по ним. Наиболее распространенными методами предупреждения и профилактического удаления из труб отложений сложного состава и АСПО в настоящее время следующие: тепловые, химические, механические, покрытие внутренней поверхности НКТ защитными материалами, бактерицидные, магнитные. Методы защиты применяют отдельно или комплексно.

Тепловой метод заключается в создании в скважине температурного поля, превышающего по величине температуру плавления парафина – прогревание паром, промывка скважины горячей нефтью, нефтепродуктами, горячей водой.Нагрев скважины производится также электрическими методами с использованием специальных электронагревателей.

 

Новым перспективным методом очистки от парафина является прямой нагрев скважины электроустановками, в которых в качестве нагревательного элемента используются колонны подъемных и обсадных труб, соединенных между собой специальным погруженным контактом, спускаемым на глубину около 800 метров.

Химические методы заключаются в промывке скважины ингибиторами, химическими реагентами и являются комплексными, так как их влияние распространяется одновременно и на другие факторы. В качестве химических реагентов применяют различные ПАВ, газолин, дистиллят, жидкие продукты пиролиза, многие виды импортных реагентов.Способы доставки реагентов в скважину разнообразны - дозировка в межтрубное пространство, залповая закачка в пласт, подача реагента на прием насоса.

Тепловые и химические методы очистки подъемных труб трудоемки, громоздки и требуют дополнительных технических средств. Кроме того, этот способ не предупреждает отложение парафина. Интенсивность отложений парафина зависит от шероховатости и природы поверхности, поэтому эффективным методом предупреждения является использование специальных покрытий. В таких трубах выпадающие частицы парафина слабо удерживаются на стенках и легко смываются движущимся потоком. Это объясняется небольшими силами сцепления частиц парафина с гладкой поверхностью труб, плохой смачиваемостью поверхности покрытия нефтью, а также диэлектрическими свойствами покрытий, благодаря которым частицы парафина, обладающие электрическим зарядом, не могут взаимодействовать с металлом.

Одним из возможных методов снижения отложений на основе АСПО – обработка потока скважинной жидкости магнитным полем. Его воздействие заключается в увеличении центров кристаллизации, что приводит к уменьшению средних объемов кристаллов АСПО и снижению скорости адсорбции на стенках труб. Современной эффективной технологией является микробиологический метод защиты от образования парафина. Раствор биопрепарата с питательной средой закачивают в колонну НКТ с последующей циркуляцией.

Все существующие методы предупреждения отложений эффективны при дифференцированном их применении к конкретным геолого-техническим условиям эксплуатации нефтяных объектов. Их эффективность зависит от способов добычи нефти, термобарического течения и свойств добываемой продукции.

Механическая очистка производится при помощи скребков, соскабливающих со стенок скважины различного вида отложения и осадки.

Их спускают и поднимают обычно на проволоке (тросе) с помощью специальных установок типа АДУ-3 и УДС-1, укомплектованных лебедками и электродвигателями. При использовании автоматических летающих скребков, подъем их происходит под действием напора газонефтяного потока. В скважинах, оборудованных штанговыми насосами, скребки крепят к колонне штанг. Высокую эффективность показали полимерные центраторы-скребки, монтируемые на колонне штанг по определенной технологии.

Отложения солей. При эксплуатации сильно обводненных скважин отложение солей может происходить практически на всем пути движения воды – в пласте, скважине, трубопроводах, оборудовании установок подготовки нефти. Из-за уменьшения диаметра канала повышается давление, уменьшается дебит вплоть до его прекращения.

Солеотложения наблюдаются, в основном, при внутриконтурном заводнении пресными водами. Причинами отложения солей считают:

а) химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов или пропластков,

б) перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий.

П р е д о т в р а т и т ь выпадение солей возможно соответствующей подготовкой воды используемой для заводнения. В комплекс работ входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость при смешивании с другими водами на поверхности или в пластовых условиях.

Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальты, смолы) и др. Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах – применение ингибиторов комплексного воздействия (соли, парафин и прочие осадки).

Подача ингибиторов производится наземными дозирующими устройствами непрерывной или периодической дозировкой с помощью погружных скважинных контейнеров (ПСК) и нагнетанием через систему поддержания пластового давления (ППД).

Ингибиторы покрывают микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективны полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, арилсульфонаты, гексаметафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и др.

Из практики известно, что отложение солей ингибированием может быть полностью предотвращено при соответствующей условиям скважины дозировке и составу комплекса реагента.

Кроме ингибиторов воздействуют на растворы м а г н и т н ы м и силовыми полями и у л ь т р а з в у к о м. Для получения ультразвуковых излучений предпочтительных частот используют ультразвуковые генераторы различных конструкций. Применительно к ЭЦН наиболее приемлемые конструкции, встроенные в насос

Отложения солей у д а л я ю т с помощью химических реагентов или разбуривают долотом.

При химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и осадки карбоната или гидроксида кальция. В качестве преобразовывающих реагентов используют карбонат и биокарбонат натрия или калия, а также гидроксиды щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений (осадок солей), а затем проводят обработку раствором соляной кислоты (СКО) и промывают водой

Металлические сальники образуются вследствие коррозии, которой подвергается оборудование и трубопроводы при работе добывающих скважин. Продукты коррозии металла труб и оборудования, попадая в скважину, засоряют межтрубное пространство, образуя сальники, которые состоят из окиси железа – до 95 %, -- известковой пыли и песка. Для уменьшения коррозии покрывают внутреннюю поверхность труб лаком, стеклом, эмалью, применяют ингибиторы коррозии, а удаляют сальники бурением, размыванием, механической очисткой.

Гидраты углеводородов образуются в скважинах газовых месторождений, а также нефтяных, эксплуатируемых в определенных условиях. Процесс образования пробок из гидратов резко интенсифицируется в нефтяных залежах с низко продуктивными коллекторами и высоким газовым фактором. В насосных скважинах пробки образуются как в НКТ, так и межтрубном пространстве, особенно при наличии там газа высокого давления и пропусках в резьбовых соединениях. Появление гидратов связано с тем, что в пластовых условиях газ насыщен парами воды. Отбор флюидов из пласта и подъем к устью сопровождается понижением их температуры и давления. Пары воды конденсируются и, взаимодействуя с компонентами газа (метан, этан, пропан, бутан), способны образовывать твердые кристаллические вещества, называемые гидратами.

Для предупреждения образования гидратов в газовых скважинах применяют следующие методы или их комбинацию:

- поддержание теплового режима работы системы, в которых гидраты не образуются,

- введение в поток газа специальных ингибиторов против образования гидратов (метанол СН₃ОН, диэтиленгликоль, раствор хлористого кальция),

- удаление из газа паров воды, т.е. его осушка,

- систематическое удаление с забоя скапливающейся жидкости,

- устранение причин, вызывающих пульсацию газа в скважине,

- устранение перепадов давления, которые вызывают снижение температуры газа,

- регулярная продувка газопроводов.

В нефтяных скважинах основной метод – поддержание температуры, превышающих температуру образования гидратов в интервалах их отложениия, например, нагрев электрическим кабелем.

Ствол скважины очищают от отложений гидратов закачкой большого объема антигидратного ингибитора непосредственно на пробку гидрата с выдержкой для ее разложения и с последующей продувкой в атмосферу.

Вопрос 18. Песчаные пробки – предупреждение образования, способы удаления.

В процессе эксплуатации скважин, продуктивные пласты которых сложены песками и слабосцементированными песчаниками, вместе с жидкостью и газом в скважину проникает песок. Если скорость недостаточна для подъема песчинок, то они осаждаются на забое, скапливаются, образуя пробку, перекрывающую фильтровую часть скважины, что приводит к уменьшению или полному прекращению подачи жидкости.

Песчаная пробка может образоваться не только в стволе скважины, но и в подъемных трубах. Пробки чаще всего состоят из сплошного столба песка, отложившегося на забое скважины. Такие пробки называют забойными.

Пробки, отложившиеся на некоторой высоте, состоящие из перемежающихся столбов песка, нефти и газа получили название патронных. Они могут образоваться и в подъемных трубах, и в эксплуатационной колонне, большей частью близко от устья скважины. В случае полного прекращения подачи пластовой жидкости образовавшейся песчаной пробкой, давление под пробкой увеличивается и при очистке ее толщина не уменьшается, а иногда может и расти. Такие пробки называют ползучими. Существующие методы борьбы с образованием песчаных пробок можно разделить на три группы:

- предотвращение поступления песка в скважину,

- обеспечение выноса песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в скважинах с проявлениями песка,

- удаление (ликвидация) песчаных пробок.

Предотвращение поступления песка в скважину можно уменьшением дебита.

Критический дебит (допустимый отбор жидкости из пласта в скважину) при котором поступление песка минимальное определяют по формуле

 

Q_кр = 3.14 D h m V_кр, м³/сут (8.1)

 

D – внутренний диаметр скважины, м

h -- толщина вскрытой части пласта, м

m – пористость породы пласта,

V_кр -- критическая скорость фильтрационного потока, м/су т.

Однако в условиях слабо сцементированных пород при таких режимах эксплуатация скважины может оказаться нерентабельной. Во избежание снижения дебита применяют различные забойные фильтры или породу в зоне забоя закрепляют. По конструкции и технологии изготовления различают фильтры трубные и гравийные.

Трубные фильтры спускают в скважину на обсадной колонне или с помощью насосно-компрессорных труб внутрь обсадной колонны.

Гравийные фильтры могут быть созданы на поверхности и в скважине – намывом слоя гравия за стенки перфорированной трубы.

Для изготовления гравийного фильтра используют специально отобранный гравий с частицами сферической или близкой к сфере формы (но не пластинчатые), обладающие высокой степенью к абразивному износу

Для выноса мелких частиц необходимо одновременное соблюдение следующих двух условий:

1) Размеры пор, образованных зернами песка или гравия, должны быть больше мелких частиц, выносимых фильтрационным потоком.

2) Скорость фильтрационного потока должна быть достаточной, чтобы не только сдвинуть с места мелкие частицы, но и придать им на весьма малом участке пути скорость движения, равную средней скорости потока.

Скорость потока, удовлетворяющая этим условиям, называется критической скоростью выноса.

К р е п л е н и е п о р о д призабойной зоны означает связывание частиц между собой различными вяжущими веществами – цементным раствором, раствором цементно-песчаной смеси, фенолформальдегидной смолой, пеноцементными смесями и др. Сущность метода заключается в нагнетании крепящих веществ через колонну труб в зону забоя. В зависимости от поглотительной способности скважины и толщины пласта проводят одну или несколько операций подряд. Раствор, заполняя пустоты в породе и затвердевая, связывает частицы песка в прочную и устойчивую к размыву массу при фильтрации, как нефти, так и воды.

В ы н о с ч а с т и ц п е с к а на поверхность отмечается при соблюдении неравенства

w _ж / w _св > 2 – 2,5 (8.16)

w_ж – скорость восходящего потока жидкости,

w_св - скорость свободного осаждения песчинки.

В скважинах с выносом песка эксплуатируемых штанговыми насосами применяют различные защитные приспособления - песочные якоря, фильтры, а также специальные насосы, предупреждающие преждевременный износ пары плунжер-цилиндр и клапанов. На плунжерах таких насосов имеются специальные канавки для прохождения песка, в некоторых конструкциях установлены узлы верхней и нижней защиты с эластичными воротниками, которые предотвращают попадание песка в зазор между плунжером и цилиндром, а детали изготовлены из твердого сплава.

Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия (рис.8.6) жидкость изменяет направление движения на 180 град, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане». После заполнения якорь извлекают на поверхность и очищают. Якорь эффективно работает только при условии, если скорость восходящего потока жидкости в нем меньше скорости осаждения песчинок.

Для предупреждения поступления в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм) устанавливают фильтры у его приема. (сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры.

У д а л я ю т п е с ч а н ы е п р о б к и промывкой скважины различными жидкостями, газожидкостными смесями, очисткой с помощью струйного насоса, желонок или гидробуров.

Для промывки в скважину спускают колонну промывочных труб, и нагнетают под давлением воду, нефть, глинистый раствор, пену в промывочные трубы или межтрубное пространство. Промывочные агенты размывают пробку и выносят размытый песок на дневную поверхность. Вид жидкости выбирают исходя из индивидуальных особенностей скважины. Безводные нефтяные скважины целесообразно промывать чистой нефтью. В скважинах с повышенным пластовым давлением используют глинистые или солевые растворы, плотность которых исключает выбросы или фонтанирование. Скважины с низким пластовым давлением, склонные к поглощениям, целесообразно промывать газированной жидкостью и пеной.

Используют промывку прямую, обратную, комбинированную, непрерывную.

П р я м а я п р о м ы в к а осуществляется нагнетанием жидкости в колонну НКТ через промывочную линию, шланг, вертлюг, предохранительную задвижку (рис.8.7).

Нагнетаемая жидкость своей струей размывает песчаную пробку и выносит ее из скважины по межтрубному пространству на дневную поверхность. По мере вымывания песка колонну труб наращивают.

О б р а т н а я п р о м ы в к а (рис.8.10 ) предусматривает нагнетание жидкости в кольцевое пространство и подъем ее вместе с размытым песком по промывочным трубам, что позволяет достигнуть более высоких скоростей восходящего потока и ускорить разрушение пробки.

Преимущества обратной промывки в следующем:

a) при одинаковой подаче насоса скорость восходящего потока в несколько раз больше, чем при прямой промывке,

б) не происходит прихват труб вследствие того, что в кольцевом пространстве находится чистая промывочная жидкость, а песок выносится по подъемным трубам,

в) обратная промывка ведется при меньшем давлении нагнетания (на выкиде насоса), так как скорость потока жидкости, необходимая для выноса песка размываемой пробки, может быть достигнута при значительно меньшем ее расходе,

г) уменьшается износ колонны, так как песок выносится через подъемные трубы,

д) упрощается устьевое оборудование и работа по наращиванию труб.

Недостаток обратной промывки – малая скорость нисходящей струи в межколонном пространстве, что снижает интенсивность размыва пробки. Поэтому плотные и крепкие пробки, когда требуется сильная размывающая струя, обратную промывку применять нецелесообразно.

К о м б и н и р о в а н н а я п р о м ы в к а заключается в периодическом изменении направления движения промывочной жидкости. Для разрушения пробки жидкость нагнетают в промывочные трубы, т. е. ведут прямую промывку. После частичного разрушения пробки, для ускорения выноса размытого песка на поверхность, изменяют направление движения жидкости путем переключения циркуляции в кольцевое пространство, т. е. ведут обратную промывку.