Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин

Состав решает две задачи: растворение АСПО и закупоривание водных каналов в пласте образующейся водоуглеводородной эмульсией, что уменьшает водоприток к скважине.

Совместное применение алкилбензолсульфонатов (АБС) с ОП-10 повышает устойчивость состава к солям жесткости в пластовых водах, в результате чего этот состав может применяться в пластах с минерализацией до 60 кг/м³. АБС с молекулярной массой 450--550 в смеси с ОП-10 при соотношении их в смеси в пределах от 90:10 до 45:55 полностью растворяются в углеводороде или образуют устойчивые дисперсии.



Рис.8.6. Электрооборудование установки СУЭПС-1200 в рабочем положении.

1-электродвигатель; 2-кабель-трос; 3-кабельный зажим; 4-автотрансформатор; 5-станция управления; 6-промышленная электросеть.

Сложность проблемы разработки месторождения и эксплуатации скважин связана еще и с тем, что в ряде случаев (например, месторождение Узень) высокопарафинистые, вязкопластичные нефти имеют температуру начала кристаллизации (температуру насыщения), близкую к начальной пластовой (для Узень 53--67°С), и нарушение термогидродинамического режима фильтрации газожидкостного потока приводит к выпадению кристаллов парафина из нефти, закупорке части каналов фильтрации.

Твердые органические осадки, выпадающие из нефтей в призабойной зоне, содержат 20--30% парафинов, 10--15% смол, 35--45% асфальтенов, незначительное количество масел и других органических веществ, воду. Температура плавления этих АСПО 72--75°С.

При изыскании эффективных композиций органических растворителей исходят из положения, что активность растворителя повышается с улучшением его диффузионных свойств, увеличением температуры («КазНИПИнефть»).

Добавки нефтерастворимых ПАВ усиливают его активность. На рис. 8.7 показана зависимость растворимости АСПО от длительности экспериментов и концентрации ОП-4 в газовом бензине.

Исследования компонентной растворимости АСПО (рис. 8.8) объясняют максимум растворимости и указывают на необходимость добавления в композицию ингредиентов, растворяющих асфальтены. Особенностью растворять асфальтены обладают ароматические углеводороды.

Растворимость асфальтеновых компонентов в ароматических углеводородах растет при повышении температур. Смесь газового бензина и бензола в соотношении 1:1 за 3 ч при 60°С полностью растворяет АСПО.

8.7. Зависимость растворимости АСПО в газовом бензине от концентрации добавок ОП-4. Время опыта:

1 - 0,5; 2 -- 1; 3 - 2; 4 -- 4; 5 -- 6; б -- 12; 7 -- 24 ч.



8.7 ИНГИБИРОВАНИЕ КАК МЕТОД ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ИЛИ СНИЖЕНИЯ СКОРОСТИ НАКОПЛЕНИЯ АСПО

Известным методом, предупреждающим отложения АСПО, является ингибирование путем подачи ингибитора в затрубное пространство скважины. Сущность метода заключается в образовании пленки ингибитора на внутренней поверхности труб, а также адсорбции активной составляющей части ингибитора микро- и макромолекулами парафина в объеме нефти и удержании их во взвешенном состоянии. Целью ингибиторной защиты является снижение интенсивности процесса парафиноотложний, но, к сожалению, не полное его предотвращение. Эффективность ингибиторной защиты зависит от типа ингибитора парафиноотложений и АСПО, а также чистоты поверхности труб перед началом применения ингибиторов. Наличие отложений парафина и АСПО на стенках труб перед применением ингибиторов снижает эффективность ингибиторной защиты.

Наиболее известным ингибитором парафиноотложений является ХТ-48. Применение ХТ-48 не исключает тепловых обработок скважин и ремонтов подземного оборудования в связи с его парафиназацией, но снижает частоту пропарок и количество ремонтов.

Норма расхода ингибиторов определяется физико-химическими свойствами нефти и содержанием в ней компонентов АСПО, обводненностью добываемой продукции, динамическим уровнем жидкости в стволе скважины, способом эксплуатации и производительностью скважины.

Расходный коэффициент ингибитора колеблется в пределах 40--260 г на 1 т добываемой нефти.

Г.М. Рахматуллиной и др. предложен ингибитор парафиноотложений комплексного действия, предотвращающий АСПО в нефтепромысловом оборудовании, обладающий деэмульгирующими свойствами и снижающий коррозионные процессы в нефтяных скважинах, системах поддержания пластового давления и наземных коммуникациях. Это ингибитор парафиноотложений комплексного действия СНПХ-794.

1,0 Концентрация ПАВ, %

Рис. 8.8. Зависимость растворимости компонентов АСПО в газовом бензине от концентрации ОП-4:

1 - асфальтены; 2 - масла; 3 - парафины; 4 - смолы.

Некоторые физико-химические характеристики реагента:плотность при температуре 20° С, кг/м³ не менее 870

кинематическая вязкость при температуре 20°С, мм²/с не более 10

температура застывания, °С не выше 40

СНПХ-7941 успешно применен во многих нефтедобывающих предприятиях.

8.8 СПЕЦИАЛЬНЫЕ ПОКРЫТИЯ ПОВЕРХНОСТИ ТРУБ ДЛЯ УМЕНЬШЕНИЯ ИНТЕНСИВНОСТИ АСПО

Для борьбы с отложениями парафина в лифтовых колоннах скважин наиболее широко используются защитные покрытия, в качестве которых применяют полярные (гидрофильные) материалы с диэлектрической проницаемостью 5--8 ед., обладающие низкой адгезией к парафину и имеющие гладкую поверхность. Защитные материалы выбирают в зависимости от условий и способа эксплуатации скважин, свойств добываемой нефти и твердых углеводородов с помощью специальной установки, на которой оценивается сила адгезии парафина к поверхности испытуемого материала при тангенциальной нагрузке. Пригодными являются материалы, адгезия которых к парафину при 20°С составляет 30--50 кПа и менее. При высоких дебитах скважин могут оказаться пригодными материалы и с большей адгезией к парафину. При низких дебитах скважин срывающее усилие потока для сдвига парафина относительно поверхности может оказаться недостаточным, и защитные покрытия могут оказаться неэффективными. Известно несколько защитных материалов.

Бакелитовый лак относится к материалам полярной группы. Обладает низкой адгезией к парафину. Слабо сцеплятся с поверхностью металла, хрупок.

Эпоксидные смолы являются слабо полярными материалами, обладают высокой адгезией к металлу и менее низкой (по сравнению со стеклом, стеклоэмалями, бакелитовым лаком и бакелито-эпоксидными композициями) сопротивляемостью парафинизации. Для получения прочных пленок в эпоксидные смолы добавляют отвердители. Широко применяются смолы марок Э-40, Э-41, Э-44, Э-47, ЭД-5, ЭД-6.

Бакелито-эпоксидные композиции представляют собой смесь этих веществ в соотношении 1:1 или 3:7. Затвердевание компонентов происходит за счет бакелитового лака, что исключает необходимость применения токсичных отвердителей. Перед нанесением защитного покрытия внутренняя поверхность труб тщательно очищается от окалины, ржавчины, загрязнений металлическим песком с помощью пескоструйной и дробеструйной очистки и обезжиривается растворителями.

Стекло из известных материалов имеет наименьшую сцепляемость с парафином и пригодно для использования в любых встречающихся на практике средах. Это полярный материал, поверхность которого сформирована группами ОН и хорошо смачивается водой. Для футеровки труб применяют стекла марок С-89 (температура размягчения tр--590°С), нейтральное НС (tр --700°С) и АВ=1 (tр --650°С). Наиболее эффективны легкоплавкие стекла марки С-89, имеющие температурный коэффициент линейного расширения, близкий к коэффициенту расширения металла. Толщина покрытия составляет 0,3--0,5 мм.

Стеклоэмали, как и стекло, являются полярными материалами обладают высокой адгезией к стали и низкой сцепляемостью с парафинами (за исключением случаев, когда поверхность эмалевого покрытия пориста). Получают их сплавлением смеси (шихты) из песка, полевого шпата, буры, соды и добавок других веществ.

Полиэтилен является продуктом полимеризации этилена. Он обладает высокой морозостойкостью (-70°С), химической устойчивостью в растворах щелочей, солей, кислот (в том числе плавиковой) и водостойкостью. Применяется в покрытиях внутренней поверхности трубопроводов для комплексной защиты (парафин, соли, коррозия). Полиэтилен при обычных температурах не растворим в органических растворителях, но набухает в диэтиловом эфире, бензине, бензоле, толуоле, ксилоле, хлороформе и четыреххлористом углероде. Набухание полимера сопровождается снижением его прочности. С повышением температуры набухаемость полиэтилена возрастает. Выше температур 60--80°С полиэтилен начинает растворяться во всех перечисленных растворителях.

В. П. Тронов доказал, что лучшим из методов предупреждения парафиноотложний является применение защитных покрытий с высокой степенью гладкости и поляризации, а лучшими из покрытий являются стеклообразные (стекло, стеклоэмали) материалы.



8.9 ТЕРМОГАЗОХИМИЧЕСКОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НАПЗП

Многообразие причин, вызывающих снижение продуктивности скважин, обусловливает необходимость проведения комплексной обработки призабоинои зоны пласта, включающей тепловое, механическое и химическое воздействия. В определенной степени это требование выполняется при термогазохимическом методе воздействия (ТГХВ),

Метод использует энергетические возможности медленно горящих порохов. Процесс горения в замкнутом объеме сопровождается значительным ростом давления и температуры, выделением и продвижением разогретых газообразных продуктов горения в глубь пласта. В результате комплексного воздействия метода на скелет породы пласта, твердые отложения и пластовую жидкость значительно улучшается фильтрационная характеристика призабоинои зоны и повышается производительность скважин. С ростом обводненности продукции скважин и интенсификацией работы пластов за счет увеличения притока воды эффективность метода ТГХВ снижается.

Увеличение обводненности продукции скважин сопровождается интенсификацией процесса солеотложений, вследствие чего снижается продолжительность эффекта от применения методов повышения продуктивности скважин, в том числе и от ТГХВ.

8.10 ПРИМЕНЕНИЕ МАГНИТНЫХ ПОЛЕЙ ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ОТЛОЖЕНИЙ ПАРАФИНА ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ

Петромагнитные устройства «Магнифло» производства компании «Петролеум Магнетик Интернешн» представляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Технологическая конструкция устройства обеспечивает универсальность этих изделий, но из-за значительных размеров (2-5 м) и массы (30--100 кг) иногда возникают проблемы с установкой и монтажом (обязателен подъем НКТ).

Отечественные устройства представляют собой цилиндры диаметрами 60 и 42 мм, длиной 450 и 350 мм массой примерно 5 и 3 кг, выполненные из коррозионно-стойкой стали и снабженные элементами крепления внутри трубы и элементами, позволяющими подвешивать их в НКТ на проволоке, в том числе вместе с механическим скребком или утяжелителем. Подъем НКТ в большинстве случаев не требуется.

Конструкция магнитов, расположенных внутри корпуса, позволяет проводить обработку продукции скважины таким образом, что после прохождения жидкости через зазор между стенкой трубы и поверхностью магнитного устройства для обработки жидкости (МОЖ) в нефтегазоводяном потоке за счет физико-химической модификации металлосодержащих микропримесей образуется огромное количество дополнительных центров кристаллизации и флотационного выноса. Они представляют собой газовые электрически заряженные микропузырьки, сформированные на коллоидных микропримесях. Форма корпуса МОЖ сконструирована так, что магнитный эффект усиливается гидравлическим. Защита от отложения осуществляется так, что при формировании АСПО последние выносятся на устье скважины. Применение устройства вызывает также газлифтный эффект благодаря более раннему выделению газа в виде микроскопических пузырьков, что увеличивает продуктивность скважин. Интенсивное выделение микропузырьков газа способствует выносу мелких частиц (размером примерно до 50 мкм) механических примесей.

Работу устройства затрудняют наличие значительного количества механических примесей в нефти при запуске скважин с большим газовым фактором.

Результаты применения магнитных устройств подтвердили эффективность предложенной технологии борьбы с парафиноотложениями как при фонтанном способе эксплуатации скважин, так и при использовании глубинных насосных установок (ЭЦН и ШН):

Устройствами серии МОЖ можно оборудовать скважины и выкидные линии.

В фонтанные скважины и работающие с ЭПУ депарафинизаторы МОЖ 42Э удобнее спускать на скребковой проволоке для подъема их перед исследованиями скважины.

В скважинах механизированного фонда (ЭЦН) целесообразно применять МОЖ в компоновке колонны НКТ при текущем или капитальном ремонте с использованием специального переводника.

В скважинах с большим газовым фактором депарафинизатор необходимо поднимать до лубрикатора в момент запуска, либо установить согласно п. 3.

5.Для месторождений с незаконченным обустройством депарафинизаторы на постоянных спецмагнитах являются оптимальным средством предотвращения образования АСПО.

Перспективным способом очистки скважины от парафина является прямой электронагрев с использованием НКТ и обсадной колонны в качестве нагревательных элементов электрической цепи. Указанные элементы соединяются между собой специальным погружным контактом, опускаемым на глубину около 800 м. В качестве электрической установки применяется источник напряжения (тока).

Идея данного способа реализована в установке «Паратрол» (США). В качестве источника напряжения в ней использован однофазный трансформатор мощностью 105 кВ.А частотой 50 Гц со ступенчатым регулированием напряжения (отводами обмотки трансформатора) на выходе от 200 до 350 В и током до 300 А.



8.11 ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕ В ГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ И БОРЬБА С НИМ

Газогидраты -- один из наиболее распространенных и малоизученных минералов на нашей планете. Объем гидратов, сосредоточенных в осадочном чехле земной коры, превышает 7,1·10⁴ км³, а объем метана в гидратном состоянии превышает 10¹⁶ м³. Крупные скопления природных газогидратов выявлены в приарктических регионах Северного полушария и на всех широтах в акваториях Мирового океана. Ресурсы газогидратов распространены между акваториями и материками крайне неравномерно: 99% -- в акваториях и только 1% -- на материках, что обусловлено формированием, стабильного существования и деградации газогидратных залежей. Толщина зоны гидратообразования на материках достигает 1--1,5 км, а в акваториях 0,2--0,6 км.

Природные газогидраты на материках, как правило, находятся под непроницаемыми литологическими покрышками и представлены вторичными газогидратными залежами; в акваториях -- могут залегать непосредственно у дна.

При изменении термодинамической характеристики пород гидраты могут либо накапливаться, либо разлагаться. При этом выделяющийся газ либо формирует залежи свободного газа, либо рассеивается в значительных объемах в атмосфере.

Природные гидраты являются стабилизаторами теплового режима поверхности Земли. В период оледенений при пони жении уровня океана происходит разложение гидратов подо дном акваторий, и свободный метан активно поступает в атмосферу, увеличивая парниковый эффект и затормаживая накопление льдов.



8.11.1 ПОНЯТИЕ О ГИДРАТАХ

Гидраты газов представляют собой твердые соединения, в которых молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной водородной связи.

Гидраты имеют строго определенный состав, что позволяет отнести их к химическим соединениям, но они -- соединения молекулярного типа, возникшие за счет ван-дер-ваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует.

Ю. Ф. Макоген приводит шесть форм внутренних ячеек в зависимости от молекулярной характеристики:

молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными полостями -- проходами;

канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы-клатраты-образователи создают кристаллическую решетку с трубчатыми полостями;

слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул, образующих клатрат, и молекул-включений;

комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость или углубление, в котором располагается молекула-включение;

линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата, имеющими трубкообразную форму;

-- клатраты, образуемые в тех случаях, когда молекулы-включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим.

Им же сформулированы основные условия образования гидратов в газонасыщенном пласте в условиях вечной мерзлоты.

Гидраты газов относятся именно к этим клатратам. Химической связи не существует между молекулами воды, образующими структурную решетку гидратов, и включенными молекулами газа. Последние как бы раздвигают молекулы воды, находясь в этих полостях; удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26--1,32 см³/г (удельный объем воды в состоянии льда, для сравнения -- 1,09 см³/г). Гидраты обладают высокой сорбционной способностью, и иногда наличие сорбционной пленки жидких углеводородов на поверхности кристаллов приводит к тому, что они выглядят оплавленными.

В практических условиях добычи и транспортирования природных газов в большинстве случаев образуются смешанные гидраты, в состав которых входят двойные гидраты, большие полости которых заняты пропаном и изобутаном, а малые -- метаном, сероводородом, углекислотой, а также простые гидраты, состоящие из метана, этана, сероводорода, углекислоты и т. д. -- при их избытке.

Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного существования газогидратов, -- это наличие газов и их состав, фазовое состояние и состав воды, температура и давление. Состав газа определяет условия образования гидратов: чем выше молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется давление для образования гидрата при одной и той же температуре. В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной компонент -- метан, содержание которого достигает 98--99%. Наряду с метаном входят и более тяжелые углеводороды. Эти газы относятся к категории «сухих». Газы газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан-бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми углеводородами.

Процесс гидратообразования обычно происходит на границе газ -- вода при условии полного насыщения природного газа влагой. Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозирования места интенсивного гидратообразования необходимо знать влагосодержание газа в различных частях системы движения газа в различных термодинамических условиях.

Гидраты активно образуются в некотором объеме воды при наличии центров кристаллизации. Растворенный в воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после образования гидрата. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газов в воде снижается. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают растворимость газа в воде. Азот, водород и гелий -- снижают.

Свойства газовых гидратов зависят от их состава и кристаллической структуры. Известно более 100 видов молекул, образующих гидраты. Все эти молекулы, а также некоторые крупные молекулы, размер которых не позволяет образовывать индивидуальный гидрат, могут входить в смешанные гидраты. Свойства газовых гидратов вследствие исключительной сложности их исследования наименее изучены во всей проблеме клатратов.

Механизм образования газовых гидратов, по Ю. Ф. Макогону, сводится к следующему. Процесс образования газовых гидратов состоит из стадии образования зародышей кристаллизации и стадии сорбционного роста кристаллогидрата вокруг зародышей. Им установлено, что формирование центров кристаллизации происходит на поверхности:

Свободного контакта: 1.1. жидкая вода - газ; 1.2. жидкая вода - сжиженный газ;

Капельно-пленочной воды, сконденсировавшейся в объеме газа;

Газовых пузырьков, выделяющихся в объеме воды;

Капель диспергированного сжиженного газа, испаряющегося в объеме свободного газа, насыщенного парами воды;

Контакта вода -- металл, где происходит сорбция молекул газа, растворенного в воде.

Рост кристаллогидрата при наличии центров кристаллизации может происходить на свободной поверхности контакта газ -- вода (поверхностно-пленочный гидрат) и в объеме газа или воды (объемно-диффузионный гидрат).

Современные достижения термодинамики неравновесных систем и синергетики позволяют осуществить принципиально новый подход к созданию модели гидратообразования. Главным моментом этого подхода, который получил название теоретикоинформационного, является обобщенный синергетический принцип, включающий основные положения теории по Пригожину диссипативных структур: в системе происходит самоорганизация вещества и энергии, если внешние воздействия обусловливают отклонение от состояния равновесия и кооперативное (когерентное) поведение элементов, и в системе преобладает действие положительной обратной связи.

Успешность борьбы с гидратообразованием в скважинах зависит от знания фазовых переходов гидрат--лед--вода. Сложность изучения особенностей этих переходов вызвана большой длительностью восстановления равновесия, что обусловлено продолжительностью процесса перекристаллизации каркаса ячейки гидрата, а также диффузией и десорбцией освобождающегося газа.

Образующийся в результате разложения газовых гидратов (в качестве гидратообразователя брали метан и пропан) лед имеет ряд особенностей, указывающих на наличие его новой структурной модификации. Лед, образующийся после разложения газовых гидратов, имеет очень развитую поверхность, с высокой сорбционной способностью, определяемой температурой и давлением.

8.11.2 ОБРАЗОВАНИЕ ГИДРАТОВ В ПЗП, СТВОЛЕ СКВАЖИН, ГАЗОПРОВОДЕ

В призабойной зоне пласта гидраты могут образовываться при:

снижении температуры в ПЗП в результате высокой депрессии при отборе газа;

закачке в пласт холодной воды в период заканчивания или ремонта скважины;

закачке охлажденного газа в подземное хранилище газа;

охлаждении ПЗП в результате интенсивного испарения высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и т. д.

Большинство газовых скважин в акватории океанов характеризуются наличием условий гидратообразования в стволе скважин. Место и интенсивность накопления гидратов в скважине изменяются и зависят от режима работы, конструкции скважины и геотермического градиента. В определенных условиях при эксплуатации скважин только по затрубному пространству образование гидратов может иметь локальный характер -- в точках дросселирования газа при его притоках через неплотности в муфтовых соединениях, колонной головки. Наиболее часты случаи гидратообразований в стволе простаивающих длительное время скважин или при их консервации. Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом скважины приводит в охлажденных участках разреза пород к снижению температуры ниже равновесной температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках труб, последующая кристаллизация может привести к полной закупорке ствола скважин. Длина гидратных пробок достигает сотен метров. При этом могут развиваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и разрывом колонны.

При значительном дросселировании газа и большой протяженности газосборных линий гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки газа к магистральному транспорту даже в районах с относительно высокой температурой окружающей среды. Изменением диаметра трубопроводов, использованием различных теплообменных аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока можно изменять место образования гидратов, а иногда и полностью избежать образования и накопления гидратов в системе обустройства до установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта.

8.11.3 СПОСОБЫ БОРЬБЫ С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ

Широко распространены ингибиторные методы борьбы с отложениями газогидратов. В качестве ингибиторов гидратообразования используются метанол и этиленгли-коль. Эффективность их применения зависит от условий гидратообразования и удаления. Нередко наряду с ингибиторами применяют локальный подогрев мест отложения гидратов и образования гидратных пробок.

Широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) представляет собой смесь сжиженных углеводородных газов с упругостью паров примерно 0,5 МПа. В составе ШФЛУ имеются гидратообразующие компоненты -- метан, этан, пропан, изобутан. Особенностью образования гидратов в ШФЛУ является слабая зависимость равновесной температуры гидратообразования от давления. Для составов ШФЛУ, транспортируемых по продуктопроводам Западной Сибири, температура разложения гидратов не превышает 4,0° С при давлениях от 0,5 до 6,0 МПа. Во всех случаях причиной образования гидратных отложений является свободная вода, заполняющая пониженные участки продуктопровода и образующая застойные зоны. Вода остается в полости трубопровода после гидратоиспытаний, содержится в ШФЛУ (до 0,1 кг/м³), в составе реагентов, вводимых с профилактическими целями.

Время и место формирования гидратной пробки в продуктопроводе определяется наличием застойной зоны, в которую поступает недостаточно ингибированная вода. Гидратная пробка формируется на подъемном участке продуктопровода в верхней части застойной зоны.

Универсальных методов разрушения газогидратов пока не существует. Отсутствуют также разработанные технологии добычи газов из газогидратных залежей. Наряду с ингибиторами и теплом были предприняты попытки применения высокочастотных (ВЧ) и сверхвысокочастотных (СВЧ) электромагнитных полей (ЭМП) ввиду специфических особенностей взаимодействия этих полей с дисперсными системами. Требуется доработка этих методов и создание новых, нетрадиционных.

9. ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЯ В СКВАЖИНАХ И БОРЬБА С НИМИ

9.1 УСЛОВИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ И ОБРАЗОВАНИЯ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК В СКВАЖИНАХ

Большинство исследователей объясняют вынос песка в скважину действием сил трения и образующимся при этом градиентом давления при фильтрации жидкости в скважину. При высоких градиентах давления и недостаточной прочности цементирующего материала зерна песчаника отделяются от основного массива и выносятся в скважину.

При разработке продуктивных пластов, сложенных рыхлыми песчаниками, в ПЗП может образовываться зона подвижного песка (пластическая область). В этом случае в первые месяцы эксплуатации скважины наблюдается интенсивное неконтролируемое пескопроявление, связанное с вымыванием песка и образованием каверны у кровли пласта, либо у неразрушенного (более прочного) пропластка при неоднородном пласте.

На образование и характер пластической области влияют многие факторы: перераспределение около горной выработки ранее существовавших напряжений, вызванное бурением; действие бурового раствора на цементирующий материал, скрепляющий зерна песка; ударные нагрузки на призабойную зону при кумулятивной перфорации; темпы отбора пластового флюида и ряд других.

Вынос песка обычно увеличивается с ростом отбора продукции, при увеличении водонефтяного фактора, истощении эксплуатируемого пласта и др.

Вероятно, что песок пластической области удерживается от выноса в скважину силой трения, определяемой давлением вышележащих толщ песка. Величина давления на любой глубине пластической области зависит от веса вышележащей толщи песка и горного давления вышележащих пород.

Установлено, что вынос песка уменьшается с ростом давления обжима; при достижении давления обжима 0,3 МПа вынос песка стабилизируется и стремится к постоянной величине; песок, имеющий глинистый цемент, может быть подвержен упрочнению.

Нередко роль связующего между песчинками в пласте -- коллекторе выполняет сам скважинный флюид: например, в залежах высоковязкой нефти и битумов. В таких залежах интенсивность выноса песка из пласта в ствол скважины зависит от величины депрессии. Чем выше депрессия, тем больше песка поступает в скважину. Однако вследствие высокой вязкости скважинного флюида в стволе скважины песчаной пробки может не образовываться. Весь песок остается во взвешенном состоянии в нефти и с нею выносится на поверхность.

Применение теплового воздействия на призабойную зону скважин при добыче высоковязких нефтей с одной стороны, снижая вязкость, увеличивает приток нефти к скважине и ее дебит, а с другой стороны, снижение вязкости под действием тепла приводит к выпадению песка в стволе скважины, образованию песчаной пробки, перекрывающей частично или полностью интервал перфорации пласта, и снижению дебита или прекращению подачи.

В газовых скважинах вынос песка из пласта в ствол интенсифицируется при обводнении скважин на поздней стадии разработки месторождения, когда вода сначала вымывает связующие глинистые частицы, а затем выносит песок.

9.2 ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ СНИЖЕНИЯ ПЕСКОПРОЯВЛЕНИЙ В СКВАЖИНАХ

Применяемые методы, направленные на предотвращение выноса песка в скважину, условно делят на 3 группы:

механические методы, предполагающие создание искусственных перемычек, предотвращающих доступ песка в скважину;

химические методы, основанные на закачке в пласт веществ, впоследствии твердеющих и цементирующих песок;

-- комбинированные методы, предполагающие использование механических фильтров и химическое закрепление зерен песка.

При выборе способа борьбы с выносом песка в скважину учитывается ряд факторов. Большое значение имеет конструкция забоя скважин. При заканчивании скважин с открытым забоем, как правило, используются механические или комбинированные способы. Химические методы закрепления песка применяются, в основном, в новых скважинах, где еще не успели образоваться каверны из-за выноса песка. При выборе способа борьбы с выносом песка учитываются температурные ограничения. Для химических методов допускаемые пределы температур составляют 16-175° С, для механических методов таких ограничений нет, кроме тех случаев, когда при образовании набивок используются нефть или загущенные растворы.

К технологическим методам предотвращения пескопроявления в скважинах относится прежде всего регулирование отборов флюидов из скважины. При этом определенное значение имеет вязкость флюида в пластовых условиях. Чем выше вязкость флюида, тем меньший градиент давления может быть критическим, то есть таковым, при котором начинается вынос песка.

Газ имеет значительно более низкую вязкость, чем вода или, тем более, тяжелая смолистая нефть. Поэтому газовый пласт, сложенный слабосцементированными песчаниками, может подвергаться более значительным депрессиям, поэтому в процессе разработки газового месторождения по мере отбора газа происходит стягивание контура водоносности или подъем подошвенной воды, благодаря чему вода приближается к эксплуатационной газовой скважине и, в конце концов, поступает на забой. Если песчаник сцементирован глинистым или известковистым материалом, то вода по мере ее отбора из скважины постепенно вымывает этот материал, способствуя разрушению пласта даже при более низких депрессиях, чем первоначально.

На практике осуществить такое регулирование отборов, чтобы совершенно предотвратить вынос песка из призабойной зоны в ствол скважины, невозможно. Спустя некоторое время песок будет накапливаться в стволе, образуя песчаную пробку.

В то же время пробка может не образоваться, если скорость потока флюида в подъемных трубах будет выше критической, то есть такой, когда скорость восходящего потока флюида в трубках равна скорости падения песчинки в жидкости под действием силы тяжести. Подъемная сила струи флюида пропорциональна квадрату диаметра песчинки, а скорость падения под действием силы тяжести пропорциональна кубу диаметра песчинки. Расчеты показывают, что в зависимости от вязкости флюида, в котором во взвешенном состоянии находятся песчинки, критический размер песчинки лежит в пределах 0,35--0,15 мм. Песчаники меньшего размера не выпадают в осадок и не образуют пробки в стволе скважины.

Если в ствол скважины из ПЗП выносятся более крупные песчинки, то, чтобы не допустить образования песчаной пробки, надо обеспечить скорость подъема флюида из скважины, способную вынести песок на поверхность. Однако, чем выше скорость подъема (отбора жидкости из скважины), тем выше депрессия на пласт, что недопустимо вследствие интенсификации разрушения пласта.

Чтобы этого не допустить, применяют различные технологические мероприятия: используют подъемные трубы уменьшенного диаметра, подлив жидкости в затрубное пространство насосных скважин, полые насосные штанги, хвостовики, скребки-завихрители, глубинные насосы с плунжером «пескобрей» и др. Хвостовики-трубы небольшого диаметра, присоединяемые к глубинному насосу и опускаемые до нижних дыр фильтра обсадной колонны, предназначены для всасывания выносимого в ствол скважины песка из призабойной зоны и выноса его на поверхность.

Скребки-завихрители устанавливаются, как правило, на первой штанге над глубинным штанговым насосом и создают вихревое движение жидкости, скорость которого увеличивается у стенок труб и препятствуют оседанию песка над насосом.

С целью предупреждения заклинивания плунжера насоса применяются полые штанги -- НКТ диаметром 33, 42, 48 мм. Жидкость из насоса непосредственно направляется в полые штанги, не соприкасаясь с трущимися поверхностями насоса, что полностью исключает заклинивание плунжера. Для обвязки насосной установки с выкидной линией используется гибкий шланг либо специальная арматура.

Подлив жидкости в затрубное пространство насосных скважин применяется при эксплуатации малодебитных скважин с обильным поступлением песка в них с целью обеспечения достаточной для выноса песка скорости флюида. Этот метод применяется при обязательном спуске хвостовика до нижних отверстий фильтра обсадной колонны.

Жидкость, свободная от песка, подливается через отверстие в планшайбе. Эффективность метода подлива зависит от точности дозирования количества подливаемой жидкости.

Объемный расход жидкости, необходимой для выноса различных фракций песка на поверхность, определяется по графику (рис. 9.1). Расчет производится по диаметру самых крупных песчинок, поступающих в ствол скважины из призабойной зоны пласта. Размер песчинок отложен на оси абсцисс, а скорость потока -- на оси ординат. Отметив на оси абсцисс точку, соответствующую расчетному диаметру песчинок, проводят вертикаль до пересечения с кривой соответствующей вязкости жидкости и на пересечении горизонтали, проведенной из этой точки, с осью ординат получают необходимую скорость w. Обычно на практике принимают скорость восходящего потока V = 2w.

Вычисляют количество жидкости Q (м³/сут.), необходимое для выноса песка из скважины по формуле:

где D_в -- внутренний диаметр подъемных труб в м;

d_н -- диаметр насосных штанг в м;

w -- скорость восходящего потока жидкости в м/с.

9.3 УДАЛЕНИЕ ПЕСЧАНЫХ ПРОБОК ИЗ СКВАЖИН

При образовании песчаных пробок на забое скважин, несмотря на принимаемые меры по их предупреждению, дебит скважин снижается или скважина полностью прекращает подачу продукции. Требуется проведение текущего ремонта по удалению песчаной пробки с забоя скважины.

Для этого применяется прямая или обратная промывка ствола скважины, при этом нижний конец НКТ оборудуется специальными наконечниками, либо используется струйный насос, а в трудных случаях при сильно уплотненных песчаных пробках -- гидробур.

При прямой промывке рабочую жидкость нагнетают в НКТ, спущенную до пробки, при этом размытая порода выносится по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и промывочными трубами. По мере размывания пробки НКТ наращивают.

С целью повышения эффективности разрыхления пробки на конец НКТ навинчивают специальные наконечники (рис. 9.2).

При необходимости создания большей скорости размывающей струи используют наконечник-мундштук -- конусный патрубок, на конце которого имеется отверстие диаметром около 25 мм. Недостатком мундштука является необходимость его извлечения после промывки при пуске скважины в эксплуатацию.

Фрезер-мундштук А. В. Мельников (рис. 9.2, а) состоит из патрубка 1 с фрезой 2 на его нижнем конце и приваренным упорным кольцом сверху. На патрубке просверлены отверстия, предназначенные для поступления жидкости через них при эксплуатации скважины. В процессе промывки фреза работает как отбойный молоток.

Рис. 9.2. Наконечники для колонны промывочных труб.

а - фрезер - мундштук Мельникова;

б - фреза; в - карандаш; г - кососрезанная труба (перо).

Существенным недостатком прямой промывки является низкая скорость восходящей струи. При больших диаметрах эксплуатационной колонны скорость восходящего потока может оказаться недостаточной для выноса крупных зерен песка. Прямая промывка требует большого количества промывочной жидкости, что связано со значительным повышением давления на выкиде насоса.

При обратной промывке жидкость закачивают в затрубное пространство скважины, а водопесчаная смесь выносится по насосно-компрессорным трубам.

Промывка песчаных пробок является одним из самых простых способов их ликвидации. Однако иногда (состояние обсадной колонны, большая приемистость пласта и др.) нет возможности использовать этот способ. В таких случаях применяют струйные аппараты, позволяющие производить промывку без давления на пласт со скоростью, почти равной скорости при обычной промывке.

Установка для очистки скважин указанным способом состоит из струйного аппарата, промывочных труб, поверхностного оборудования (шланги, вертлюга, приспособления для долива воды).

Рабочая жидкость (рис. 9.3) подается под напором по трубе 1 от агрегата к соплу 2. Вследствие того, что она движется с большой скоростью в камеру смешения 3 диффузора 4, в полости 5 создается разрежение. В камеру смешения начинает поступать жидкость с размытым (с помощью специальных сопел) песком.

Рис. 9.3. Схема струйного насоса.

Техническая характеристика насоса:

Расход рабочей жидкости, л/с 1,5--2,5

Рабочее давление на выкиде

силового насоса, МПа 8,0

Производительность струйного

насоса, л/с 0,5

Время отбора из скважины пробки

высотой 1 м, мин 6--6,5

Рабочая жидкость техническая вода

Струйные аппараты (диаметром 41 мм) состоят из струйного насоса и размывочной головки. В скважинах, где чистка пробок производится со специальными сдвоенными трубами, диаметр аппарата равен 90 мм. В скважинах, где аппарат спускают на одном ряде труб и пропускают его внутри штангового насоса, наружный диаметр выбирают таким, чтобы он мог пройти через седло конуса и замок самого малого по размеру вставного глубинного насоса.

Струйный аппарат со сдвоенными трубами диаметром 90 мм имеет длину около 1 м и массу около 15 кг.

Техническая характеристика установки для очистки скважин

Струйный аппарат

Максимальный расход рабочей жидкости

(с учетом 1 л/с расходуемого на размыв), л/с…………………….2,5

Рабочее давление (для скважин глубиной до 600 м со статическим уровнем не более

560 м, т. е. напором 40 м), МПа …………………………………80

Время размыва пробки длиной 6 м, мин……………………………80

Время отбора пробки высотой 6 м, мин…………………………….35--40

Рабочая жидкость техническая вода

Сдвоенные трубы (рис. 9.4)

Диаметр наружной трубы, мм ……………………60--73

Диаметр внутренней трубы, мм ……………………32--48

Глубина спуска для труб из стали марки Д, м………..до 1000

Вертлюг (рис. 9.5)

Длина в собранном виде, мм ……………………1063

Масса в собранном виде, кг ………………………..65

Подъемная сила, кН ……………………до 250

Рабочее давление, МПа ……………………160

Гибкий шланг

Внутренний диаметр, мм …………………….38

Наружный диаметр, мм …………………….90

Рабочее давление, МПа ……………………..20,0

Длина, м …………………….9

Масса шланга с фланцами и муфтами, кг…………..105

С помощью струйного аппарата промывку скважин производят следующими способами:

с применением специальных сдвоенных труб;

без подъема трубного насоса, без подъема вставного насоса;

без сдвоенных труб;

со сдвоенными трубами в нижней части колонны НКТ;

с установкой пакера.

Гидробур (рис. 9.6) в скважину спускается на канате; после упора в пробку долотом он приподнимается на 2--3 м и ударяется о поверхность. При очередном подъеме плунжер засасывает жидкость с песком из-под долота, затем песок через гидроциклонный сепаратор подается в желонку, а жидкость -- к поршневому насосу.

Во избежание сильных рывков каната гидробур над забоем следует поднимать на I или II скорости.

Техническая характеристика гидробура:

Общая длина, м ……………..9,8

Наружный диаметр, мм ……………..90

Максимальная производительность

за один рейс в 146-мм колонне, м ………….1,5

Полезная емкость желонки, л……………….25

Длина хода плунжера насоса, м……………..1,2

Диаметр плунжера, мм ………………88

Рис. 9.4. Сдвоеннаятруба.

1 и 7 - предохранительные колпачки; 2-резьбовая муфта наружной трубы; 3-гладкая муфта внутренней трубы; 4-внутренняя труба; 5-наружная труба; 6-нипель внутренней трубы.

Жидкость, поднимаясь по затрубному пространству, захватывает размытый песок и через боковой отвод крестовины выносит его на поверхность. В процессе промывки, спуская НКТ, необходимо следить за давлением, и если оно станет повышаться, не обходимо приподнять колонну труб на 1,5 -- 2м,

Теоретический объем плунжера, л ………….3,17

Диаметр тартального каната, мм …………….15

Общепринятая ликвидация песчаных пробок на скважинах, например в «Кубань-газпроме» сводится к следующему.

Для очистки призабойной зоны от песка ее промывают, плотность промывочной жидкости и ее качество выбирают в зависимости от величины пластового давления и состояния призабойной зоны. Это может быть и буровой (глинистый) раствор с низкой водоотдачей, а следовательно, с высокой стабильностью, и меловая суспензия на водном растворе КМЦ, плотность которой может быть от 1050 до 1300 кг/м³ и с условной вязкостью до 300 с, а также гидрофобные эмульсии с эмульгатором РЭМ. Плотность последних может колебаться от 900 до 1300 кг/м³.

После того, как скважина заглушена, производят монтаж оборудования и подъемного агрегата. Снимают фонтанную арматуру, и работы по очистке призабойной зоны производят следующими способами:

а) промывкой забоя скважины жидкостью глушения;

б) разбуриванием песчаной пробки долотом.

Выбор того или иного способа зависит от состава пород, образующих пробку, и от ее прочности. Если установлено, что песчаная пробка на забое рыхлая, можно промыть забой скважины жидкостью глушения прямой промывкой, т. е. нагнетанием жидкости через вертлюг и спущенные в скважину НКТ.

не прекращая при этом циркуляцию жидкости. Затем снова начать спуск с промывкой до тех пор, пока НКТ не дойдут до искусственного забоя. В случае, если таким способом песчаную пробку размыть не удается, ее разбуривают долотом на бурильных трубах.

Рис.9.5. Вертлюг.

1-стальной корпус; 2-специальный ниппель; 3-угольник для подвода промывочной жидкости; 4-угольник для отвода жидкости; 5-патрубок; 6-резиновое уплотнение; 7-муфта специальная; 8-переводник; 9-патрубок соединяющий внутренние трубы с вертлюгом; 10-сухари; 11-резиновое уплотнительное кольцо; 12-болты; 13-серьга; 14-ось серьги; 15-крышки.



Рис. 9.6. Беструбный гидробур 2ГБ-90.

1-долото; 2-желонка; 3-плунжерный насос; 4-плунжер; 5-корпус насоса; 6-боковой клапан; 7-корпус желонки; 8-шариковый клапан; 9-центральная труба; 10-дужка

Плотность раствора необходимо определять на протяжении всего времени работы, т. к. разбуриваемый (размываемый) песок увеличивает плотность. Применяют и вариант обратной промывки.



9.4 СОЗДАНИЕ ГРАВИЙНЫХ ФИЛЬТРОВ ПРИ ЗАКАНЧИВАНИИ СКВАЖИН

Для предотвращения выноса песка из призабойной зоны в качестве противопесочных фильтров применяют следующие: проволочные однослойные и многослойные, металлокерамические и сетчатые. Они изготавливаются из стандартных труб с прорезанными в них отверстиями; с проволочной обмоткой; набивные забойные фильтры, заполняемые песком иди другими материалами на поверхности; гравийные набивки из отсортированного песка, образуемые путем заполнения затрубного пространства в интервале залегания продуктивного пласта.

Первые три конструкции фильтров обеспечивают задержание уже вынесенного песка, но они быстро разрушаются. Гравийные набивки обеспечивают искусственное закрепление пород в ПЗП.

В необсаженном продуктивном интервале, сложенном слабосцементированными песчаниками, наиболее эффективным методом предотвращения пескопроявлений и обеспечения длительной эксплуатации высокодебитных скважин без снижения их производительности и остановок на ремонт признано за-канчивание скважин с созданием гравийного фильтра.

При осуществлении этого метода скважину бурят и крепят эксплуатационной колонной до кровли продуктивного пласта, который затем вскрывают пилотным стволом с отбором керна, если это необходимо для определения фракционного состава пластового песка.

После проведения комплекса геофизических исследований расширяют пилотный ствол по всей длине или выборочно механическим расширителем с применением бурового раствора, не ухудшающего коллекторских свойств продуктивного пласта, и определяют конфигурацию ствола с помощью каверномера -- профилемера для расчета необходимого объема гравия. Затем в скважину спускают компоновку с фильтром-каркасом, за который намывают в продуктивный интервал гравий с герметизацией кольцевого пространства между компоновкой и эксплуатационной колонной до и после намыва -- в зависимости от применяемой техники и технологии.

Большинство исследований гравийных набивок сводится к определению их состава и соотношения между размером щелей хвостовика или частиц гравия и размерами песка, выносимого из пласта. Размер зерен гравия выбирается на основе ситового анализа образцов пластового песка. По результатам ситового анализа строится график распределения зерен пластового песка. По данным зарубежных исследований, минимальный размер гравия должен в 4--б раз, а максимальный -- в б раз превышать размер зерен пластового песка, соответствующий 10%-ной точке отсева на графике ситового анализа.

Эффективность работы гравийного фильтра наряду с конструкцией и выбором гравийного материала определяется технологией его установки, в частности, большое значение имеет выбор жидкости -- носителя. Применяют вязкие жидкости с низкой скоростью закачки и высокой концентрацией гравия.

С увеличением отклонения ствола скважины от вертикали существенно возрастает сложность и стоимость ее заканчивания с гравийным фильтром в необсаженном продуктивном интервале. Так, если в скважинах, близких к вертикальным, затраты на создание гравийного фильтра не превышают, как правило, 10% стоимости скважины, то в скважинах с горизонтальным участком ствола, протяженность которого в 10--30 раз превышает толщину продуктивного пласта, затраты на эти работы соизмеримы со стоимостью бурения скважины и не всегда дают ожидаемые результаты. Это обстоятельство необходимо учитывать при проектировании заканчивания горизонтальных скважин, предусматривая применения противопесочных фильтров других конструкций в тех случаях, когда их установка не грозит серьезными осложнениями из-за пескопроявлений в процессе эксплуатации скважин.

Для создания гравийных фильтров в необсаженном продуктивном интервале ствола скважин при их заканчивании необходимы следующие технические средства и материалы:

-- расширитель для увеличения диаметра пилотного ствола;

гравий и фильтр-каркас гравийной набивки;

управляемая циркуляционная муфта;

пакеры для подвески компоновки фильтра-хвостовика в нижней части эксплуатационной колонны и герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и компоновкой; а также для изоляции непродуктивных пропластков -- при необходимости;

установочный инструмент для спуска и установки в скважине компоновки фильтра-хвостовика, для управления плашками и передачи нагрузки на пакер-подвеску;

устройство с узлом перекрестных потоков -- для намыва гравия через циркуляционную муфту за фильтр-каркас, уплотнения гравийной набивки промывкой и др.;

технологическая оснастка компоновки фильтра-хвостовика (глухая башмачная пробка, башмачный патрубок, центраторы, контрольный фильтр и др.);

устьевое оборудование, обеспечивающее спуск-подъем и вращение инструмента с циркуляцией (прямой и обратной);

гравиесмесительная установка для приготовления и по дачи в скважину смеси гравия с жидкостью-носителем;

фильтровальная установка для тонкой очистки жидкости-носителя гравия от механических примесей;

технологические емкости для промывочной жидкости и жидкости-носителя, насосные агрегаты, нагнетательные и прочие трубопроводы для обвязки наземного оборудования;

химические реагенты для приготовления промывочной жидкости и жидкости-носителя.

Этот перечень может несколько изменяться в связи с разнообразием устройств и способов, применяемых для создания гравийных фильтров, а также различиями в техническом оснащении буровых установок.

Некоторые позиции перечня не имеют отечественных аналогов и нуждаются в пояснениях.

9.4.1 ФИЛЬТР-КАРКАС ГРАВИЙНОЙ НАБИВКИ

...