Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Применение протекторов и протектолайзеров.

В связи с сложным профилем добывающих скважин Юрхаровского месторождения, т.е большой зенитный угол, большой темп набора зенитного угла, рекомендуется применять протектора и протектолайзеры, для предупреждения механических повреждений кабеля во время спуско-подъемных операций.

Асфальтосмолопарафиновые и гидратные отложения.

Парафинизация оборудования связана с охлаждением газонефтяного потока до температур, меньших температуры насыщения нефти парафином вследствие разгазирования пластовой жидкости и теплообмена. Чем больше содержание парафина в нефти, тем выше температура насыщения нефти парафином, а значит, быстрее достигается равенство температур насыщения нефти парафином и газонефтяного потока, при котором реализуется процесс парафинизации оборудования.

Наиболее прогрессивным способом борьбы с парфиноотложением является химический способ с использованием ингибиторов и удалителей парфиноотложения. Сравнительные лабораторные и промышленные испытания отечественных ингибиторов с зарубежными показали, что по эффективности предупреждения отложения АСПО реагенты отечественного производства не уступают лучшим образцам зарубежных фирм.

В качестве ингибиторов парафиноотложения применяется целый спектр реагентов: СНПХ-7212, СНПХ-7401, СНПХ-7215 и др., а также удалители: гексановая, бензиновая фракция с добавлением кубовых остатков производства бутиловых спиртов (РПС-67), СНПХ-7р-8, толуольная фракция и т.д. Исходя из реагентов, можно рекомендовать ингибиторы: СНПХ-7401, ИПС-2, а также удалители: гексановую, бензиновую фракцию с добавлением кубовых остатков производства бутиловых спиртов (РПС-67).

При организации работ по защите скважин реагенты следует применять по технологии, изложенной в РД 39-0148070-270-88Р "Технология удаления и предотвращение образования парафиноотложений в нефтепромысловом оборудовании".

Так же рекомендуется применять нагревательные кабели, для предотвращения парафиноотложений. Кабели грузонесущие нагревательные (КГн) предназначены для электрообогрева фонтанных скважин и скважин, оборудованных ЭЦН, путем спуска непосредственно в НКТ в поток добываемой жидкости с цель предотвращения образования твердых фракций парафиногидратов.

Нагревательные кабели разработаны на основе ТУ 3585-002-24118545-2004, сертифицированы и разрешены к применению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, а также защищены патентом РФ №35823.

Конструктивные особенности кабеля подразумевают, прежде всего, его особенности эксплуатации: - крепление на устье скважины и работа в подвешенном состоянии, при повышенной температуре нагревательных жил, в агрессивной газожидкостная среда. Поэтому кабель кроме проволок грузонесущей брони имеет армированную полимерную оболочку, а при применении строительных длин кабеля свыше 1000метров - центральный грузонесущий кабель-трос. Для повышения надежности кабеля нагревательные проводники, подключаемые к различным полюсам питания, разделены на группы через изолирующие жгуты.

Таблица 7.10 - Методы борьбы с АСПО

Методы	Технология (разработчик)
Технологические	1. Скребок «Кыргач-5», «Кыргач-6» («ТатНИПИнефть») 2. Лебедка Сулейманова для ЭЦН (ООО «Северный край», Екатеринбург) 3. Полуавтоматическая установка ПАДУ-3 для ЭЦН, ФОН и КГ («Прецезион») 4. Станция управления установки депарафинизации труб скребками УДС-1М для ЭЦН и ФОН (НПО «Нефтеавтоматика») 5. Устройство контроля АСПО в скважинах («ПермНИПИнефть») 6. Стенд контроля скребковой проволоки («ПермНИПИнефть») 7. Создание волны отрицательного давления (патент № 1700207) 8. Формирование в НКТ пристенного слоя нефти (патент № 1553653), формирование в НКТ газового слоя (патент № 1665026) 9. Скребок гидромеханический типа СГМ 146-1 для очистки обсадных колонн (Омск) 10. Использование штуцера для изменения скорости потока (патент № 2083.804) 11. Клапанное устройство для промывки (патент № 2100.752) 12. Обратный клапан для промывки («Нефтеспецтехника») 13. Скребок-фреза («Тюменский моторный завод»)
Магнитные	1. Поверхностные переводники МАГНИФЛО МАГНУМ (АОЗТ «Новые нефтяные технологии») 2. Магнитно-импульсный способ удаления (РМНТК «Нефтеотдача») 3. Система «Патрол» («ПРОДАКШН ДАЙНЭМИКС ЛТД») 4. Магнитный аппарат «МАРМ-7» для ЭЦН, ШГН и ФОН («ПермНИПИнефть») 5. Устройство «Ма-Пермнефть» («ПермНИПИнефть») 6. Технология «Энеркет» (фирма PARA TECH, Канада) 7. Устройство «Магнолеум»(«Омский Электромеханический Завод»)
Тепловые	1. Нагреватель электрический скважинный индукционный НЭСИ 50-122 («ТатНИПИнефть») 2. Оборудование для подогрева нефтепродуктов («Новотех») 5. Технология разработки залежей парафинистых нефтей (РМНТК «Нефтеотдача») 6. Установка «Паратрол» (США) 7. Устьевой нагреватель УН-02 8. Устьевой нагреватель ППТ-0.63 (АО «Сарэнергомаш») 9. Греющий кабель (ООО «Нефтеспецтехника») 10. Установка электронагрева и депарафинизации нефтескважин (АО «Татнефть»)

Технология применения нагревательного кабеля сводится к следующим простым операциям: спуск кабеля в НКТ, подключение к станции управления и подача необходимой электрической мощности для поддержания температуры по стволу скважины выше температуры выпадения парафинов и гидратов.

Спуск кабеля производится с помощью геофизического каротажного подъемника (например ПКС-5, ПКС-7). Процесс спуска кабеля соответствует стандартным работам с геофизическими приборами и выполняется аналогично. Крепление кабеля на устье производится через сальниковое устройство специальным замком (входит в комплект поставки).

Для управления нагревом и защиты нагревательного кабеля ООО «Псковгеокабель» производит станции управления нагревам, позволяющие осуществлять контроль за работой всех модификаций нагревательных кабелей производства ООО Псковгеокабель. Станция управления нагревом имеет возможность контролировать и протоколировать в реальном режиме времени с записью в архив все рабочие параметры нагревательного кабеля и состояние аппаратуры шкафа управления (ток, напряжение, температуру нагревательного кабеля по длине, наличие тока утечки, температуру в выкидном трубопроводе, температуру внутри шкафа управления, состояние аппаратуры управления). Кроме того, имеется возможность организации передачи текущих и архивных данных на диспетчерский пульт, по проводной линии связи или через радиомодем.

Для реализации обогрева скважин с глубиной отложений больше 1300 метров, применение нагревательного кабеля производится с повышающим трансформатором марки ТМПН.

Основным преимуществом данной технологии депарафинизации являются разовые затраты на приобретение установки, спуск нагревательного кабеля и запуск системы управления в работу.

Рисунок 7.3 - Распределение температуры в поперечном сечении скважины: а) при мощности 100Вт/м для кабеля, расположенного с внешней стороны НКТ; б) при мощности 24Вт/м для кабеля, расположенного внутри НКТ

Различия в конструктивном исполнении кабелей определяются в основном способом их установки и монтажа в скважине, что также определяет и их эффективность. Для примера рассмотрим частный случай распределения тепловых потоков от нагревательных кабелей, расположенных непосредственно в НКТ и в затрубном пространстве при прочих одинаковых условиях - состав скважинной жидкости, дебит, потери в затрубное пространство и пр.

Предупреждение гидратообразования в скважине осуществляется выбором безгидратного режима ее работы, ингибированием путем постоянной или периодической подачи антигидратного ингибитора через затрубное пространство в скважину. Для разрушения газогидратной пробки рекомендуется использование горячей воды или пара, подающихся паропередвижной установкой (ППУ) непосредственно на пробку через гибкие трубы, спущенные в НКТ через превентор. Для ликвидации пробки применяют так же термохимические составы, гидроперфоратор, теплоэлектронагреватели, тепловые ванны и т.д.

Солеотложения

Процесс солеотложения представляет собой массовую кристаллизацию солей из перенасыщенных водных растворов в сложных гидро- и термодинамических условиях в присутствии нефтяных компонентов и других примесей, влияющих на кинетику кристаллизации и свойства осадков.

Для предупреждения отложения солей существуют технологические, физические и химические методы.

К технологическим методам относятся:

правильный выбор источников водоснабжения для поддержания пластового давления;

увеличение скорости водонефтяного потока в трубах;

использование труб, оборудования с полимерными покрытиями.

Физические средства профилактики солеобразования основаны на обработке добываемого флюида магнитными, электрическими и акустическими полями. Физические методы обеспечивают локальный эффект.

Наиболее эффективным методом борьбы с солеотложением является химический метод с использованием ингибиторов солеотложений.

Рекомендуется использование ингибиторов серии СНПХ, ОЭДФ-МА, Серво-367, Нарлекс Д 54.Возможно применение ингибиторов по двум технологиям: периодической задавкой в призабойную зону пласта и постоянной дозировкой в затрубное пространство скважин. Оборудование, необходимое при использовании ингибиторов в жидкой товарной форме: цементировочный агрегат, ЦА-320М; дозировочные устройства типа НД, БР-2.5; УДЭ, УДС; автоцистерны ЦР-7АП, АЦН-7.5, АЦН-11.

Коррозия

На трубопроводах системы нефтесбора рекомендуется комбинировать следующие методы защиты: технологические, химические, капитальный ремонт с заменой на трубы в коррозионностойком исполнении. Технологические методы в этом ряду являются наименее затратными и рекомендуются к применению в первую очередь. Технологические методы, заключающиеся в создании антикоррозионного режима транспортирования жидкости, должны предусматривать:

проведение комплекса мероприятий по снижению содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, при котором влияние абразивного износа на коррозию металла минимально;

транспортировку нефтяной эмульсии в режиме, исключающем выпадение водной фазы;

Некоторые сведения о технологиях и их разработчиках приводятся в таблице 7.11.

Таблица 7.11 – Методы борьбы с коррозией

Методы	Tехнология (разработчик)
Механические	1. Скребок “Кыргач -5” («ТатНИПИнефть») 2. Технология пробковой ингибиторной защиты(«ТатНИПИнефть») 3. Система протекторной защиты («ТатНИПИнефть») 4. Футерование стальных труб полиэтиленом(«ТатНИПИнефть») 5. Защитное покрытие МРП («УкрГипроНИИнефть») 6. Установки блочные автоматизированные для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии (НПО “Нефтеавтоматика”) 7. Передвижной комплекс для нанесения покрытий на трубы(RAMCO OIL SERVICES PLC)
Магнитные	1. Поверхностные переводники МАГНИФЛО (АОЗТ “Новые нефтяные технологии”)
Химические	1. Состав ОАО “ПермНИПИнефть” 2. ХПС-001, ХПС-002 ХПС-007 (ЗАО “Когалымский завод химреагентов”) 3. Комплексный ингибитор (“ВНИИгаз”) 4. СНПХ-6301 марки А (летняя), Реапон-И (Уруссинский опытный химический завод) 5. СНПХ-1004, Альпах, Амфикор. (ПО “Химпром”) 6. СНПХ-6301 “з” (Куйбышевский завод синтетического спирта) 7. Тарин, Нефтехим-1, Нефтехим-3 (Дрогобычский НПЗ) 8. Составы “PETROLITE” 9. Составы “BAKER PERFORMANC CHEMICALS”
Биологические	1. Составы “PETROLITE” 2. Составы “BAKER PERFORMANC CHEMICALS”

Для мониторинга коррозионной агрессивности среды и контроля эффективности ингибиторной защиты следует применять системы коррозионного мониторинга (СКМ). В настоящее время наиболее широкое распространение получили следующие методы контроля агрессивности перекачиваемой продукции:

по потере массы металлических образцов-свидетелей (Weight Loss Coupons);

метод замера поляризационного сопротивления (Linear Polarisation Resistance (LPR));

метод замера электрического сопротивления (Electrical Resistance (ER));

методы неразрушающего контроля толщины металла (ультразвуковая толщинометрия).

Применительно к системе нефтесбора, где транспортируются среды с низкой электропроводностью наиболее целесообразно использование узлов контроля оборудованных металлическими образцами-свидетелями или приборами, основанными на методе электрического сопротивления.

Сравнительная характеристика вышеперечисленных методов контроля представлена в таблице 7.12.

Таблица 7.12 – Сравнительная характеристика методов коррозионного контроля

Показатели	Образцы-свидетели	Поляризационное сопротивление	Электрическое сопротивление	Толщинометрия
Возможность получения текущей информации	не ранее, чем через 20 сут.	минуты	от часов до суток	по истечении промежутка времени – 6-12 месяцев
Требования к контролируемой среде	отсутствуют	высокая электропровод-ность, рН<7	отсутствуют	отсутствуют
Пригодность к контролю различных типов коррозии
Общая коррозия	хорошо	хорошо	хорошо	хорошо
Локальная коррозия	плохо	удовл.	плохо	удовл.
Микробиологическая коррозия	хорошо	плохо	плохо	удовл.
Коррозионно-эрозионный износ	удовл.	плохо	хорошо	хорошо
Возможность определения эффективности ингибиторной защиты	удовл.	отличная	хорошая	плохая
Эксплуатационные затраты	низкие	низкие	высокие	высокие

Наиболее целесообразно использование датчиков CEION фирмы «Cormon», Corrosometr или Corrotemp Corrosometr фирмы «Rohrback Cosasco Systems», установленных на нижней образующей трубы. При невозможности закупки указанного оборудования возможно использование металлических образцов-свидетелей.

Узлы контроля коррозии (УКК) должны быть установлены на пониженных местах трассы трубопровода, расстояние до задвижек, отводов или колен должно превышать 25 – 30 м. Необходимо предусмотреть возможность подъезда и обслуживания узлов контроля в период половодья. При оценке эффективности ингибиторной защиты УКК рекомендуется устанавливать на концевых участках защищаемых направлений.

Рекомендации по применению жидкостей глушения

Одним из важнейших факторов увеличения эффективности эксплуатации скважин является применение новых разработок в области глушения скважин.

Технологические жидкости глушения (ЖГ) на водной основе оказывают негативное влияние на коллекторские свойства низкопроницаемых пластов.

Альтернативными жидкостями являются составы на углеводородной основе и гидрофобно-эмульсионные растворы (ГЭР), внешняя фаза которых представлена неполярной средой. Как свидетельствуют отечественный и зарубежный опыт использования различных жидкостей в процессах глушения скважин, наиболее эффективными и технологичными являются жидкости глушения (ЖГ) на основе обратных эмульсий, характеризующиеся определенными структурно-механическими и реологическими свойствами.

Технология применения обратных эмульсий предусматривает полную замену скважинной жидкости на обратную эмульсию или частичную замену на участке от забоя скважины до подвески насоса. С целью повышения эффективности глушения и освоения таких скважин разработан способ глушения, включающий последовательную закачку в призабойную зону буферного раствора, блокирующей жидкости и жидкости глушения.

Усовершенствованный способ предусматривает закачку буферного раствора, представляющего собой углеводородный раствор, который содержит неионогенный ПАВ. Так как раствор обладает низким поверхностным натяжением, он проникает как в высоко-, так и в низкопроницаемые пропластки и при контакте с водой образует в порах пласта микроэмульсии с повышенной вязкостью, тем самым блокируя их. Кроме того, буферный раствор выполняет роль растворителя и диспергатора газа.

Вслед за буферным раствором закачивается блокирующая жидкость, в качестве которой используется ГЭР, содержащий нефть, солевой раствор, эмульгатор и стабилизатор. Противодавление на пласт обеспечивается жидкостью глушения, в качестве которой используется подтоварная минерализованная вода или солевой раствор.

При пуске скважины в эксплуатацию пластовая нефть смешивается с внешней нефтяной фазой ГЭР, разрушая его, после чего ГЭР легко выносится из пласта. Вместе с буферным раствором, содержащим ПАВ, из ПЗП удаляются мелкодисперсные глинистые частицы, в результате восстанавливаются фильтрационные свойства пласта.

Применение данной технологии глушения скважин позволяет полностью исключить время освоения и выхода скважины на режим с первоначальным дебитом, предшествующим глушению.

Для глушения скважин, коллектор которых сложен глинистыми минералами, рекомендуется использовать жидкости глушения комплексного состава.

В качестве ингибирующей добавки используют соли: хлорид калия или хлорид аммония. В качестве органического растворителя применяют низшие алифатические спирты, гликоли, ацетон. Разработка состава для глушения защищена патентом Российской Федерации № 2115686.

Коррозионная активность водных растворов неорганических солей увеличивается с уменьшением рН и при разбавлении ЖГ пластовыми водами.

Дополнительным фактором, способствующим появлению локальной коррозии является отложение на поверхности металла водонерастворимых солей СаSO₄, CaCO₃.

Для снижения солеобразования и коррозионной активности имеются:

амифол (ТУ6-29-20-195-910) – смесь аммонийных солей следующих кислот: нитролотриметилфосфоновой, фосфористой и соляной;

ОЭДФ (ТУ6-29-20-54-79) – оксиэтилендифосфоновая кислота;

НТФ (ТУ6-09-5283-85) – нитридотриметилфосфоновая кислота.

Концентрация должна быть 0,01-0,02 % при содержании ионов (НСО₃)^- в пластовой воде 1000 мг/л.

Для глушения низкопродуктивных коллекторов целесообразна обработка ЖГ неионогенными и катионактивными ПАВ или их композициями. Из многочисленных реагентов наиболее эффективными является ПДК-0515 – ПАВ комплексного действия и гидробизирующий реагент ГКЖ-11.

Таким образом, для снижения отрицательного влияния ЖГ на продуктивность коллектора целесообразно:

обеспечивать при глушении минимальную депрессию на пласт подбором плотности ЖГ, учитывая фактические пластовые давления;

очищать ЖГ от твердых частиц до 0,01 % или отстоем или с применением фильтр-прессов;

ввод в ЖГ ингибирующих добавок с целью снижения увлажняющей способности до П_о=0,02-0,03 м/ч;

обеспечивать коррозионную инертность по отношению к металлу труб ингибиторами амифол, ОЭДФ или НТФ;

обеспечивать гидрофобизирование поверхности поровых каналов призабойной зоны пласта 0,01 % ПАВ ПДК-0515 или ГКЖ-11.

Дата добавления: 2015-07-25