Совершенствование технологии борьбы с парафином в скважинах, эксплуатируемых УШГН

В процессе проводки скважин отмечается наличие водоносных горизонтов в окском и серпуховском подъяруса нижнего карбона. Для этих вод характерно резкое увеличение концентрации сульфатных ионов.

2.2 Анализ фонда скважин

В пределах Туймазинского месторождения на терригенные отложения девона эксплуатируются 419 сважин.

В настоящее время в фонде действующих добывающих скважин находятся 340 скважин.

Фонд наблюдательных скважин образовался исключительно за счет отключения обводнившихся скважин.

Фонд нагнетательных скважин в основной своей части образован за счет перевода добывающих скважин под закачку воды и составляет 101 скважина. В фонде ликвидированных скважин преобладают скважины, выполнившие свое назначение, то есть те скважины, в которых после эксплуатации (нагнетания) основных пластов нет возвратных объектов. Фонд ликвидированных скважин составляет 141 скважина, контрольных - 5, пъезометрических - 3, наблюдательных - 270.

Фонд скважин по нижнему карбону состоит из 521 скважины. Число действующих добывающих составило - 434, действующих нагнетательных - 42, ликвидированных - 108, контрольных - 2, пъезометрических - 0, наблюдательных - 145.

2.3 Современные технологии повышения нефтеотдачи пластов

За последние годы применялись различные методы увеличения нефтеотдачи. Причем, применение их зависит от многих факторов: геологического строения месторождения на поздней стадии эксплуатации, свойств коллектора и т.д. Все виды воздействия на призабойную зону скважин по технологии прведения можно объединить в следующие группы

- химические методы: закачка осадкогелеобразующей композиции «КОГОР», закачка нефтенола, цеолита, соляно-кислотные обработки и обработки кислотой замедленного действия, обработка призабойной зоны пласта поверхностно - активными веществами, ингибиторами коррозии;

- тепловые методы: обработка призабойной зоны пласта горячей нефтью, а также очистка труб и призабойной зоны магнитным активатором тепла и генератором тепла;

- механические методы: вибровоздействие на пласт вибратором СВ, вибратором-пульсатором, клапаном для создания глубокой депрессии, а также очистка насосно-компрессорных труб от парафина штанговыми скребками, центраторами - фрезами;

- комбинированные методы: обработка призабойной зоны нагнетательных скважин термохимическими зарядами, термоимплозионная обработка ПЗП;

- гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи: нестационарное (циклическое) заводнение и изменение направления фильтрационных потоков, создание обратного конуса, зарезка боковых стволов.

Также наиболее современным и эффективным методами повышения нефтеотдачи являются вибросейсмическое воздействие, осуществляемое на определенные локальные участки нефтяной залежи, что приводит к перераспределению полей напряжения в продуктивных пластах. Это ведет к их частичной реструктуризации и образованию новых фильтрационных каналов. В результате вибросейсмического воздействия уменьшается вязкость флюида, ускоряются миграционные процессы углеводородов, приводя к высвобождению гораздо большего количества нефти, повышая конечную нефтеотдачу пласта.

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Анализ промыслового материала

3.1.1 Анализ работы скважин, оборудованных ШГН за 2008 год

Целью данного анализа является объективная оценка текущего состояния работы фонда скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами с позиции различных факторов, влияющих на коэффициент подачи, выявления тех или иных тенденции и закономерностей, что позволит пометить кардинальные направления работы. Сделаны попытки ввести некоторые критерии и показатели, которые характеризуют работу фонда.

Многообразие факторов, влияющих на работу скважин, в частности подземного оборудования, требует более детальных исследований.

В структуре подземных ремонтов за 2008 год наибольшее количество ремонтов приходится на такие виды работ: обрыв штанг-17,43%, ревизия и смена насоса-16,19%, осложнения АСПО-13,5 2%. Рассмотрим влияние АСПО и ряда других факторов, приведенных в таблице № 11, влияющих на коэффициент подачи.

Около 62,3% ремонтов по много ремонтному фонду приходится на работу насосов малого диаметра и небольшим погружением под динамический уровень, что связано малым коэффициентом продуктивности скважины.

Самым напряженным и уязвимым звеном штанговой глубинной - насосной установки является штанговая колонна, которая испытывает динамические нагрузки, нагрузки от веса штанг и жидкости. Применяемые штанги изготовлены из сталей 20 ХН. 15нм, 40у, имеющие приведенное сопротивление разрыву соответственно 7 10, 99 10 мПа, колонны штанг комплектуется двумя диаметрами штанг 7/8 и 3/4 дюйма в соотношении 60 и 40%. Максимальная нагрузка штанговая колонна испытывает при ходе вверх. Величена этой нагрузки зависит от совокупности факторов.

По данным анализам много ремонтного фонда обрывность по ЦДНГ 1,3,4 в большей степени связана с длительным периодом эксплуатации и превышением наработки штанговых колонн выше допустимой, хотя в полностью свое время при комплектовании штанговые колонны были подобраны с большим запасом прочности.

Аварией принято считать всякий внезапный отказ оборудования . Поскольку в литературе отсутствуют сколько-нибудь удовлетворительные нормы наработки на отказ подземного оборудования штанговой установки - штанг и насосов, в промысловой практике всякий выход из строя установки считается аварийным. Наиболее характерные виды отказа насосов и штанг, а также другие ремонты даны в таблице 11.

Таблица 11 - Виды отказов и ремонтов за 2008 год

Проанализировав таблицу № 11, мы обнаружили ряд факторов, влияющих на работоспособность скважинного оборудования. По видам отказов и ремонтов большое значение имеет обрывность штанг, которая связана с налипанием парафина и ряда других факторов.

Для нашего случая решающими показателями анализа работы ШГН, а в частности коэффициента подачи, являются такие виды отказов:

- АСПО (отсутствие циркуляции) 25

- Утечки в клапанах 23

- Ликвидация обрыва, смена полировки 17

- АСПО (циркуляция частичная) 12

- Куски парафина в клапанах 7

- Куски резины в клапанах 2

- Песок 1

- Запарафинивание обсадной колонны 1

Ниже рассмотрим причины возникновения этих отказов, влияющих на коэффициент подачи насоса.

3.1.2 Образование вязких водонефтяных эмульсий

Отложения парафина и сегодня являются одним из распространенных осложнений при добыче нефти, требующие привлечения для борьбы с ними самой разнообразной техники.

Именно поэтому мы решили кратко изложить опыт борьбы с парафином одного из старейших в Российской федерации НГДУ "Туймазанефть".

Здесь "парафиновая проблема" возникла сразу же после открытия девонских пластов, в нефти которых содержалось до 7% парафина. Отложения на НКТ начинались с глубины 750...800 м, и их толщина постепенно увеличивалась до 4...5 мм в интервале 250...500 м, а затем уменьшалась к устью до 2,5...3 мм. Парафиновые отложения на штангах имели одинаковую толщину по всей длине -- 2...4 мм.

Если на глубине 450...650 м отложения представляли собой конгломераты плотных частиц, то ниже 650 м они имели вид жидкой массы, в которой значительную долю составляла нефть.

Парафинообразование происходило также в клапанах насоса, в приемном фильтре и хвостовике.

Признаком парафинообразования являлось постепенное снижение подачи насоса р последующим заклиниванием плунжера в цилиндре и обрывом штанг.

Наиболее простой метод, широко применяющийся и сегодня -- воздействие теплом. Для этой цели создан целый ряд агрегатов и оборудования: паропередвижные установки (ППУ), агрегаты депарафинизации (АДП), скважинные и устьевые электронагреватели.

Применение насосно-компрессорных труб с покрытиями определило новый этап в борьбе с парафинообразованием.

Исследования, проведенные в парафинообразующих скважинах «Туймазанефти», показали, что на гладких поверхностях парафин не откладывается.

Если применение НКТ с покрытиями в скважинах, эксплуатируемых фонтанным способом и электроцентробежными насосами, не вызывало особых проблем, то в скважинах с УШГН возникли опасения повреждения покрытия штангами, как при спуско-подъемных операциях, так и в процессе работы потребовались серьезные испытания.

В процессе эксплуатации скважин с остеклованными лифтами было установлено:

а) разрушение покрытий при спуско-подьемных операциях вследствие разности деформации металла и стекла при воздействии нагрузок;

б) образование стеклянных пробок над насосом из отслоившегося стекла а стеклянной крошки, возникающей при трении штанг о трубы; последнее приводило к попаданию стекла в зазор между плунжером и цилиндром и заклиниванию;

в) средний межремонтный период скважин составил 78 суток, что в, 2,3 раза ниже средних значений по управлению.

Таким образом, применение НКТ со стеклянным покрытием в скважинах с УШГН было признано неэффективным.

Что касается, НКТ, футерованных эпоксидными смолами то они; отработали в скважинах с УШГН без каких-либо осложнений более 300 суток. После подъема нарушений покрытия обнаружено не было.

Длительный опыт применения НКТ с покрытиями-с скважинах с УШГН показал следующее:

1) покрытие должно быть защищено от контакта со штангами с помощью центраторов;

2) использование остеклованных труб нецелесообразно;

3) в наклонных скважинах покрытия разрушаются даже с защитными фонарями;

4) из всех видов покрытий наиболее приемлемым для промысловых условий является эпоксидное;

5) решение о применении НКТ с покрытиями следует принимать после испытания в скважинах конкретного месторождения.

3.1.3 Эксплуатация наклонных скважин штанговыми насосами

В настоящее время в связи с развитием кустового бурения все большую долю в эксплуатационном фонде начинают занимать наклонные скважины.

Проблемы, возникающие при добыче нефти из таких скважин штанговыми насосами, состоят в следующем.

1. В наклонных скважинах колонна насосно-компрессорных труб отклоняется от вертикальной оси и повторяет профиль ствола скважины, что вызывает искривление колонны штанг.

2. При возвратно-поступательном движении штанг в наклонных скважинах кроме нагрузок, характерных для вертикальных скважин, возникают дополнительные усилия от трения штанг о трубы, от преодоления сил, возникающих при искривлении плунжера и цилиндра и штанг при их попадании в интервал наибольшего искривления.

3. В результате трения насосно-компрессорных труб об обсадную колонну, штанг о трубы интенсифицируется их износ.

4. Увеличивается количество аварийных отказов штанг, насосов вследствие более напряженного режима их работы.

5. Вследствие наклонного положения насоса в скважине всасывающий и нагнетательный клапаны при посадке в седло срабатывают с запаздыванием, вызывая тем самым утечки жидкости яз цилиндра и снижая коэффициент подачи насоса

6. Ухудшаются условия откачки вязких эмульсий: из-за высоких значений сил гидродинамического трения и сил сопротивления трения штанг о трубы ход плунжера вниз осложняется, а длина хода уменьшается.

7. Межремонтный период работы наклонных скважин имеет меньшее. значение по сравнению с вертикальными скважинами.

В результате исследований в скважинах был получен фактический материал, позволяющий оценить как количественно, так и качественно, перечисленные выше положения. При кривизне ствола более 4° на каждые 50 м глубины и горизонтальном смещении забоя от вертикали, приходящиеся на 10 м глубины не более 1,7, количество отказов установки возрастает, а МРП уменьшается. Работа клапанов штангового насоса в наклонных скважинах

Исследования показали, что работа всасывающего и нагнетательного клапанов в штанговом насосе, эксплуатирующем наклонную скважину, существенно отличается от работы в вертикальных скважинах.

Вследствие наклона корпуса насоса клапан-шар перед посадкой в седло перемещается по нижней образующей клетки. Это удлиняет время закрытия отверстия. Последнее приводит к возникновению обратного тока уже поступившей в цилиндр жидкости, что снижает коэффициент наполнения насоса. Эксперименты дают основание утверждать, что для наклонных скважин должна быть разработана своя конструкция клапанов.

3.1.4 Эксплуатация скважин с повышенным содержанием механических примесей

Под понятием "повышенное содержание механически примесей" следует понимать содержание в откачиваемой насосом жидкости продуктов разрушения пласта, асфальтосмолистых веществ, кристаллов солей, привнесенных с поверхности в процессе технологических операции механических примесей, превышающих допустимую ГОСТ 6444-78 норму для насосов скважинных нефтяных штанговых -- 0,5%.

Анализ отложений показал, что в них содержатся частицы породы, механические взвеси поверхностного происхождения. Асфальто-смолистые и парафиновые соединения явились связующим веществом, определившим, на первый взгляд, общую причину отказа.

Видимо, нельзя утверждать, что, добившись полной чистоты жидкости, нам удастся полностью избежать парафинообразования в насосе. Но общеизвестно, что механические примеси ускоряют процессы выделения асфальто-смолистых и парафиновых компонентов из смеси и увеличивают их прочность. Поэтому точнее было бы говорить в целом о влиянии на продолжительность работы насоса механических примесей скважинного и наземного происхождения.

Эксперименты показывают, что в скважинах, склонных к парафинообразованию и содержащих в продукции механические взвеси, количество активно работающих отверстий уменьшается на 30% через 30... 50 дней. С таким фильтром насос работает еще столько же времени, если этот период можно назвать нормальной работой насоса. Коэффициент подачи насоса снижается до 0,1...0,2.

Что представляют собой механические примеси, содержащиеся в добываемой продукции? Их качественный и количественный состав определяется характеристикой продуктивного пласта, технологией его разработки, а также организационными причинами. Причем последние могут занимать далеко не последнее место.

Продуктивные пласты некоторых месторождений сложены слабосцементированными породами, разрушение которых стимулируется процессом отбора. Накапливаясь в призабойной зоне и в скважине, продукты разрушения ведут к снижению производительности скважины, ускоряют износ оборудования и его отказ.

Попадание мехпримесей в скважины этой группы происходит по следующим причинам.

1. "Глушение" скважин глинистым раствором, содержащим твердые, не образующие гель, примеси: песок, барит и другие.

2. Промывки скважин недостаточно очищенными "тяжелыми" жидкостями.

3. Спуск в скважину загрязненного оборудования.

Распространенным является многократное использование без промывок автоцистерн для перевозки "тяжелых" жидкостей, применение их для других целей без последующей очистки; отсутствие надежных мостков для укладки поднятых труб и штанг, исключающих контакт с поверхностью земли.

3.1.5 Эксплуатация обводненных скважин

Влияние обводненности скважин на процессы подъема жидкости УШГН проявляется несколькими способами.

Во-первых, появление воды ведет к образованию водонефтяных эмульсий, свойства которых значительно отличаются от свойств компонентов, образовавших ее - нефти и воды.

Во-вторых, пластовая вода, содержащая в виде раствора большое количество солей, обладает высокой агрессивной активностью, это ведет к ускорению коррозионных процессов в цилиндре насоса, в штангах, в трубах.

Кроме того, при определенном давлении н температуре соли выпадают из раствора, откладываются на узлах насоса и вызывают заклинивание плунжера в цилиндре или утечки в клапанах.

Парафинообразование является наиболее частым осложнением в добыче нефти. К настоящему времени разработаны десятки технологий и технических решений для борьбы с этим осложнением. Считалось, что обводнение скважин уменьшает интенсивность парафинообразования. Многие нефтегазодобывающие предприятия, видимо руководствуясь этой досылкой, в последние годы не только не развивали достижения в области борьбы с парафиновыми осложнениями, но вернулись к использованию ручных лебедок и раздвижных скребков, применяемых на первом этапе. Как же влияет обводнение скважин на парафинообразование?

На этот счет единого мнения у исследователей нет. Существует гипотеза, по которой глобулы воды абсорбируют на своей поверхности асфальто-смолистые вещества, которые прилипают к стенке трубы.

Процесс может усиливаться за счет присутствия в жидкости механических примесей. По данным, полученным "Туймазанефть", даже в скважинах, дающих нефть с водосодержанием 80%, наблюдается интенсивное отложение парафина. Весьма существенным является тот факт, что появление воды ведет в образованию эмульсий, которые изменяют свойства жидкостей, а именно ее вязкость, что само по себе является большим осложнением. Оболочки глобул водонефтяных эмульсий бронируются асфальто-смолистыми соединениями, механическими примесями, соединяются в конгломераты и становятся весьма трудными для разрушения.

Таблица 13 - Характеристика скважин по обводненности

4. МЕРОПРИЯТИЯ ПО СОВЕРШЕНСТВОВАНИЮ ТЕХНОЛОГИИ И ТЕХНИКИ

4.1 Описание технологического процесса

4.1.1 Методы борьбы с АСПО

Как уже ранее было отмечено, масса колонны штанг с отложившимся парафином увеличивается в среднем на 600 кг (средняя величина отложений - 5 мм., глубина подвески насоса 1000 м, плотность парафина 900 кг/м), парафинообразование также приводило к заклиниванию плунжера в цилиндре, увеличению нагрузок на трение штанг, все это увеличивает нагрузки на колонну штанг с последующим их обрывом.

Несмотря на достаточно широкий арсенал современных методов, применение покрытий различного рода, химических реагентов, все еще применяются, и не без успешно, такие «архаичные» методы, как пропарка, скрепки, штанговращатели.

Каждый из старых методов имеет свои недостатки, но в определенных условиях они могут иметь положительный результат.

Механический способ борьбы с парафином относятся к наиболее ранним, и вследствие простоты и доступности осуществления он применяется и в настоящее время.

В НГДУ «Туймазанефть» с еще 1998 года на смену фигурным и пластичным скребкам, которые применялись с 1950 года пришел относительно новый вид скребков - скребки -центраторы или скребки завихрители.

Скребки-завихрители применяются для предотвращения отложений парафина в насосных трубках, для уменьшения истирания насосных штанг в искривленных скважинах, а также в скважинах, выделяющих вместе с нефтью песок; во время перерыва в работе насосной установки, песок оседает в насосных трубах и в насосе над плунжером, в результате него при пуске установки заклинивает плунжер.

В скважинах с обильным содержанием песка в жидкости песок выпадает из нее и во время работы установки. Если в скважинах оборудовано вставным насосом, условия выноса песка восходящим потоком жидкости в насосных трубах ухудшается из-за большого диаметра насосных труб и песок оседает над насосом.

Скребки представляют собой болванку диаметром несколько меньше диаметра насосных труб, со спиральными проточными канавками на наружной поверхности для пропуска жидкости.

Скребки-завихрители устанавливают на колонне штанг по 2-3 скребка на штанге. Во время движения штанг со скребками-завихрителями вверх и вниз в насосных трубах создается завихрение струи, увеличивается скорость ее у стенок труб, что предотвращает оседание песка над насосом. При остановке станка-качалки песок, находящийся в жидкости оседает на верхних торцовых площадках скребков-завихрителей, а не на плунжере насоса. Обычно пуск в работу после остановки насосной установки, оборудованной скребками происходит без осложнений.

Скребки-завихрители изготавливаются из полиамида и навариваются на штанги на ОЗНПО. Преимущество данных скребков является то, что они имеют небольшой вес по сравнению с пластичными скребками. Полиамидные волокна обладают высокой прочностью, износостойкостью сопротивлению ударным нагрузкам, твердостью, устойчивостью к химическим реагентам, низким коэффициентом трения. Максимальная рабочая температура 80-150 С.

При применении скребков-закрепителей обязательным условием является постоянная работа штанговращателей.

4.1.2 Методы борьбы с механическими примесями

Рассмотрим некоторые технологии и устройства для борьбы с механическими примесями. Одним из видов является - крепление призабойной зоны.

К настоящему времени разработаны несколько видов породо-крепящих агентов и технологий крепления, которые апробированы с положительным результатом на нефтяных месторождений.

Среди них - закачка смоло-песчаной смеси, состоящей из гранулированного песка фракций 0,4…0,8 мм в количестве до 200 г/л и водорастворимых смол ТСД-9, ТС-10, СФЖ-3012.

В результате проведенных операций удается предотвратить разрушение пласта и образование песчаных пробок и добиться нормальной работы скважины в течении 1…12 месяцев.

Указанная технология, а также другие, призванные обеспечить крепление пород, перед широким применением на конкретном месторождении должны быть отработаны для выбора требуемых параметров технологии. Применение забойных фильтров. Этот способ предполагает установку на забоях скважин автономных фильтров или фильтров, крепящих насосно-компрессорным трубам. Конструкции фильтров отличаются разнообразием: используются и трубы из металла и пластмассы со щелями и отверстиями определенного размера; применяются трубы с фильтрующими элементами, представленными песчано-графитной смесью определенных фракций.

В скважинах, вынос механических примесей из которых не носит аварийного характера, можно обеспечить нормальную работу оборудования комплексом профилактических мероприятий.

Отдельные из них, такие как подлив жидкости в затрубное пространство или промывка, общеизвестны и широко применяются. Однако, следует сказать, что эта «старая» технология может быть улучшена добавкой в промывочную жидкость поверхностно-активных веществ, повышающие подъемную силу промывочной жидкости - воды.

Кроме того, качество промывки может быть повышено постоянным контролем за содержанием мехпримесей в процессе работы, чего в настоящее время в большинстве случаев не делают.

Препятствует осаждению мехпримесей увеличение скорости движения жидкости в подъемном канале, которое достигается уменьшением диаметра труб (например, применение полых штанг) или подачей в затрубное пространство некоторого объема жидкости.

Защита штанговых насосов от воздействия механических примесей производится с помощью различных приспособлений. Среди них - песочные якоря различных конструкций, скребки-завихрители, противопесочные конусы.

4.2 Применяемое оборудование, материалы

4.2.1 Всасывающий клапан штангового насоса

В настоящее время в скважинных штанговых насосах применяют клапаны, включающие в себя шариковое запорное устройство и седло со сферической фаской.

Недостатками этой конструкции являются:

-- небольшой диаметр проходного отверстия;

-- большие гидравлические сопротивления при откачке высоковязких жидкостей;

-- значительные утечки при работе в наклонных скважинах.

Наблюдается также и запаздывание закрытия всасывающего клапана при ходе плунжера вниз, что приводит к значительным утечкам жидкости. Это наиболее актуально для наклонных скважин, где процесс посадки запорного органа делится на два этапа: шар опускается на угол между образующей и фаской седла клапана, а затем на гнездо. При этом коэффициент подачи уменьшается.

Таким образом, всасывающий клапан шарикового типа не является удовлетворительной конструкцией при эксплуатации наклонных скважин и скважин, дающих вязкую жидкость. Последних в настоящее время подавляющее большинство из-за прогрессирующего обводнения скважин.

В связи с этим была разработана конструкция нового всасывающего клапана, принципиальным отличием которого является использование вместо шарового запорного элемента тарелки. Это позволило увеличить диаметр проходного сечения клапана в 3,27 раза. Отношение площадей входного отверстия и цилиндра составляет для насоса типа НСН-44 1,6, а для НСН-57 1,0, в то время как для насосов этих типов с шаровым клапаном соответственно 4,6 и 5,0.

Расчетами установлено, что потери напора, при применении такого клапана уменьшается в 10,8 раз по сравнению с серийным.