СПОСОБ РАЗРУШЕНИЯ ГИДРАТНО-ЛЕДЯНЫХ, АСФАЛЬТЕНОСМОЛИСТЫХ И ПАРАФИНОВЫХ ОТЛОЖЕНИЙ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ШТАНГОВЫМ ГЛУБИННЫМ НАСОСОМ Российский патент 1999 года по МПК E21B37/00 

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к методам разрушения отложений (гидратноледяных, асфальтеносмолистых, парафиновых и других) в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), в процессе их эксплуатации.

Известен способ разрушения ледяных, гидратноледяных, парафиновых и гидратнопарафиновых отложений, заключающийся в использовании комплекта оборудования для промывки скважин (КОПС). Технология работ на скважинах, оборудованных ШГН, предусматривает демонтаж устьевого оборудования, спуск штанг, спуск через герметизирующее устройство колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) меньшего диаметра, чем НКТ скважины, промывку скважины горячей жидкостью.

Трубы меньшего диаметра (промывочные трубы), спускаемые в НКТ, обвязывают с насосным агрегатом, который закачивает в них горячую жидкость.

После прогрева участка из НКТ извлекают промывочные трубы, спускают ловильный инструмент, захватывают, отворачивают и извлекают освободившуюся от отложений секцию штанг. Одновременно на этом участке разрушаются отложения в затрубном пространстве.

Снова спускают в НКТ промывочные трубы и прогревают следующий интервал. Этот процесс продолжают до полного прохождения интервала ледяных, газогидратных, парафиновых и гидратнопарафиновых отложений (см., например, патент РФ 2001247, 1993).

Недостатком данного способа является значительная длительность и трудоемкость. Время, затраченное на одну такую операцию, измеряется от 180 до 400 часов. Для выполнения этой работы помимо бригады капитального ремонта скважины непременно задействованы цементировочный агрегат (ЦА) и передвижная парогенераторная установка (ППУ).

Низкие дебиты скважин, оборудованных ШГН, делают применение этого способа экономически крайне неэффективным.

Другим недостатком данного способа является то, что под отложениями может накапливаться газ в свободном состоянии. В этом случае при полном растеплении происходит гидродинамический удар, который может привести к аварийным ситуациям.

Известен способ разрушения и последующего удаления ледяных, газогидратных, парафиновых и гидратнопарафиновых отложений с помощью виброакустических колебаний, возбуждаемых после введения специального прибора к месту расположения отложений и запуска его в работу (см. например, А.С. СССР 1707/90 "Способ ликвидации ледяных, газогидратных и парафиновых пробок в выкидных трубопроводах и мелких скважинах" E 21 В 43/00, опубл. 23.01.92).

Недостатком данного способа является невозможность спуска виброакустического излучателя к месту расположения отложений из-за наличия в НКТ колонны штанг, обеспечивающих передачу возвратно-поступательного движения от станка-качалки к плунжеру глубинного насоса.

Известен наиболее близкий к предлагаемому способ разрушения гидратноледяных, асфальтеносмолистых и парафиновых отложений в стволе скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, включающий воздействие виброакустическими колебаниями на колонну насосных штанг (см. Патент США 4817712, кл. E 21 В 43/25, опубл. 04.04.89).

Этот известный способ предназначен в основном для разрушения отложений, образующихся в зоне перфорации скважины, и не позволяет бороться с отложениями в виде глухих пробок в НКТ, когда наличие таких пробок затрудняет или делает невозможным движение колонны насосных штанг.

Задачей изобретения является разработка способа, обеспечивающего получение технического результата, который выражается в обеспечении разрушения отложений в виде глухих пробок, освобождении колонны насосных штанг и запуск остановившейся скважины, оборудованной ШГН, в работу.

Поставленная задача решается тем, что в способе разрушения гидратноледяных, асфальтеносмолистных и парафиновых отложений в стволе скважины, оборудованной ШГН, включающем воздействие виброакустическими колебаниями на колонну насосных штанг, согласно изобретению, упомянутым воздействием виброакустическими колебаниями на колонну насосных штанг создают микрозазоры по межкристаллическим связям отложений и по поверхности контакта насосных штанг и трубных колонн с отложениями по всему их протяжению, при этом виброакустический излучатель закрепляют на торце устьевого штока или на его наружной поверхности выше устья скважины в положении разгрузки канатной подвески станка-качалки, которое сохраняется в течение времени воздействия, а процесс разрушения отложений контролируют на устье скважины по изменению давления в ее трубном и/или затрубном пространствах.

Целесообразно разгрузку канатной подвески осуществлять путем отсоединения от нее устьевого штока и/или перевода станка-качалки на ход головки балансира вниз.

Время воздействия определяют из условия обеспечения перемещения устьевого штока в крайнее нижнее положение, при этом после перемещения рабочим ходом головки балансира станка-качалки устьевого штока в крайнее верхнее положение производят проверку соответствия продолжительности и длины хода устьевого штока между крайними верхними и крайними нижними его положениями заранее заданным значениям продолжительности и длины хода колонны насосных штанг и при их несоответствии воздействие повторяют.

Виброакустический излучатель закрепляют на торце устьевого штока или на наружной его поверхности, при этом в первом случае его располагают симметрично продольной оси штока, а во втором - асимметрично.

Устье скважины обвязывают насосным агрегатом по схеме, обеспечивающей закачку жидкости в затрубное пространство скважины и прием жидкости из ее трубного пространства.

В затрубном пространстве скважины закачкой жидкости создают давление не менее, чем на (20-30%) ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны штанг, но достаточное с учетом пластового и гидростатического давления столба жидкости на уровне плунжера ШГН для обнаружения циркуляции между трубным и затрубным пространствами.

При появлении циркуляции между затрубным и трубным пространствами скважины продолжают осуществлять закачку жидкости с целью дальнейшего вымывания и выноса продуктов разрушения отложений из НКТ и затрубного пространства.

В качестве жидкости, закачиваемой в затрубное пространство скважины, используют подогретую нефть или подогретый раствор глушения.

В процессе эксплуатации скважин как в трубном, так и в затрубном пространстве возможно образование ледяных, газогидратных, парафиновых и парафиногидратных отложений.

Все эти образования имеют кристаллическую структуру, прочность которых для ледяных и парафиновых отложений зависит от температуры и концентрации воды или парафина в данном объеме. Для гидратных и парафиногидратных отложений прочность кристаллической решетки зависит от многих факторов. Так, в зависимости от соотношения воды, нефти, парафина и газа строение и прочность кристаллической решетки претерпевает значительные изменения. Помимо этого с увеличением размера молекул газа растет температура образования его гидрата. Например, при давлении 0.1 МПа для гидрата CH₄ эта температура составляет минус 78.6^oC, для C₂H₆ - минус 31.4^oC, для C₃H₈ - минус 11.5^oC. С увеличением давления эта температура увеличивается и образование газовых гидратов происходит в области положительных температур. При этом газ в структуре льда или парафиновых отложениях располагается в межмолекулярном пространстве, образованном каркасом связанных между собой молекул воды или парафина.

Кристаллическая решетка газовых гидратов обычно кубического типа. Полости, в которых молекулы газа удерживаются силами Ван-дер-Ваальса, имеют форму многогранников различных размеров. Заполнение пустот зависит от размеров газовых молекул, поэтому в газовых гидратах реализуется различное соотношение молекул воды и газа. На одну молекулу газа может приходиться до 17 молекул воды, вокруг которых располагаются кристаллы парафина.

Таким образом ледяные, гидратноледяные, газогидратные, парафиновые и гидратнопарафиновые отложения можно представить как конгломерат фракций различной плотности.

Скорость распространения звуковых колебаний зависит от плотности и сплошности среды, поэтому механизм разрушения отложений в стволе скважины основан на различии скоростей распространения виброакустических колебаний в средах различной плотности.

На фиг. 1 показан фрагмент участка ствола скважины, в котором произошло образование отложений; на фиг. 2 показана схема расположения оборудования, используемого при реализации способа.

От излучателя 1 виброакустические колебания, вводимые в устьевой (полированный) шток 2, передаются на колонну насосных штанг 3. В процессе распространения колебаний по колонне штанг 3 происходит передача колебаний в окружающую среду (отложения) 4, в колонну НКТ 5, в отложения 6 между НКТ 5 и эксплуатационной колонной 7, а затем в эксплуатационную колонну 7, цементный камень 8 и окружающую породу 9, в которой проведен ствол скважины. В колонне насосные штанги соединены между собой муфтами 10.

Необходимо отметить, что скорость виброакустических колебаний в металле, цементном камне 8 и горной породе 9 имеет практически близкие значения и, следовательно, разрушения связи между эксплуатационной колонной 7, цементным камнем 8 и окружающей породой 9 не происходит.

Скорость распространения колебаний в металле штанг, НКТ и эксплуатационной колонны значительно выше, чем в кристаллической решетке отложений 4, 6. Поэтому в первую очередь произойдет образование зазора между поверхностью металла (штанг, внутренней и внешней поверхностями НКТ и внутренней поверхности эксплуатационной колонны) и отложениями 4,6.

Воздействие виброакустических колебаний на отложения приводит к их разрушению по границам кристаллической решетки из-за значительной разницы скоростей распространения колебаний в кристаллах льда, газа, парафина, асфальтенах и смолах.

Необходимо отметить, что разрушение отложений происходит одновременно по всему их протяжению во всем интервале их накопления, а образующиеся микрозазоры вдоль поверхности металла и между кристаллами парафина позволяют плавно стравливать свободный газ, защемленный в отложениях или скопившийся под ними, что исключает возможность гидравлического удара.

Разрушение монолита отложений по межкристаллическим связям приводит к обеспечению подвижности каждого кристалла относительно друг друга и заполнения пространства между ними жидкостью (водой или нефтью), поступающей за счет гравитационного замещения, что увеличивает скорость разрушения отложений. Это позволяет по завершению процесса разрушения отложений виброакустическими колебаниями вымыть из ствола скважины продукты разрушения закачкой жидкости, обычно подогретой (нефти или раствора глушения), или запуском скважины в работу вследствие освобождения колонны насосных штанг.

В результате различия скоростей распространения виброакустических колебаний в средах различной плотности происходит их микроколебания относительно друг друга, кроме того, на границе изменения скоростей происходит поглощение энергии колебаний, что приводит к дополнительному разогреву системы и, следовательно, к повышению скорости разложения отложений.

Способ осуществляется следующим образом.

Предварительно на скважине разгружают канатную подвеску путем отсоединения от нее устьевого штока и/или переводят станок-качалку на ход головки балансира вниз, освобождая траверсу 11 станка качалки от натяжения. Закрепляют виброакустический излучатель 1 на устьевом штоке 2. При этом излучатель 1 закрепляют на торце устьевого штока симметрично его продольной оси, а при закреплении на наружной поверхности устьевого штока - асимметрично. Причем во втором случае закрепление производят с помощью хомута. Соединяют виброакустический излучатель 1 с источником питания 13. Обвязывают устье скважины насосным агрегатом 14 по схеме, обеспечивающей закачку жидкости, например, подогретой нефти, в затрубное пространство скважины и прием жидкости из ее трубного пространства (колонны НКТ 5) в специальную емкость 12 объемом ≈20 м³ по приемной линии 16. Опрессовывают нагнетательную линию 17 на полуторакратное ожидаемое давление. Закачкой жидкости создают давление в затрубном пространстве скважины, не более 0,7-0,8 давления опрессовки эксплуатационной колонны 7. Присоединяют источник питания 13 излучателя 1 к электрической сети. Нагревают в емкости 15 с помощью ППУ 18 жидкость (нефть) в объеме 8-10 м³ до температуры 70-80^oC и по нагнетательной линии 17 подают в затрубное пространство насосным агрегатом 14. При появлении циркуляции (сообщения между затрубным и трубным пространствами скважины) продолжают закачивать в затрубное пространство жидкость (подогретую нефть), принимая жидкость из колонны НКТ 5 в специальную емкость 12 с целью дальнейшей очистки НКТ и затрубья от продуктов разрушения отложений.

Процесс разрушения отложений контролируют на устье скважины по изменению давления в ее трубном и/или затрубном пространствах.

При росте давления в затрубном пространстве необходимо стравить его, принимая жидкость в бункер насосного агрегата 14, а затем проверить наличие прохода в затрубном пространстве закачкой в него, например, подогретой нефти.

Процесс промывки скважины необходимо продолжать до полного восстановления циркуляции и выноса продуктов разрушения отложений. На этом работы по восстановлению циркуляции заканчивают.

Время воздействия виброакустическими колебаниями определяют из условия обеспечения перемещения устьевого штока 2 в крайнее нижнее положение и последующим его свободным рабочим движением.

Перемещение устьевого штока 2 в крайнее нижнее положение и восстановление циркуляции еще не указывают на полное разрушение отложений. Поэтому рабочим ходом головки балансира станка-качалки производят проверку соответствия продолжительности и длины хода устьевого штока 2 между крайними верхним и нижним положениями заранее заданным значениям, т.е. значениям, имевшим место до остановки скважины. В случае, если длина хода устьевого штока будет меньше заранее заданной и/или продолжительность его хода окажется большей, чем была до остановки скважины, воздействие повторяют. Для этого вновь повторяют операции, описанные выше.

Пример осуществления способа
Обрабатывалась эксплуатационная скважина 231 куст 21 Новопурпейского месторождения глубиной 2875 м, эксплуатационная колонна 146 мм спущена до глубины 2875 м и зацементирована до устья. Давление опрессовки эксплуатационной колонны 13 МПа.

В скважину спущен насос диаметром 32 мм на колонне НКТ диаметром 73 мм до глубины 1124 м и насосные штанги диаметром 19 и 22 мм. До остановки скважины из-за накопления в НКТ гидратноледяных и парафиновых отложений работала с дебитом нефти 7 т/сут при обводненности добываемой продукции 70%. Проведенные исследования показали отсутствие прохода как в трубном, так и в затрубном пространствах из-за накопления отложений. Накопление отложений привело к невозможности проведения работ по глушению скважины и дальнейшему проведению работ по замене подземного оборудования. Для разрушения отложений в НКТ и затрубном пространстве по предлагаемому способу воздействие виброакустическими колебаниями проводили в следующей последовательности:
1. Плунжер насоса находился в крайнем нижнем положении. Освободили траверсу станка-качалки от натяжения с целью исключения передачи виброакустических колебаний на станок-качалку.

2. Установили виброакустический излучатель на устьевом штоке. Использовался виброакустический излучатель со следующими параметрами: частота 2,5 кГц; акустическая мощность 4 кВт.

3. Соединили виброакустический излучатель с источником питания.

4. Обвязали устье скважины насосным агрегатом по схеме, представленной на фиг. 2, обеспечивающей закачку горячего раствора глушения в затрубное пространство и прием жидкости из насосно-компрессорных труб в специальную емкость объемом 20 м³.

5. Опрессовали нагнетательную линию раствором глушения на 19.5 МПа.

6. Для контроля за процессом разрушения отложений закачкой раствора глушения создали давление в затрубном пространстве скважины 10.0 МПа.

7. Подключили источник питания излучателя к сети переменного тока и включили его в работу.

8. Нагрели 10 м³ жидкости (раствора глушения) до температуры 70^oC. На скважине 231 через 5 часов работы излучателя давление в затрубном пространстве начало снижаться, достигнув 2,0 МПа через 9 часов работы излучателя. Через 10 часов давление возросло до 8,0 МПа.

9. В это время отключили источник питания излучателя от сети переменного тока и начали закачку подогретого раствора глушения в затрубное пространство. При этом из затрубного пространства выходила нефть с водой и газом.

После прокачки на циркуляцию 10 м³ подогретого раствора глушения, а затем 10 м³ холодного раствора глушения скважина была передана бригаде подземного ремонта для дальнейшего ведения работ.

На скважине 4562 куст 360 Лянторского месторождения работы были проведены по аналогичному плану. В данном случае использовался виброакустический излучатель со следующими параметрами: частота 50 Гц, акустическая мощность 1,0 кВт. Однако целью работы было разрушение отложений и запуск скважины в работу. Через 11 часов работы излучателя был отмечен рост давления в затрубном пространстве и начало самостоятельной работы скважины нефтью, водой и газом по колонне НТК.

В это время отключили источник питания излучателя от сети переменного тока и закачкой подогретого раствора глушения в затрубное пространство убедились в наличии циркуляции между трубным и затрубным пространствами. При открытой задвижке на трубном пространстве давление в затрубном пространстве при работе насосного агрегата с производительностью 5,0 л/с составило 7,0 МПа, закрытие задвижки на трубном пространстве привело к росту давления в затрубном пространстве при той же производительности насосного агрегата.

На скважине 51200 куст 2069 пласта ЮВ1 Самотлорского месторождения работы по виброакустическому воздействию для расклинивания колонны насосных штанг, ликвидации парафиногидратной пробки и восстановления циркуляции проводились в течение 14 часов, включая время на промывку скважины горячей нефтью. Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, НКТ 73 мм, насос НГН-32 установлен на глубине 1500 м, насосные штанги диаметром 3/4'' - 650 м, 7/8'' - 850 м. Скважина пущена в работу с дебитом 6 м³/сутки. Использовался излучатель с частотой 50 Гц и акустической мощностью 1 кВт.

Таким образом, применение данного способа позволяет производить работы по разрушению гидратноледяных, асфальтеносмолистых и парафиновых отложений как в трубном, так и в затрубном пространствах скважин без привлечения бригад капитального ремонта и выполнения спуско-подъемных операций. При этом из-за возможности физического воздействия на отложения одновременно во всем их объеме в 10-30 раз сокращается время на проведение таких работ, а образование микротрещин во всем объеме отложений позволяет плавно стравить давление газовой шапки под отложениями (если таковые образовались) и тем самым избежать аварийных ситуаций.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, а именно к методам разрушения отложений (гидратноледяных, асфальтеносмолистых и парафиновых), образующихся в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), в процессе их эксплуатации. На колонну насосных штанг воздействуют виброакустическими колебаниями. Для этого на устьевой шток на его торце или на его боковой поверхности закрепляют выше устья скважины виброакустический излучатель. Канатную подвеску предварительно разгружают. Это положение канатной подвески сохраняют в течение времени воздействия. Создают микрозазоры по межкристаллическим связям отложений и по поверхностям контакта насосных штанг и трубных колонн с отложениями по всему их протяжению. Процесс разрушения отложений контролируют на устье скважины по изменению давления в ее трубном и/или затрубном пространствах. Способ позволяет разрушить отложения в виде глухих пробок и осуществить запуск остановившейся скважины, оборудованной ШНГ, в работу. 8 з.п. ф-лы, 2 ил.

1. Способ разрушения гидратно-ледяных, асфальтеносмолистых и парафиновых отложений в стволе скважины, оборудованной штанговым глубинным насосом, включающий воздействие виброакустическими колебаниями на колонну насосных штанг, отличающийся тем, что воздействием виброакустическими колебаниями на колонну насосных штанг создают микрозазоры по межкристаллическим связям отложений и по поверхности контакта насосных штанг и трубных колонн с отложениями по всему их протяжению, при этом виброакустический излучатель закрепляют на торце устьевого штока или на его наружной поверхности выше устья скважины в положении разгрузки канатной подвески стакана-качалки, которое сохраняют в течение времени воздействия, а процесс разрушения отложений контролируют на устье скважины по изменению давления в ее трубном и/или затрубном пространствах. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что разгрузку канатной подвески осуществляют путем отсоединения от нее устьевого штока и/или перевода стакана-качалки на ход головки балансира вниз. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что время воздействия определяют из условия обеспечения перемещения устьевого штока в крайнее нижнее положении, при этом после прекращения вибровоздействия перемещением устьевого штока рабочим ходом головки балансира станка качалки производят проверку соответствия продолжительности и длины хода устьевого штока между крайними верхним и нижним его положениями заранее заданным значениям продолжительности и длины хода колонны насосных штанг и при их несоответствии воздействие повторяют. 4. Способ по одному из пп.1 - 3, отличающийся тем, что виброакустический излучатель закрепляют на торце устьевого штока симметрично его продольной оси, а при закреплении на наружной поверхности устьевого штока - асимметрично. 5. Способ по одному из пп.1 - 4, отличающийся тем, что устье скважины обвязывают насосным агрегатом по схеме, обеспечивающей закачку жидкости в затрубное пространство скважины и прием жидкости из ее трубного пространства. 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что в затрубном пространстве скважины закачкой жидкости создают давление на 20 - 30% ниже давления опрессовки эксплуатационной колонны труб. 7. Способ по одному из пп.1 - 6, отличающийся тем, что при появлении циркуляции между затрубным и трубным пространствами скважины осуществляют закачку жидкости в затрубное пространство скважины для полного выноса продуктов разрушения откложений из НКТ и затрубья. 8. Способ по одному из пп.5 - 7, отличающийся тем, что в качестве жидкости, закачиваемой в затрубное пространство скважины, используют подогретую нефть. 9. Способ по одному из пп.5 - 7, отличающийся тем, что в качестве жидкости, закачиваемой в затрубное пространство скважины, используют подогретый раствор глушения.