Способ удаления ледяных, газогидратных и парафиновых отложений

Способ удаления ледяных, газогидратных и парафиновых отложений

Реферат

 

Изобретение относится к области добычи нефти, а именно к методам разрушения ледяных, газогидратных и парафиновых отложений в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Устанавливают ультразвуковой излучатель акустических колебаний на штанге штангового глубинного насоса выше устья скважины. Вводят в штангу акустические колебания под углом 0 - 60^o к оси штанги. Воздействуют продольными и поперечными колебаниями на ледяные, газогидратные и парафиновые отложения до их отслаивания и полного разрушения. После этого разрушенные отложения удаляют известным образом. Разрушение отложений производят как в трубном, так и в затрубном пространстве скважины. После отключения источника питания излучателя в затрубное пространство закачивают раствор глушения. Происходит ускорение процесса разрушения различных отложений акустическими колебаниями в трубном и затрубном пространствах, упрощается монтаж излучателя, удешевляется процесс за счет использования одного излучателя. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти, а именно к методам разрушения ледяных, газогидратных, парафиновых и гидратнопарафиновых отложений в скважине, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН) с целью восстановления циркуляции в скважине.

На нефтяных промыслах используют способ разрушения ледяных, газогидратных, парафиновых отложений, заключающийся в использовании комплексе оборудования для промывки скважин. Технология работ на скважинах, оборудованных ШГН, предусматривает демонтаж устьевого оборудования, монтаж на устье герметизирующего устройства отворот штанг, спуск через герметизирующее устройство насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы скважины, промывку скважины горячей жидкостью.

Спускаемые трубы обвязывают с насосным агрегатом, который закачивает в них горячую жидкость. После прогрева участка из насосно-компрессорных труб 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 насосно-компрессорные трубы промывочные трубы и прогревают следующий интервал. Этот процесс продолжают до полного прохождения ледяных парафиновых и прочих отложений (Обзорная информация, Сер. Нефтепромысловое дело, М. ВНИИОЭНГ, 1, 1986).

Недостатком данного способа является значительная длительность и трудоемкость технологического процесса. Время, затраченное на одну такую операцию, измеряется от 180 до 400 ч. Для выполнения этой работы помимо бригады по капитальному ремонту скважины непрерывно задействованы цементированный агрегат и передвижная парогенераторная установка.

Низкие дебеты 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 аварийной ситуации.

Известен способ удаления ледяных, газогидратных и парафиновых отложений в нефтяных скважинах и трубопроводах, включающий их прогрев с помощью электромагнитных волн и последующее удаление продуктов плавления (авт.св. СССР 1707190).

Недостатком этого способа является низкая его эффективность ввиду передачи электромагнитных линий поля на незначительную глубину в пласт (до 15 см). Кроме того, этот способ не пригоден для скважин, в которых помещают какое-либо оборудование, например ШГН, ЭЦН и др.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ удаления примесей в виде парафиновых и прочих отложений из трубного пространства насосно-компрессорных труб, снабженных штанговыми глубинными насосами, включающий установку ультразвукового излучателя, установленного на штанге насоса выше устья скважины, и возбуждение колебаний до разрушения отложений с последующим удалением разрушенных отложений (пат. США 4817712). Ультразвуковой источник снабжен звукопроводящими блоками, подвешенными на штангах на определенных интервалах, и в конце штанг установлен поршень, погруженный в жидкость и приводимый в действие вибрацией.

Недостатком данного способа является невозможность удаления ледяных и газогидратных отложений как в трубном, так и затрубном пространстве. Кроме того, способ неэффективен и мало надежен в работе.

Целью предлагаемого изобретения является ускорение процесса разрушения ледяных, газогидратных и парафиновых отложений в затрубном и трубном пространстве и удешевление процесса за счет использования одного ультразвукового излучателя.

Поставленная цель достигается за счет использования способа удаления отложений в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами, включающего установку ультразвукового излучателя на штанге насоса выше устья скважины с возможностью ввода акустических колебаний в штангу, возбуждение продольных колебаний до отслаивания отложений в трубном пространстве скважины с последующим удалением разрушенных отложений. При этом установку ультразвукового излучателя на штанге насоса выше устья скважины осуществляют с возможностью ввода акустических колебаний в штангу под углом от 0 до 60^o к ее оси, разрушение отложений производят как в трубном, так и затрубном пространствах скважины за счет формирования как продольных, так и поперечных колебаний в колонне штанг, а после отключения источника питания излучателя в затрубном пространство закачивают раствор глушения.

Кроме того, используют горячий раствор глушения, а после прокачки его на циркуляцию - холодный раствор глушения.

В процессе эксплуатации скважин как в трубном, так и затрубном пространстве, возможно образование ледяных, газогидратных, парафиновых и парафиногидратных отложений. Все эти образования имеют кристаллическую структуру, прочность которых для ледяных и парафиновых фракций зависит в основном от температуры и соотношений концентрации воды и газа или парафина в данном объеме. Для гидратных и парафиногидратных отложений прочность кристаллической решетки зависит от соотношения воды, нефти, парафина, газа и других факторов, которые приводят к значительным изменениям строения и прочности кристаллической решетки. Таким образом, в нефтяной скважине указанные отложения представляют собой конгломерат различных частиц с различной плотностью.

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

На фиг. 1 показан участок ствола скважин, в котором произошло образование ледяных, газогидратных, парафиновых отложений; на фиг. 2 - схема оборудования устья скважины; на фиг. 3 - конструкция узла присоединения излучателя на штанге штангового глубинного насоса.

Данная конструкция является одним из вариантов установки ультразвукового излучателя для ввода колебаний в колонну штанг под углами от 0 до 60^o.

Ультразвуковой излучатель 1 с помощью резьбового соединения 2 крепится к внешней поверхности шарнира 3. Внутренняя поверхность шарнирного соединения 4 с помощью резьбы 5 крепится к штоку 6.

Угол ввода акустических колебаний устанавливается с помощью фиксатора 7 угла подачи акустических колебаний в колонну штанг.

Приведенная схема присоединения ультразвукового излучателя 1 используется для приборов, не снабженных фазированной решеткой. Ультразвуковой излучатель 1, снабженный фазированной решеткой, устанавливается в верхней точке шарнирного соединения 4 на оси колонны штанг. Изменение угла ввода акустических колебаний осуществляется за счет переключения сигнала на приборной доске.

Механизм разрушения отложений выглядит следующим образом. От излучателя 1 акустические колебания, вводимые в штангу под углом от 0 до 60^o к ее оси, передаются на всю колонну насосных штанг 8. В процессе распространения колебаний по колонне штанг 8 происходит передача колебаний в окружающую среду 8, в насосно-компрессорные трубы 9, в отложении между насосно-компрессорными трубами 9 и эксплуатационной колонной 10, а затем в эксплуатационную колонну 10, цементный камень 11 и окружающую горную породу 12, в которой проведен ствол скважины.

Было установлено, что скорость акустических колебаний в металле, цементном камне и горной породе практически одинакова и, следовательно, разрушение связи между эксплуатационной колонной, цементом и окружающей породой не происходит.

Скорость распределения колебаний в металле штанг, насосно-компрессорных трубах и эксплуатационной колонны значительно выше, чем в кристаллической решетке отложений.

Поэтому в первую очередь происходит образование зазора между поверхностью металла (штанг, внутренней и внешней поверхностями насосно-компрессорных труб и внутренней поверхности эксплуатационной колонны) и отложениями.

Воздействие акустических колебаний на отложение приводит к их разрушению по границам кристаллической решетки из-за значительной разницы скоростей распространения колебаний в кристаллах льда, газа, парафина.

Было установлено, что разрушение отложений происходит одновременно 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 конгломерата отложений по межкристаллическим связям приводит к обеспечению подвижности каждого кристалла относительно друг друга и заполнения пространства между ними водой или нефтью, поступающей за счет гравитационного замещения, что увеличивает скорость разрушения отложений. Это позволяет по завершении процесса разрушения отложений акустическими колебаниями вымыть из ствола скважины продукты разрушения закачкой раствора глушения или запуском скважины в работу в результате освобождения колонны штанг.

В результате различия скоростей акустических колебаний в средах различной плотности происходит поглощение энергии колебаний, что приводит к дополнительному разогреву системы и, следовательно, к повышению скорости разложения отложений.

Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность передачи акустических колебаний в окружающую среду и тем самым повысить скорость разрушения отложений за счет угла ввода колебаний, который изменяется от 0 до 60^o к оси штанги. При этом в колонне штанг формируются как продольные, так и поперечные колебания.

Способ осуществляется следующим образом (см. фиг. 2): Обрабатывалась эксплуатационная добывающая скважина 231 куст 21 Новопурпейского месторождения глубиной 2875 м, эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спущена до глубины 2875 м - зацементирована до устья. Давление опрессовки эксплутационной колонны составляло 13 МПа.

В скважину спущен насос диаметром 32 мм на насосно-компрессорной колонне труб диаметром 73 мм до глубины 1124 м. Использовались штанги диаметром 22 мм. До остановки скважины из-за накопления в насосно-компрессорных трубах парафиногидратных отложений она работала с дебитом нефти 1 т/сут при обводненности продукта 70%.

Проведенные исследования показали отсутствие прохода как в трубном, так и в затрубном пространствах из-за накопления отложений. Это привело к невозможности проведения работ по глушению скважины и дальнейшему проведению работ по замене подземного оборудования.

Для разрушения образовавшихся отложений в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве по предлагаемому способу акустическую обработку проводили в следующей последовательности.

1. Плунжер насоса находится в нижней мертвой точке (на фиг. 2 не показан). Освободили траверсу станка-качалки 13 от натяжения с целью исключения передачи акустических колебаний на станок-качалку.

2. Установили ультразвуковой излучатель 1 на штанге насоса сальниковом штоке 6 выше устья скважины. Использовали излучатель с акустической мощностью 4 кВт и частотой 2,5 кГц. Конструкция излучателя обеспечивала ввод акустических колебаний от 0 до 60^o к оси штанги.

3. Соединили акустический излучатель с источником питания 14.

4. Обвязали устье скважины с насосным агрегатом 15 по схеме, представленной на фиг. 2, обеспечивающей закачку горячего раствора глушения в затрубное пространство и прием жидкости из насосно-компрессорных труб в специальную емкость 16. Опрессовали нагнетательную линию 17 раствором глушения на 19,5 МПа.

5. Для контроля за процессом разрушения отложений закачкой раствора глушения создали давление в затрубном пространстве скважины 10,0 МПа.

6. Подключили источник питания излучателя к сети переменного тока, установили ввод акустических колебаний 60^o к оси штока 6, включили прибор в работу.

7. На скважине через 5 ч работы акустического излучателя давление в затрубном пространстве начало снижаться, достигнув 2,0 МПа через 9 ч работы излучателя. Через 210 ч работы давление возросло до 8,0 МПа.

8. В это время отключили источник питания излучателя и начали закачку горячего раствора глушения из емкости 18, нагретого с помощью передвижной парогенераторной установки (ППУ) 19, в затрубное пространство. При этом из трубного пространства по линии 20 выходили нефть с водой и газом.

9. После прокачки на циркуляцию 10 м³ горячего раствора глушения, а затем 10 м³ холодного раствора глушения скважина была передана для дальнейшего ведения работ.

На скважинах 4562 и 4567 куст 360 Лянторского месторождения работы были проведены по аналогичному плану. Угол ввода акустических колебаний составлял 0 и 40^o к оси штанги.

Таким образом, применение заявляемого способа позволило произвести работы по разрушению отложений как в трубах, так и в затрубном пространстве скважин с максимальной эффективностью. При этом из-за возможности физического воздействия на отложения одновременно во всем их объеме в 10 - 20 раз сократили время на проведение таких работ, а образование микротрещин во всем объеме отложений позволило плавно стравить давление газовой шапки под отложениями и тем самым избежать аварийной ситуации.

Формула изобретения

1. Способ удаления отложений в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами, включающий установку ультразвукового излучателя на штанге насоса выше устья скважины с возможностью ввода акустических колебаний в штангу, возбуждение продольных колебаний до отслаивания отложений в трубном пространстве скважины с последующим удалением разрушенных отложений, отличающийся тем, что установку ультразвукового излучателя на штанге насоса выше устья скважины осуществляют с возможностью ввода акустических колебаний в штангу под углом 0 - 60^o к ее оси, разрушение отложений производят как в трубном, так и затрубном пространствах скважины за счет формирования как продольных, так и поперечных колебаний в колонне штанг, а после отключения источника питания излучателя в затрубное пространство закачивают раствор глушения.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют горячий раствор глушения, а после прокачки его на циркуляцию - холодный раствор глушения.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3