Скопление пластовой воды на забое скважины. При

фонтанном способе эксплуатации первоначально нефть из скважины идет безводной. Однако со временем вместе с нефтью из пласта в скважину поступает пластовая вода. Для уменьшения содержания воды в нефти и продления безводного периода фонтанирования в скважинах сокращают суточный дебит нефти. Но при уменьшении дебита нефти уменьшаются скорости подъема жидкости по стволу скважины, в результате чего часть воды не выносится вместе с нефтью на поверхность, а постепенно скапливается на забое, что приводит к увеличению забойного давления, снижению дебита скважин, а затем к прекращению фонтанирования. Для предупреждения скопления воды на забое и обеспечения выноса ее на поверхность за счет увеличения скорости подъема жидкости из скважины спускают НКТ до забоя.

Иногда для удаления скопившейся воды на забое используют передвижной компрессор. При нагнетании компрессором газа в затрубное пространство скопившаяся на забое вода выносится струей жидкости через НКТ, и скважина вновь начинает фонтанировать. О скоплении воды на забое скважин узнают по уменьшению давлений в НКТ и затрубном пространстве, которые контролируются манометрами.

Образование смоло-парафинистых отложений. Нефти по своему углеводородному составу разнообразны. В то же время нефти многих нефтяных месторождений содержат в своем составе смоло-парафиновые вещества, представляющие из себя сложную смесь высокомолекулярных углеводородов: парафина, смол, асфальтенов.

В группу парафинов входят твердые углеводороды от СпН₃б до C₇iHi44. Плотность парафина в твердом состоянии колеблется от 865 до 940 кг/м³. В пластовых условиях парафины чаще всего находятся в растворенном состоянии в нефти.

В процессе подъема нефти и газа от забоя до устья скважины и в поверхностных коммуникациях непрерывно меняется температура и давление. В результате этого нарушается равновесие в системе «нефть - растворенный в ней газ - растворенные в нефти смоло-парафиновые вещества». Нефть в процессе подъема постепенно теряет часть газа и становится из-за этого более тяжелой. Вязкость ее увеличивается, а растворяющая способность по отношению к тяжелым углеводородам и примесям снижается, так как уменьшается содержание в ней легких жидких углеводородов, обладающих значительными растворяющими способностями. Одновременно снижается температура нефти из-за потери тепла от нефти через НКТ и эксплуатационную колонну в окружающие скважину горные породы, а также за счет выделения из нефти газа. Причем охлаждение нефти вследствие выделения газа при высоком газовом факторе значительно больше, чем за счет теплоотдачи в окружающие горные породы. Эти два фактора (охлаждение и выделение газа) являются главными причинами выпадения из нефти смоло-иарафиновых веществ. Парафины начинают выпадать на стенках НКТ, выкидных линиях и во всех нефтепромысловых коммуникациях.

В НКТ отложение парафина начинается от точки начала его выпадения до устья скважины, а часть мелких частиц парафина остается во взвешенном состоянии и выносится потоком жидкости на поверхность. Частички парафина, выпадая из нефти в НКТ, слипаются вместе с одновременно выпадающими из нефти смолами и асфальтенами и, образуя липкие комочки твердых углеводородов, которые осаждаются на шероховатых стенках НКТ, уменьшают их сечение, вплоть до полного перекрытия. Отложения парафина в НКТ приводят к значительному сокращению внутреннего сечения и, соответственно, к увеличению сопротивления газонефтяному потоку. Вначале за счет этого снижается дебит нефти и снижается буферное давление, а затем, если не принимать мер, происходит полное перекрытие сечения НКТ и, как следствие, прекращение фонтанирования.

Выпадение парафина из нефти начинается при определенной для данной нефти температуре, которая называется температурой кристаллизации. Температура кристаллизации парафина бывает разной для разного состава нефтей и состава парафиновых фракций.

Температура плавления парафинов колеблется от 30° до 70° С. Для парафинистыхнефтей Урало-Поволжья (Самарская, Пермская, Оренбургская области, Татария, Башкирия, Удмуртия) температура, при которой начинается отложение парафина на стенках НКТ, составляет 15°-35° С. А на месторождениях полуострова Мангышлаг наблюдается выпадение парафина в пластовых условиях, причиной этому служит то, что температура кристаллизации там близка к начальной пластовой температуре. Незначительное охлаждение пласта при закачке холодной воды приводит к частичной кристаллизации парафина в пласте, что является причиной ухудшения фильтрации в продуктивном пласте, снижению дебитов и, в конечном итоге, к низким коэффициентам нефтеизвлечения.

Толщина отложений парафина на внутренней поверхности НКТ увеличивается от забоя к устью при снижении температуры и выделении газа из нефти. На нефтяных месторождениях Урало-Поволжья отложение парафина в НКТ начинается на глуби-

не 500—400 м. Максимальная толщина отложений происходит на глубине 250-500 м. Ближе к устью скорости движения газожидкостной смеси достигают наибольшей величины, и парафин откладывается в НКТ значительно меньше, т.к. большие скорости струи жидкости выносят парафины на поверхность. Причиной интенсивного отложения парафина на внутренней поверхности НКТ служит ряд факторов:

- шероховатость внутренней поверхности НКТ, которая содействует выделению газа из нефти и ее охлаждению;

- снижение растворимости парафина в тяжелых нефтях и, соответственно, повышение интенсивности выпадения парафина в таких нефтях;

- скорость потока газожидкостной смеси. Чем ниже скорость потока нефти и газа, тем выше интенсивность выпадения парафина;

- концентрация смоло-парафиновых соединений в нефти. Чем выше концентрация, тем больше откладывается парафин на стенках НКТ;

- наличие механических примесей в потоке нефти и газа, которые являются центрами кристаллизации парафина;

- величина снижения давления в потоке нефти и газа. Чем больше перепад давления, тем интенсивнее выделяется газ из нефти, в результате чего снижается температура потока нефти. Кроме того, при разгазировании нефти выделяются легкие фракции, которые являются хорошими растворителями парафиновых соединений;

- наличие воды в нефти. Ввиду того, что поверхность металла лучше смачивается водой, чем нефтью, между потоком нефти и внутренней поверхностью НКТ образуются тонкие гидратные слои, на которых парафин не откладывается.

Нормальная эксплуатация фонтанных скважин, из которых добывается парафинистая нефть, невозможна без своевременного удаления отложений парафина со стенок НКТ или без проведения профилактических мероприятий, позволяющих предотвращать выпадение парафина на стенках НКТ. С целью предотвращения

отложений парафина и создания нормальных условий работы фонтанных скважин применяют различные способы, к ним относятся:

1. Механические способы.

а) Периодический спуск (в зависимости от интенсивности отложений) в НКТ металлических скребков. Наибольшее применение в промысловой практике получил металлический скребок переменного сечения с раздвижными ножами. Скребки спускают в НКТ на стальной (d = 1,8 мм) проволоке. Спуск их вниз осуществляется под действием подвешиваемого к ним специального груза (10-12 кг), а вверх скребки поднимаются лебедкой. Очистка парафина скребками осуществляется при работающей скважине. На устьевой арматуре скважины монтируется лубрикатор с сальником для пропуска стальной проволоки и роликом. Длина лубрикатора делается из расчета, чтобы в него полностью вмещались скребок с грузом (рис. 70).^]

Рис. 70. Устьевой сальник-лубрикатор с роликом

Ножи скребка во время подъема раздвигаются под действием силы тяжести и трения о стенки труб, диаметр их окружности становится на 2-3 мм меньше внутреннего диаметра НКТ. При спуске скребка подвижные ножи, смещаясь по прорезям, сближаются так, что их наружный диаметр становится на 15-20 мм меньше, чем во время подъема. При подъеме скребка парафин срезается ножами скребка со всей поверхности НКТ. Для спуска и подъема скребков используются автоматизированные депарафинизационные установки (АДУ), которые состоят из лебедки с электродвигателем и станции управления, устанавливаемые в специальных скребковых будках. Последней конструкцией является АДУ-3, работающая автоматически, без вмешательства человека. Спуск скребков на определенную глубину и их подъем осуществляется по заданной программе.

б) Подъем запарафиненных НКТ на поверхность, очистка их от парафина (механическими скребками или с помощью прогрева паром) и спуск их в скважину.

в) Применение автоматических летающих скребков. Ввиду частых отказов эти скребки не нашли широкого применения.

2. Тепловые способы.

а) Прогрев НКТ с помощью закачки острого перегретого пара в затрубное пространство скважины. Острый пар нагнетается в затрубное пространство скважины (t = 300° С), трубы разогреваются, парафин плавится и выносится потоком нефти на поверхность. При этом нагретой струей нефти расплавляется парафин и в выкидных линиях. Прогрев паром осуществляется при работающей скважине.

б) Прогрев НКТ и удаление с их внутренней поверхности парафина путем закачки в скважину подогретой до 120°-150° С нефти.

3. Применение НКТ с покрытием их внутренней поверхности стеклом, эмалью или эпоксидной смолой. Этот способ считается наиболее эффективным. Парафин выпадает на покрытые лаком или смолой поверхности НКТ в небольшом количестве, слабо удерживается на ней и легко смывается потоком нефти.

НКТ, покрытые внутри стеклом, лаком или смолой, обладают стойкостью против кислот, щелочей, агрессивных пластовых вод, поэтому они не только препятствуют отложению парафина, но и защищают металл труб от коррозии.

4. Применение растворителей.

При этом способе насосами-дозаторами в затрубное пространство при работающей скважине закачивают легкие углеводороды (конденсат, нестабильный бензин), ПАВ или другие химические реагенты. При закачке легких углеводородов па-

рафин растворяется и выносится струей нефти на поверхность.

Сущность применения химических реагентов заключается в гидрофилии. Введенные в поток ПАВ адсорбируются на твердых частицах парафина. Благодаря адсорбции химических реагентов на внутренней поверхности НКТ и на кристаллах парафина образуется тонкая защитная гидрофильная пленка, которая препятствует росту кристаллов и их отложению в НКТ.

В процессе эксплуатации обводненных скважин происходит отложение солей в призабойной зоне пласта, на забое скважины и в НКТ.

В пластовой воде содержатся растворимые (СаС1₂, MgQ₂, NaCl) и нерастворимые (СаСО₃, MgCO₃, CaSO₄2H₂O, MgSO₄, BaSO4, CaSiO₃, MgSiO₃ и т.д.) соли. Образование и отложение этих солей происходит в результате нарушения карбонатного равновесия, обусловленного снижением температуры и давления. При наличии в пластовых водах одновременно ионов Са²⁺, Mg²⁺ и НСО₃ образуются непрочные бикарбонаты кальция и магния:

(79)

(80)

Равновесие их поддерживается растворенным в воде углекислым газом. При движении газожидкостной смеси давление в фонтанных скважинах снижается, из воды выделяется углекислый газ и образуются осадки карбонатных солей:

(81)

(82)

При снижении температуры потока выпадение солей из раствора замедляется. Таким образом, падение давления газожидкостной смеси в трубах интенсифицирует образование осадков солей, а снижение температуры, наоборот, тормозит этот процесс. Однако при снижении давления сдвиг реакции вправо происходит более интенсивно, чем сдвиг реакции влево при снижении температуры.

В этом заключается основная причина отложения солей в скважинах. Борьбу с отложениями солей в скважинах ведут химическими и механическими методами.

Борьбу с водонерастворимыми отложениями карбонатных солей СаСО₃ и MgCO₃, сульфатных солей CaSO₄ и MgSO₄ ведут с помощью дозирования в межтрубное пространство растворов гексаметофосфата натрия (КаРО₃)б и триполифосфата натрия, расход реагентов не превышает 0,1 мас.% от добываемой минерализованной воды. Борьба с отложениями карбонатных солей ведется с использованием 12-15% раствора соляной кислоты:

(83)

Для удаления отложений сульфатных солей применяют раствор каустической соды:

(84)

ь! Сульфат натрия Na₂SO₄ хорошо растворяется в воде. А гидроокись кальция Са(ОН)₂ представляет собой рыхлую массу, которая частично выносится потоком, а частично разрушается при соляно-кислотной обработке:

(85)

В промысловой практике нередки случаи, когда отложения гипса с содержанием сульфата бария полностью закрывают НКТ и обсадные трубы.

Такие трубы поднимают и сдают в металлолом, т.к. они непригодны для дальнейшего использования. А призабойную зону скважины разбуривают и делают химическую обработку с использованием каустической соды и соляной кислоты.