Какие способы используются для ликвидации гидратных пробок

11. Методы ликвидации гидратных пробок

Выбор методов ликвидации гидратов опр-ся местом их накопления, кол-вом и характером гидратной пробки, составом гидрата, а также имеющимися средствами ликвидации.

При частичной закупорке, при ликвидация гидратов используют Г для транспорта ингибитора или теплоносителя и для выноса продуктов разложения гидрата. Полное перекрытие осложняет ликвидацию гидратов, т. к. требуется постоянное удаление жидкой воды и обновление свободной поверхности разложения гидратов.

Общие требования к проведению работ по ликвидации гидратов

1. Для предотвращения полной закупорки сечения необх-м постоянный контроль за работой оборудования (давление). При увеличении Р > чем в 2 раза следует выяснить причину нарушения режима.

2. При установлении места образования гидратной пробки в первую очередь надо нарушить сплошность гидратов: подогревом ГПр-а, подачей ингибитора и т.д. Сплошную гидратную пробку необх-о разрушить с ее крыльев. Нельзя подогревать или вводить ингибитор в сплошное тело пробки, т. к. разложение гидрата в замкнутом объеме может привести к резкому локальному росту Р и разрыву трубопровода.

3. При ликвидации гидратов при t0 o С, снижение Р на участке с гидратами следует проводить только после подачи соответствующего кол-ва теплоносителя или ингибитора, чтобы исключить снижение t-ры до 0 o С, исключить замерзание воды.

4. При ликвидации гидратов любым методом, связанным с накоплением воды вместо гидратов, следует удалить воду из участка ГПр-а. При этом воду необх-о отбирать из нижней части ГПр-а на участке с минимальной отметкой.

Метод снижения Р

Этот метод один из Наиболее доступных методов ликвидации накопившихся гидратов, к-й проводится при отключенном с двух сторон участке. При этом давление на участке снижается до атмосферного за счет выпуска Г в атмосферу.

С уменьшением Р в системе, содержащей гидрат и нек-е кол-во свободной воды при положительных t-рах, начинается диссоциация гидрата с поглощением тепла. Энергия, необх-ая для разложения гидрата отбирается от окружающей среды и, в первую очередь, от грунтовой воды, что сопровождается понижением t-ры воды. В тот момент, когда t-ра системы достигает 0 о С, необх-ая энергия для диссоциации гидрата обеспечивается за счет тепла, выделяющегося при замерзании свободной воды, и воды, выделившейся из гидрата при снижении его t-ры от начальной до 0 о С.

Метод повышения t-ры гидрата

Разрушение гидрата в ГПр-е может быть проведено за счет теплоносителя, передающего необх-ого кол-ва тепла.

Конечная t-ра воды после разложения гидрата д. б. > 0 o С. Начальная t-ра воды:

где L₁ – теплота пр-са г/о при положительных t-рах, кДж/моль; М_h – мол-лярная масса гидрата; С_h – теплоемкость гидрата; t_o – начальная t-ра гидрата; С_в – теплоемкость воды С_в=4,18 кДж/(кг о С)

Коэффициент краткости воды:

где m_в, m_h – соответственно масса воды и гидрата.

Порядок проведения работ методом повышения t-ры гидрата следующим.

1) Обязательно отключают участок ГПр-а с двух сторон;

2) В участок с гидратом закачивают расчетное кол-во воды;

3) Снижают Р участка до Р_атм. При наличии сплошной гидратной пробки подают воду и снижают Р с двух сторон гидратной пробки;

4) Удаляют воду из ГПр-а после снижения Р до Р_атм и разложение гидратов

5) Проводят пр-сы подачи воды, разложение гидрата и удаление воды из ГПр-а в зимнее время в кротчайшие сроки.

Использование ингибиторов для полного разложения гидрата

Это один из наиболее интенсивных методов ликвидации гидратов в системах добычи и транспорта Г. При этом разрушение гидратов проводят без длительной выдержки ГПр-а после подачи ингибитора. Ингибитор подают при снижении Р до Р_атм.

t-ра вводимого раствора ингибитора:

Коэффициент кратности вводимого раствора по отношению массы раствора ингибитора к массе гидрата m_h:

Теплоемкость раствора ингибитора:

где С_и – теплоемкость чистого ингибитора, кДж/(кг о С); W_о – начальная массовая концентрация ингибитора, %.

Конечную t-ру t_к в уравнении (3) принимают не ниже t-ры замерзания раствора ингибитора, определяемой по уравнения (6) или кривыми на рис. 4, 5.

где а, в – постоянные величины для данного ингибитора.

Конечная концентрация ингибитора после разложения гидрата: W_кон=W_o/(1+/К_р) (7)

где n – отношение числа мол-л воды к числу мол-л Г в моле гидрата.

Приведенные графики могут быть использованы для опр-ия необх-ого кол-ва ингибитора при заданном знач-и его начальной t-ры или необх-ой t-ры раствора при выбранном знач-и коэффициента кратности.

12. Мех-м пар-низации

Пар-ны могут откладываться за счет: 1) возникновения и роста кристаллов пар-на на пов-ти трубы; 2) сцепления с поверхностью образовавшихся в потоке частиц твердой фазы. Для понимания мех-ма накопления пар-нов нужно выяснить: 1) влияние природы поверхности материала оборудования на силы сцепления, возникающие м/у кристаллами и поверхностью; 2) влияние изменения гидродинамических пар-ров на отложение пар-нов при движении у/в-го сырья; 3) влияние воды, АСПО, мех. примесей, растворимых легких УВ, пузырьков Г, сернистых соединений, t-ры и давления, состава твердых пар-нов; 4) накопление пар-новых отложений как в начальном периоде, так и в последующем, осуществляемое в основном за счет возникновения и роста кристаллов пар-на непосредственно на поверхности и образовавшейся смоло-пар-новой прокладке; 5) скопление кристаллов пар-на при снижении растворяющей способности, образующие на любой поверхности; 6) сдвиг пар-новых отложений с поверхности, предшествующих их срыву.

Пр-с образования пар-новых отложений на стенках труб при движении у/в-го сырья сопровождается адсорбцией, кристаллизацией, коагуляцией, сокристаллизацией пар-нов и др.

Пр-с адсорбции относится к поверхностным явлениям, протекающим на границе раздела соприкасающихся фаз: ж-ть – твердое тело. В результате адсорбции на поверхности твердого тела формируется слой мол-л и атомов, способных удерживаться на ней. При этом справедлив ряд закономерностей:

1) чем лучше среда растворяет адсорбтив, тем хуже идет пр-с адсорбции;

2) чем больше теплоты выделяется при смачивании твердой поверхности средой, тем хуже идет пр-с адсорбции растворенного вещества;

3) преимущественно адсорбируется то вещество, к-е на границе раздела фаз в большей степени выравнивает разность полярностей контактирующих фаз.

Сила взаимодействия контактирующих фаз max для полярных веществ и минимальна для неполярных. Пар-н относится к неполярным веществам. Ориентация неполярных мол-л на поверхности металлов ввиду малой энергии их связи нарушается механическим воздействием или тепловым движением и становится возможной миграция ад-ных мол-л на поверхности ад-та.

Адсорб-но активными при контакте у/в-го сырья с твердой фазой являются смолы, асфальтены, нафтеновые кислоты. Однако в отличие от нефти, присутствие в у/в-ых к-тах указанных комп-тов незначительно, поэтому и влияние их на пр-с ад-и гораздо слабее.

Основные факторы, влияющие на пр-с пар-низации

t-ра оказывает наибольшее влияние на равновесие ж-ть – твердая фаза. Растворимость пар-на сильно зависит от t-ры и уменьшается с увеличением t-ры плавления пар-новых фракций.

Уменьшение интенсивности отложения пар-на может быть достигнуто за счет увеличения ск-ти потока, либо за счет снижения критического напряжения пар-на на границе с потоком жидкости(_n–n) или критического напряжения пар-на на границе со стенкой трубы (_n–т).

В начале с ростом ск-ти потока при сохранении ламинарного режима течения интенсивность запар-нирования возрастает, а достигнув максимума, начинает снижаться.

B=B_oe –10,2 (Q/x 3 ) 0,363 (Px 2 ) 0,51 (t/t_o) 1,38 (x 3 /B_o) 0,045 (D/x) 0,078 (турб. режим)

B=B_oe –1,19 (Q/x 3 ) 0,016 (Px 2 ) 0.,4 (t/t_o) 10,66 (x 3 /B_o) 0,23 (D/x) 1,64 (ламин. режим)

где В, В_о – кол-во пар-на, отложившегося в трубопроводе и содержащегося в растворенном состоянии соотв-но; t, t_о – t-ра потока в рассматриваемом сечении и окружающей среды соответственно;  – время пар-низации; Р – потеря давления в трубопроводе;  – плотность пар-носодержащего продукта; D, х –  и расстояние до соответствующего сечения соотв-но; Q – производительность трубопровода.

Режим потока у/в-го сырья влияет на интенсивность пар-ноотложений. Отложения пар-на увеличиваются при структурном режиме с ростом критерия Rе, а при турбулентном – с уменьшением знач-я Re. В формировании пар-на большую роль играют Г-овые пузырьки, к-е транспортируются с потоком у/в-го сырья. Мол-лы воды, очевидно, являются центрами кристаллизации и способствуют агрегированию частиц пар-на с образованием гетерогенной системы ниже t-рных характеристик у/в-го к-та.

Сравнительный анализ различных методов борьбы с пар-ноотложениями

Использование различного рода присадок по сравнению с другими способами позволяет 1)облегчить пуск к-топровода; 2) уменьшить или полностью исключить смешивание пар-нистого и непар-нистого у/в-го сырья для снижения t-рных хар-к; снизить запар-нивание всего технол-го оборудования; сохранить при транспорте у/в-го сырья тугоплавкие пар-ны.

Применение присадок решает проблему на всем пути сырья от скв-ны до перерабатывающего завода. Несмотря на применение узла приготовления раствора и высокую стоимость присадок, они Наиболее выгодны и эффективны.

Широкое применение на нек-х мест-ях нашли реагенты – растворители (частичное растворение или диспергирование отложений и последующее их разрыхление, из-за чего отложения становятся подвижными и могут выносится потоком сырья).

Для удаления АСПО исп-ся различные растворители (горячая нефть, Г-овый к-т, ароматические углеводороды), но они малоэффективны при большом кол-ве отложений.

Хорошие результаты получены при использовании бутил-бензольной фракции (ББФ).

В промышл. усл-х используют также спирты керосин.

Одним из факторов, обуславливающих образование пар-ноотложений, является выкристаллизовывание твердой фазы из насыщенного раствора у/в-го сырья при изменении t-ры, образование и накопление кристаллов пар-на приводит к агрегированию, и в результате образовавшиеся кристаллы откладываются на поверхности оборудования. По-видимому, это связано с появлением центров кристаллизации, образовавшихся в насыщенном растворе у/в-го сырья при снижении t-ры. Для предупреждения этого явления используются вещества, замедляющие пр-с кристаллизации пар-на (депрессаторы, модификаторы).

Основным достоинством модификаторов является удержание пар-на в диспергированном состоянии на всем пути движения жидкости от забоя скв-ны до перерабатывающего завода.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Ликвидация — гидратная пробка

Ликвидация гидратных пробок иногда производится обогревом участка трубопровода, на котором возникла пробка. Эта операция требует точного знания мест отложения гидратов, что при подземной прокладке трубопроводов представляет значительные затруднения. [1]

Ликвидация гидратных пробок в газопроводах производится путем введения в газопровод химических реагентов, понижения давления в газопроводе и отогрева его снаружи паром или горячей водой. Запрещается отогрев гидратной или ледяной пробки в лопнувшем газопроводе или аппарате без отключения их от общей системы и при наличии газа под давлением. [2]

Ликвидация гидратных пробок в газопроводе, арматуре, аппаратуре должна производиться введением ингибиторов или горячего газа, понижением давления в системе или обогревом паром, горячей водой. [3]

Ликвидация крупных гидратных пробок в скважинах возможна за счет применения малогабаритных электронагревателей. [5]

Ликвидация сплошных и плотных гидратных пробок осуществляется тепловым воздействием путем закачки теплоносителей. В качестве теплоносителя применяется вода, пар или горячая нефть. [6]

При ликвидации гидратных пробок в системе необходимо вначале снизить давление в ней до атмосферного, а затем воздействовать на пробку паром. [7]

При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. [8]

При ликвидации гидратных пробок в системе необходимо вначале снизить давление в ней до атмосферного, а затем воздействовать на пробку паром. [9]

При ликвидации гидратных пробок в трубопроводах или в аппаратах, находящихся под давлением газов, необходимо сначала принять меры по снижению давления, так как при отогреве замороженного участка могут возникать динамические удары и нарушиться герметичность системы. [10]

После ликвидации гидратной пробки производится глушение скважины для того, чтобы извлечь промывочные трубы. Как видно из описания, разрушение гидратных пробок путем использования теплоносителей трудоемко, привлекается большое количество специальной техники, возникает опасность открытого фонтанирования, затрачивается много времени и средств. [11]

После ликвидации гидратной пробки скважина промывается продавечной жидкостью для извлечения промывочных труб. Пуск скважины в работу осуществляется обычным способом. ППУ-3, что в условиях плохой проходимости дорог имеет важное значение. Однако, как показали промысловые испытания, способ разрушения гидратных пробок о помощью тепла химических реакций характеризуется весьма низкой скоростью, требуется много времени и специальной техники. Кроме того, не исключается возможность выбросов нефти и вагряэ-нение окружающей среды. [12]

После ликвидации гидратной пробки описанным способом производится глушение скважины для того, чтобы извлечь промывочные трубки. После этого скважину возбуждают и пускают в эксплуатацию с обязательным вводом ингибитора. [13]

При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подачи ингибитора без остановки газопровода. [14]

Источник

Всё про нефть и газ www.neft-i-gas.narod.ru

20 ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАНЫХ, ШЛАМОВЫХ

20.1.ЛИКВИДАЦИЯ ПЕСЧАНЫХ И ШЛАМОВыХ ПРОБОК

Песок (частицы породы) выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения пород, обычно рыхлых, слабосцементированных, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации или градиенте давления. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает текущий дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования. Существующие методы борьбы с пробкообразованием можно разделить на три группы:

— предотвращение поступления песка в скважину;

— вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах;

— ликвидация песчаных пробок (удаление пробки при помощи желонки или промывкой скважины).

Промывка песчаных пробок возможна прямая, обратная, комбинированная и непрерывная. В скважину до пробки спускают колонну промывочных труб. Через эти трубы или по затрубному пространству прокачивают под давлением жидкость. Под действием струи пробка размывается. Размытая порода вместе со струей жидкости поднимается по кольцевому пространству между эксплуатационной колонной и колонной промывочных труб или непосредственно по трубам.

Прямая промывка — способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в трубы, а смесь размытой породы и жидкости выходит по межтрубному пространству между обсадной колонной и промывочными трубами. При таком методе по мере вымывания пробки промывочные трубы опускают все ниже с таким расчетом, чтобы их башмак все время находился непосредственно над пробкой. Жидкость прокачивают насосом через промывочную линию, стояк, гибкий шланг и вертлюг в трубы. Восходящий поток жидкости вместе с размытой породой поднимается по межтрубному пространству и выливается в ёмкость, установленную у устья скважины, откуда течет по желобам до приемного чана. По мере размывания пробки промывочные трубы медленно опускают, пока вертлюг или фланец на трубах не дойдет до устья скважины. После этого продолжают откачку, пока из затрубного пространства не будет выходить сравнительно чистая жидкость. Тогда наращивают новую трубу или двухтрубку в зависимости от высоты вышки. Существенным недостатком прямой промывки, значительно снижающим ее эффективность, является сравнительно низкая скорость восходящей струи жидкости, вследствие чего размытый песок медленно поднимается вверх. При большом диаметре эксплуатационной колонны скорость восходящего потока жидкости может оказаться недостаточной для выноса крупных частиц песка.

Обратная промывка – способ промывки, при котором промывочная жидкость нагнетается в кольцевое пространство меду эксплуатационной колонной и промывочными трубами, а размытая порода поднимается по подъемным трубам. Обратная промывка по сравнению с прямой имеет ряд преимуществ:

— при одинаковой производительности промывочного насоса скорость восходящего потока при обратной промывке в несколько раз больше скорости при прямой промывке, а от этого в значительной степени зависит срок ликвидации песчаной пробки;

— почти полностью предотвращается прихват труб, так как в данном случае выносимая порода проходит через промывочные трубы, а в межтрубном пространстве движется чистая жидкость4

— обратную промывку можно производить при меньших давлениях на выкиде насоса, так как потребная для выноса песка скорость струи может быть достигнута при сравнительно небольших расходах жидкости.

Наряду с этими преимуществами обратная промывка имеет свои недостатки:

— необходимо применять специальное оборудование для герметизации устья скважины; скорость нисходящей струи в кольцевом пространстве мала и не всегда может обеспечить размыв породы;

— способ обратной промывки нельзя применять для ликвидации очень плотных пробок, когда требуется сильное размывающее действие струи. В таких случаях надо применять комбинированную промывку.

Комбинированная промывка — способ промывки заключающийся в том, что струю промывочной жидкости от насоса попеременно направляют то в промывочные трубы, то в затрубное пространство. Для размыва пробки промывочную жидкость нагнетают в трубы, т. е. осуществляют прямую промывку. После размыва некоторой порции песка для быстрейшего выноса его на поверхность направление движения промывочной жидкости меняется на противоположное, т. е. происходит обратная промывка.

Комбинированная промывка несколько сложнее обратной, но она значительно эффективнее при удалении плотных пробок. В качестве промывочной жидкости применяют воду, нефть и реже глинистый раствор.

Наиболее удобным и дешевым промывочным агентом является вода; воду легче подать к скважине, она безопасна в пожарном отношении, при использовании воды не требуется специальной желобной системы и отстойников, так как отработанную воду можно выпускать из скважины прямо в промысловую канализацию. Однако применение воды в большинстве случаев осложняет дальнейшее освоение и эксплуатацию скважин и приводит к частым повторным образовании песчаных пробок. Поэтому выбор промывочной жидкости, прежде всего, зависит от характера скважины.

Глинистый раствор для промывки применяется в исключительных случаях, когда промываются фонтанные скважины с большим пластовым давлением и в скважине требуется держать жидкость повышенной плотности во избежание выбросов и фонтанирования.В качестве промывочных труб при промывке используются обычные насосно-компрессорные трубы.

Промывка фильтровой зоны скважины часто сопровождается сильным поглощением промывочной жидкости, так что циркуляция прекращается и не восстанавливается. Тогда для ликвидации песчаных пробок применяют промывку скважины аэрированной жидкостью по способу обратной промывки с подкачкой в затрубное пространство сжатого воздуха, продувку скважины сжатым воздухом или механически удаляют пробку при помощи желонки.

Многоцикличная гидравлическая желонка применяется при текущем и капитальном ремонте скважин для решения комплекса задач и достижения следующих целей:

— очистка ствола и забоя скважины от выносимой породы пласта, (песка, шлама, проппанта и др.);

— о чистка ствола и забоя скважины от посторонних металлических предметов,(клямцы, шарошки долота и пр.);

— о чистка головы аварийного оборудования при ловильно-аварийных работах (ЛАР) для создания условий захвата ловильным инструментом;

— обработка призабойной зоны пласта (ПЗП)

Комплекс решаемых задач:

— предотвращение отрицательное воздействие жидкости глушения при работе на скважинах с аномально низкими пластовыми давлениями и на скважинах после ГРП.;

— очистка забоя скважины без создания циркуляции;

— и звлечение продуктов реакции при кислотных обработках призабойной зоны скважины;

— о чистка призабойной зоны пласта путем создания депрессий (в т.ч.
многократных) на пласт за счет удаления из нее частиц твердой фазы
промывочной жидкости, шлама, фильтрата, глинистого раствора, нерастворимых осадков, асфальто-смолистых веществ, продуктов коррозии обсадных труб и других закупоривающих материалов.

В зависимости от целей и решаемых задач гидравлическая желонка комплектуется соответствующим инструментом и оборудованием.

На месторождениях ОАО «ЮНГ» применяется:

1. Гидравлические желонки, изготовленные компанией «ГОТКО». Изготовление, ремонт, изготовление запасных частей производятся силами ООО «ЮНПБС» и применяются НФ ЗАО «ССК», ООО «ПКРС».
2. Гидравлические желонки, изготовляемые ООО «ПытьЯХ НО», применяются ООО «МКРС», ООО «РУСРС».
3. Г Гидравлические желонки, изготовляются и применяются в ООО «СибКОРС».

Все виды применяемых в настоящее время гидравлических желонок зарекомендовали себя удовлетворительно при очистки забоя скважин. Преимущество желонок ООО «СибКОРС» в том, что они могут применяться при ОПЗ пласта.

Гидравлические желонки завода «Измерон» г. Ленинград зарекомендовали
себя с отрицательной стороны и не рекомендуются к применению.

Устройство и принцип действия желонки конструкции ООО «ПытьЯХ НО». Принцип работы многоцикличной гидравлической желонки основан на энергии гидростатического столба жидкости и конструктивной особенностью, которая позволяет энергию столба жидкости затрубного пространства использовать на забое скважины многократно.

Гидрожелонка состоит из неподвижной и подвижной частей (рис.20.1.) Подвижная часть состоит из корпуса, собранного из переводников поз. 4, 5 и 9, а так же муфты поз.7. Неподвижная часть состоит из: переводника поз. 1, штока верхнего поз.2, штока нижнего поз.6, обтекателя поз.8. Клапанный узел состоит: нижний полушток поз.6, обтекатель поз.8 манжета поз. 11. Клапанный узел уплотняют два сальника поз. 12. К нижнему переводнику для сбора шлама присоединяется контейнер из труб. При опускании в скважину нижняя труба контейнера упирается в забой и подвижная часть гидрожелонки перемещается по шпонке поз.З относительно верхнего полу штока поз.2 и клапанный узел открывает 4 отверстия нижнего полуштока поз.6. Под действием гидростатического давления столба жидкости, шлам заполняет контейнер, который, в дальнейшем вместе с гидрожелонкой извлекается из скважины.

Рис.20.1.Устройство гидрожелонки конструкции ООО «ПытьЯХ НО».

Принцип действия всех применяемых гидрожелонок одинаковый.

Порядок работы и комплектация многоцикличной гидравлической желонки для различных целей.

Очистка забоя скважины. При планировании работ с целью очистки забоя скважин следует отдавать преимущество технологии с применением гидрожелонки на скважинах:

• с аномально низкими пластовыми давлениями (АНПД);
• н а скважинах после ГРП при частичном или полным отсутствием
  циркуляции;
• н а обычном фонде скважин, при условии достижения результата по
  очистке забоя, одной спускоподъемной операцией инструмента.

Сбор компоновки производится с замером и зарисовкой эскиза спускаемого инструмента в следующей последовательности:

— низ НКТ оборудуется пером, или пером-воронкой, или «коронкой» или др. ( в зависимости от состояния забоя);

— ш аровой клапан или спаренная хлопушка предотвращающий выпадение шлама при подъеме инструмента;

— к онтейнер для сбора шлама из НКТ 73 (89) мм, длина обосновывается
расчетом;

— б езопасный переводник (безопасный переводник является обязательным элементом компоновки);

— с ливной клапан (через 10-15 труб НКТ);

— колонна НКТ 73мм (при спуске шаблонируется).

Расчет длинны (веса) контейнера (хвостовика) основывается на заданную депрессию, допустимую нагрузку на низ гидравлической желонки и предупреждение преждевременного срабатывания клапана гидрожелонки при спуске. Нагрузка на низ гидрожелонки рассчитывается с запасом прочности на случай расхаживания при прихвате компоновки и должна выдерживать нагрузку не менее 10 тонн. При расчете длинны контейнера рекомендуется отдавать приоритет меньшей длине при соблюдении вышеперечисленных условий. Так как большая длинна контейнера (хвостовика) повышает риск аварийности (ч ем больше вес контейнера, тем менее контролируем процесс открытия, закрытие клапанов гидрожелонки, тем больше провалы в очищаемый забой; с нижается депрессия на забой). При расчете объема очищаемого интервала забоя ориентироваться на объем контейнера не следует так, как проходные отверстия гидравлической желонки позволяют выносить шлам через себя.

Очистка головы аварийного оборудования скважины при ловильно- аварийных работах . Работы выполняется аналогично очистке забоя скважины, при этом низ компоновки оборудуется металлоуловителем.

Обработка призабойной зоны скважины с применением гидрожелонки.

Обработка призабойной зоны скважины или дренирование пласта осуществляется при комплектации компоновки пакером. С помощью пакера отсекается затрубное пространство и депрессия создаваемая полой колонной НКТ направлена на призабойную зону. В данной технологии рекомендуется использование пакера с упором на забой. Важными условиями данной технологии являются: п акер должен встать в рабочее положение прежде, чем откроется клапан многоцикличной гидравлической желонки; возможность проверки герметичности установки пакера путем долива или опрессовкой эксплутационной колонны на давление, не превышающее давление на смятия НКТ. В связи с заданными условиями гидравлическая желонка должна обладать конструктивной особенностью, при которой выполняются заданные условия. Это достигается удлинением подвижного штока гидрожелонки и весом промежуточной колонны НКТ, между пакером и гидрожелонкой. Данными конструктивными требованиями обладают гидравлические желонки ООО «СибКОРС». Сбор компоновки производится с замером и зарисовкой эскиза спускаемого инструмента в следующей последовательности:

— Низ НКТ оборудуется хлопушка, шаровой кран;

— фильтр, размещение которого рассчитано в интервале нижних отверстий перфорации обрабатываемого пласта и указывается в плане
работ;

— ш аровой клапан, хлопушка предотвращающий выпадение шлама при
подъеме инструмента;

— б езопасный переводник;

— трубы НКТ с расчетным весом 1-1,8 тонн;

— трубы НКТ около 100 метров;

— колонна НКТ 73мм ( (при спуске шаблонируется ).

20.2.ЛИКВИДАЦИЯ ГИДРАТНО-ПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК

Месторождения севера Тюменской области расположены в районах распространения в верхней части геологического разреза многолетнемёрзлых пород (на глубинах до 500 м), характеризующихся отрицательными температурами верхних пластов. Это способствует охлаждению потока продукции скважины, движущейся по НКТ. При длительных простоях в скважинах на глубинах до 600…800 м могут образоваться парафиновые, парафиногидратные и гидратные пробки. На первой стадии образования парафина происходит зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии — осаждение мелких кристаллов на поверхности оборудования, на третьей — осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов. При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов парафина. Если температура насыщения нефти парафином близка к пластовой температуре, то создаются условия для выпадения парафина в призабойной зоне пласта и нижней части ствола скважины. В стволах нефтяных скважин формированию гидратов способствуют: наличие в газожидкостном потоке мехпримесей и взвешенных кристаллов парафина, играющих роль центров кристаллизации, а также отложения парафина на стенках лифтовых труб, создающие местные сужения, что приводит к повышению перепада давления, снижению температуры и интенсификации процесса гидратообразования.

Борьба с гидрато — пробкообразованиями при добыче нефти может осуществляться:

— выбором безгидратного режима работы скважины, если пластовая температура и продуктивность достаточно высоки;

— ингибированием процесса гидратообразования при постоянной или периодической подаче антигидратного ингибитора через затрубное пространство к башмаку НКТ,

— применением специальных технологических операций или их сочетаний.

При непрерывной работе скважины возможно проведение:

— периодической промывке лифтовых труб горячей нефтью;

— регулярной очистке НКТ механическими скребками;

— периодической закачки в затрубное пространство хлористого кальция (или другого антигидратного ингибитора плотностью не менее 1,2 г/см 2 ) с добавкой 0,2 % МЛ — 72 или МЛ – 80;

— кратковременной работы скважины через затрубное пространство (при этом необходим контроль давления и температуры и в случае их снижения немедленно переключить скважину на работу по НКТ, а в затрубное пространство закачать два объёма горячей нефти).

При остановке скважины следует осуществлять:

— понижение уровня жидкости в лифтовых трубах;

— закачку в НКТ половины их объёма безводной нефти;

— заливку в трубы 300 — 500 л водного раствора хлористого кальция плотностью не менее 1,2 г/см 3 при 20 о С) с добавкой 0,2% МЛ — 72 или МЛ — 80.

СПОСОБЫ ЛИКВИДАЦИИ гидратопарафиновых пробок

При ликвидации гидратопарафиновых пробок в нефтяных скважинах необходимо предварительное изучение их состава, поскольку они обуславливают выбор способа и продолжительности работ. Местоположение пробки устанавливается спуском шаблона или другого груза в лифтовые трубы. Для отбора вещества пробки применяют специальный инструмент, состоящий из груза, механического ясса и пробоотборного устройства.

Проталкивание пробки в нижнюю часть НКТ штангой — скребком.

Способ применим для ликвидации рыхлых пробок небольшой мощности и гидратных отложений на стенках НКТ при наличии циркуляции. Через специальный лубрикатор при помощи лебёдки спускается штанга — скребок, который пробивает пробку и проталкивает её в зону с высокой температурой, где гидратная фаза пробки разлагается. Достоинство этого способа состоит в простоте операций, их безопасности. При этом не применяются подъёмные механизмы и другое наземное оборудование. Недостатком способа является слабость механического воздействия, поэтому он не применим для ликвидации пробок большой мощности.

Разложение пробки прогревом паром или горячей водой.

Способ применяется для ликвидации сплошных гидратных образований большой мощности. Горячая вода или пар подаются непосредственно на пробку паропередвижной установкой ( ППУ ) через тонкие трубы со скошенным концом, спущенные в НКТ через превентор. Эти работы выполняются с применением специального оборудования. На центральную задвижку фонтанной арматуры устанавливается плашечный превентор под трубы соответствующего размера, на трубах монтируется противовыбросовый клапан. Спущенные в НКТ трубки на устье соединяются через вертлюг с установками ППУ или ЦА — 320. По мере ликвидации пробки трубы опускаются. Этот способ сложен, длителен, его реализация требует специальной подготовки персонала и при этом, возможны осложнения после ликвидации пробки из — за накопления в скважине кондинционной воды.

Термохимическое воздействие на пробку.

В НКТ подаётся 15% — й раствор соляной кислоты и металлический магний. В результате реакции кислоты с магнием выделяется большое количество теплоты и образуется раствор хлористого магния — высокоэффективного антигидратного ингибитора. На центральную задвижку фонтанной арматуры устанавливается плашечный превентор под 41мм трубы, спускаемые в НКТ. На трубах устанавливается обратный клапан, они при помощи вертлюга соединяются с агрегатом ЦА — 320. Затем закачивается 150 — 200 л 15% — го раствора соляной кислоты и подаётся порциями порошок магния по 2 — 3 кг с интервалом в 40 — 50 мин. Операция производится несколько раз с допуском труб. После ликвидации пробки скважина задавливается, трубы извлекаются и скважина осваивается. Способ сложен трудоёмок, низкоэффективен, сопровождается коррозией оборудования и требует значительных затрат.

Разрушение пробки с помощью гидроперфоратора .

Перфоратор спускается в НКТ на 41 — мм трубах. Состав оборудования тот же, что и при способе термохимического воздействия. Разрушается пробка высокоскоростными струями жидкости, подаваемой под давлением 10 — 15 Мпа к насадкам перфоратора. В работе участвуют агрегаты ЦА — 320 и 4ЦР,жидкость циркулирует по замкнутому кругу. Разновидностью этого способа является разрушение пробки с помощью забойного двигателя Д — 54. В этом случае разрушение пробки ускоряется дополнительным механическим воздействием.

Подъём насосно — компрессорных труб.

Производится после задавки скважины через затрубное пространство. Извлеченные трубы пропаривают, очищают, спускают в скважину, осваивают её и пускают в работу. Недостатками способа является его высокая опасность и возможность возникновения открытого фонтанирования, при задавке скважины резко ухудшаются её продуктивные характеристики, что негативно влияет на её добываемые возможности и требует дополнительного регулирования давления зарядки клапанов в газлифтных скважинах.

Подогрев пробки теплоэлектронагревателем ( ТЭН ).

ТЭН спускается на кабель — тросе в лифтовые трубы непосредственно на пробку. При этом необходимы следующие оборудование и приборы: малогабаритный электронагреватель мощностью 10 кВа длиной 1м и диаметром 40мм, устьевое оборудование, позволяющее осуществлять спуско — подъёмные операции на бронированном кабеле — тросе без глушения скважины, источник электроэнергии, смонтированный на тракторе и приводимый им в действие, автотрансформатор, обеспечивающий снижение потерь энергии в кабель — тросе, лебёдка для наматывания кабель — троса с электроприводом, редуктором и системой охлаждения, средства контроля и управления.

Ликвидация гидратной пробки с помощью электронагревателя осуществляется следующим образом. Передвижная установка с поверхностным вспомогательным оборудованием устанавливается на расстоянии не менее 25м от устья скважины с наветренной стороны. При помощи специальной ручной лебёдки ТЭН с лубрикатором устанавливается на фонтанную арматуру, затем спускается до касания с гидратной пробкой. Во избежании гидравлических ударов НКТ над пробкой заполняются жидкостью и затем подаётся электрический ток. По мере разложения пробки производится допуск ТЭН для поддержания его контакта с гидратом. При наличии в отложениях мехпримесей или парафина эффективность разложения пробки с помощью ТЭН резко снижается. Причина этого в том, что в процессе разложения гидрата мехпримеси оседают и накапливаются на поверхности пробки, контакт ТЭН с пробкой ухудшается и процесс разложения резко замедляется. Возможно также повторное отложение парафина в НКТ выше местоположения ТЭН и прихват кабеля в верхней части лифтовых труб. Таким образом, этот способ, как и любой другой, основанный на принципе локального нагрева, технологически непригоден для ликвидации пробок большой мощности и тем более для разложения сложных пробок, он применим лишь для разложения маломощных гидратных отложений.

Прогрев колонны НКТ при работе скважины через затрубное пространство.

Основан на повышении температуры и разложении слоя гидрата, непосредственно прилегающего к стенкам труб. Неразложившаяся часть пробки удаляется из скважины переключением потока пластовой жидкости из затрубного пространства в лифтовые трубы. Аналогичная операция применяется при ликвидации маломощных и недавно образовавшихся гидратных пробок.

Продавка пробки на забой горячей нефтью.

Аналогична проталкиванию пробки штангой — скребком, но более эффективна, поскольку за счёт давления создаётся большее воздействие на пробку. Влияет также температура нефти, при повышении которой разрушаются пристенные слои пробки за счёт теплопередачи по металлу НКТ. Способ можно применять для ликвидации пробок небольшой мощности, недавно образовавшихся и рыхлых по структуре, и требуют применения специальной техники для нагрева и закачки нефти в лифтовые трубыпод высоким давлением.

Установка тепловой ванны.

Если нет сообщения между НКТ и затрубным пространством, то ликвидация гидратных пробок большой длины в лифтовых трубах газовых и нефтяных скважин сопряжена со значительными трудностями. При этом эффективным способом является тепловое воздействие на гидратную пробку с подачей теплоносителя в затрубное пространство. В качестве источников тепла используют широко применяемые в промысловой практике ППУ и агрегат депарафинизации скважин (АДП). Агрегат ППУ является универсальным источником тепла для разложения гидратных пробок в нефтяных скважинах различных конструкций. Основным преимуществом ППУ, как средства ликвидации гидратных пробок, является возможность прогрева колонны НКТ на всей длине пробки, что обеспечивает разложение пристеночных слоёв гидрата и её продавливание на забой в зону повышенной температуры, где гидраты окончательно разлагаются за счёт тепла пород нижнего интервала скважины. Для продавливания гидратной пробки на забой скважины необходимо предварительно разложить 30% гидратной фазы.

Промывка горячим раствором хлористого кальция.

Является эффективным и наиболее отработанным методом ликвидации гидратных и льдопарафино — гидратных пробок. Раствор горячего (80 о С) хлористого кальция с плотностью не менее 1,2 г/см 3 подаётся непосредственно на пробку по спускаемым через специальное противовыбросовое устройство полым штангам. Для реализации этого способа необходимо следующее оборудование: подъёмник, агрегаты ЦА — 320 и ППУ, автоцистерна для доставки раствора CaCl ₂ ,ёмкость (10 м 3 ) для приготовления и сбора раствора CaCl ₂ ,теплообменник для подогрева раствора паром от ППУ, полые шланги общей длинной до 800м, превентор, обеспечивающий пропуск штанг в НКТ, вертлюг А — 40, противовыбросовое оборудование. На верхнюю центральную задвижку фонтанной арматуры монтируется противовыбросовое устройство, которое состоит из двух головок с плашками и лубрикатора, обеспечивающего герметизацию НКТ. На нижней головке установлены конусные плашки под диаметр спускаемых штанг, которые удерживаются в верхнем положении специальной пружиной и находится в постоянном контакте со штангой. На нижнюю головку устанавливается верхняя, устройство которой отличается наличием фиксатора, удерживаемого плашки в нижнем положении, при котором они разобщены и не касаются поверхности спускаемой штанги. Плашки предназначены для предупреждения выброса штанг из скважины при повышении давления после разрушения пробок, при этом нижняя головка — основная, а верхняя — дублирующая. Скважина промывается через штанги, спускаемые через противовыбросовую арматуру по мере разрушения гидратной пробки. Штанги соединяются с вертлюгом А — 40 переходником, внутри которого устанавливается обратный клапан тарельчатого типа. Вертлюг штангой соединяется со стояком и манифольдом, к которому подключается агрегат ЦА — 320, обеспечивающий закачку горячего раствора CaCl ₂ в скважину. Для создания в штангах и НКТ противодавления при, промывке пробки на верхней струне фонтанной арматуры устанавливается регулируемый штуцер, через который отработанная жидкость подаётся по 60 мм трубам на подогрев и приём агрегата ЦА — 320. Для подогрева промывочной жидкости в бункере агрегата монтируется паровой змеевик батарейного типа, обеспечивающий подогрев раствора до 80оС. В качестве источника тепла используется агрегат ППУ. Чтобы избежать открытого фонтанирования при наращивании штанг, на первой снизу свече устанавливается шариковый обратный клапан.

Принцип работы которого заключается в следующем: на скважине, где образовалась парафиновая или гидратная пробка, устанавливается подъемник Аз — 37 и специальное оборудование, включающее в себя емкость с регистрами, устьевое герметизирующее устройство, изготовленное из СУЗГ, промывочный шланг, НКТ 1 » необходимой дины, ЦА — 320 и ППУ. Проход в НКТ обеспечивается циркуляцией горячей водой через трубки 1 » спускаемые через устьевое герметизирующее устройство, подъемником Аз — 37. На буфер устанавливается превентор и промывочное оборудование. Завозится раствор в расчётном объеме, раствор нагревают до 70 0 С. Спускают перо — 33 мм, длиной 8 м, обратный клапан, НКТ до глубины пробки. Ликвидация ГПП с промывкой горячим раствором через малый затруб на емкость. Промывка горячим раствором на циркуляцию в течении 2 -х часов.

Источник