Осложнения при эксплуатации скважин

ВВЕДЕНИЕ

Жидкое и газообразное углеводородное сырье ежегодно извлекается из недр Земли через сотни тысяч добывающих скважин, которые, будучи закреплены стальными обсадными трубами большой конструкционной прочности, выполняют роль герметичных вертикальных или наклонных трубопроводов, соединяющих глубокозалегающие нефтяные пласты с размещенными на дневной поверхности системами сбора, подготовки и транспортировки добытой нефти и газа.
В технологически обусловленном сочетании с геологическими, геофизическими, геохимическими и гидродинамическими исследованиями бурение скважин различного назначения ведется на всех этапах цикла разведки и разработки нефтяного (газового, газо-конденсатного и др.) месторождения. Условия размещения, бурения, закачивания и эксплуатации всех этих скважин следует учитывать при планировании, проектировании, финансировании и организации буровых работ.
На современном этапе развития различных направлений горного дела бурение скважины осуществляется как самостоятельный цикл строительства горно-технического сооружения, например, при разведке или эксплуатации жидких и газообразных полезных ископаемых, а также и как вспомогательная операция, выполняемая при других горных и строительных работах, например во время проходки шахт в сильно водоносных породах по известному способу предварительного замораживания или цементирования грунта, для исследования грунтов при возведении крупных объектов промышленного и гражданского строительства.
ГЛАВА 1. ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН В ПРОЦЕССЕ ЭКСПЛУАТАЦИИДебит скважины — количество извлеченной из скважины жидкости или газа в единицу времени.
Дебит скважины может измеряться как в объемных, так и в весовых единицах.
Дебит нефтяной скважины по жидкости (нефть, нефть + вода) на промыслах обычно измеряется в весовых единицах — в т/сутки.
При исследовании скважин иногда необходимо измерять дебит в объемных единицах — в м3/сутки, смъ1сек.
Для определения дебита скважины по нефти в объемных единицах при известном дебите в т/сутки пользуются следующими зависимостями:
для определения дебита в м3/сутки
Q об= 1000 Qвес/ p (куб.м/ сутки),
где: р - плотность нефти в кг/м3.
Дебит газовой скважины определяют в объемных единицах {м3/ сутки, м3/ч), приведенных к нормальным условиям, т. е. при р = 0,1 Мн1кв.м, t = 20° С.
Обводненность продукции скважины - процентное содержание воды в общем количестве жидкости, извлеченной из скважины
C= (Qв / Qн + Qв)*100%,
где: С - обводненность нефти в %; 
QB - количество извлеченной воды; 
Qн - количество извлеченной нефти.
Газовый фактор — количество извлеченного из скважины попутного газа, приведенного к нормальным условиям, приходящегося на 1 m извлеченной нефти
Г = V / Qн [м3/т].
Пластовое давление — давление, под которым находятся жидкости и газ в нефтяных и газовых залежах. Пластовое давление измеряется глубинными манометрами, спускаемыми в нефтяные и газовые скважины после их остановки. Среднее пластовое давление в целом по пласту или по его отдельным зонам определяется как среднеарифметическое давление по всем скважинам данного пласта.
Забойное давление — давление на забое скважины во время ее работы.
Давление на контуре питания — пластовое давление в законтурной зоне пласта или на линии нагнетательных скважин при законтурном и внутриконтурном заводнении пластов.
Депрессия давления — разница между пластовым и забойным давлением.
Градиент давления — изменение давления в пласте, отнесенное к единице длины пути.
Давление насыщения нефти газом — давление, при котором весь наличный в залежи газ растворен в нефти.
Устьевое давление — давление, фиксируемое манометром в подъемных трубах на устье скважины.
Затрубное давление — давление в кольцевом пространстве между подъемными трубами и эксплуатационной колонной, замеряемое на устье скважины.
Статический уровень — уровень жидкости в скважине, устанавливающийся после ее остановки. Глубина статического уровня от устья скважины замеряется специальными приборами. Давление столба жидкости высотой от статического уровня до забоя скважины равно пластовому давлению в зоне данной скважины
p пл =Hρg (н/кв.м),
При известной глубине скважины и замеренном расстоянии от устья до статического уровня высота столба жидкости в скважине определяется из выражения
HCT = H—h [м],
где Н — глубина скважины в м;
h — расстояние от устья до статического уровня в м.
Динамический уровень — уровень жидкости, устанавливающийся в межтрубном пространстве скважины (между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной) в процессе ее эксплуатации.
В неработающей скважине уровень жидкости как в подъемных трубах, так и в затрубном пространстве устанавливается на одной и той же отметке (статический уровень).
В процессе эксплуатации скважины подъемные трубы заполнены жидкостью, а в затрубном пространстве уровень жидкости устанавливается на отметке ниже статического уровня. Этот новый уровень и называется динамическим. Высота его от забоя скважины определяет величину забойного давления, т. е.
Рзаб = Hдин ρg [н/м2],
где Hдин — расстояние от забоя до динамического уровня в м.
В фонтанирующих скважинах пластовое и забойное давление всегда выше давления столба жидкости и газа, заполняющих скважину, поэтому ни статического, ни динамического уровней жидкости в этих скважинах нет. Непосредственное измерение уровней возможно лишь в скважинах с насосной эксплуатацией.
ГЛАВА 2. ОСЛОЖНЕНИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И МЕТОДЫ БОРЬБЫ С НИМИ2.1 БОРЬБА С ВРЕДНЫМИ ВЛИЯНИЯМИ ГАЗАВ составе добываемой газообразной продукции ряда месторождений имеются сероводород и двуокись углерода. При эксплуатации таких месторождений вследствие агрессивных свойств этих компонентов необходимо предусматривать меры по защите внутренней поверхности оборудования от коррозии.
По характеру коррозионного разрушения различают сплошную и местную коррозию. Сплошная коррозия может быть равномерной или неравномерной в зависимости от скорости коррозии на различных участках поверхности. Местная коррозия — обычно точечная, пятнами; коррозионное растрескивание происходит за счет одновременного действия агрессивной среды и растягивающих напряжений.
Характер и скорость коррозии оборудования скважин зави­сят от концентрации H2S и СО2 в воде. Многообразие форм и видов коррозии, протекающих на газовых месторождениях, объясняется разнообразием условий ра­боты оборудования, изготовленного из стали различных марок. Однако интенсивность и характер разрушений по технологической линии движения газа в системе пласт — скважина — газосборные сети — установки подготовки газа имеют некоторую закономерность:
- в насосно-компрессорных тру­бах гладкая внутренняя поверхность корродирует в основном равномерно;
- от забоя к устью скважины интенсивность коррозии возрастает;
- в фонтанной арматуре максимальные разрушения наблюдаются в местах резкого изменения направлений газожидкостного потока (поворотах, выступах), местах скопления электролита. Коррозия носит в основном язвенный характер.
- в горизонтально уложенных трубопроводах максимальные разрушения наблюдаются в нижней части, в местах движения электролита. В верхней части труб скорость коррозии значительно меньше.
Газопромысловое оборудование защищают от коррозии следующими способами:
- применяют ингибиторы коррозии;
- используют коррозионностойкие стали и сплавы;
- применяют металлические и неметаллические покрытия;
- используют катодную и протекторную защиты.
Опыт эксплуатации месторождений сероводородсодержащего газа показывает, что на однопластовых месторождениях можно применять типовые конструкции скважин. В эксплуатационную колонну спускают фонтанные трубы, межтрубное пространство изолируют одним или двумя пакерами и заполняют ингибитором, который подают на забой. В фонтанных трубах устанавливают предохранительный клапан-отсекатель, циркуляционный и ингибиторный клапаны. Применение ингибиторов коррозии — самый распространенный метод. Ингибиторы условно можно разделить на следующие группы.
- Нейтрализаторы (известковое молоко, сода и другие) нейтрализующие коррозионные агенты. Нейтрализаторы имеют высокий эффект защиты (до 100%), увеличивают теплоту сгорания газа за счет нейтрализации негорючих компонентов СО2 и H2S. Однако в результате нейтрализации образуются нерастворимые осадки, которые забивают штуцеры, трубопроводы и др.
- Экранирующие ингибиторы. Эффект защиты достигается за счет образования пленки, препятствующей контакту металла с электролитом. Различают углеводород-растворимые и водо­растворимые ингибиторы.
Существует несколько способов применения ингибиторов в скважине: инжекция ингибиторов в межтрубное пространство скважин, закачка ингибиторов в пласт, ввод твердых ингибиторов. Подачу ингибиторов в межтрубное пространство осуществляют с помощью ингибиторной установки. Дозированное количество ингибитора постоянно подается под действием собственного веса на забой скважины через межтрубное пространство, откуда восходящим потоком газа ингибитор по стенкам фонтанных труб поступает на поверхность.
Для защиты различного оборудования широко применяют коррозионно-стойкие металлы. При переходе на уплотнительные кольца из стали марки 1Х8Н9Т наплавкой электродов из нержавеющей стали на уплотнительные поверхности задвижек фонтанной арматуры увеличился срок службы этих узлов в несколько раз. Применяются трубы из алюминиевого сплава Д16Т и Д16А, трубы из стали марок 2X13, XI3, Х8, Х9М.
Протекторная и катодная защита. Схема протекторной защиты заключается в следующем: создается контакт стальной поверхности трубы с металлом (магнием, цинком), имеющим большой отрицательный потенциал. В искусственном гальваническом элементе в присутствии электролита (воды, насыщенной H2S и СО2) анод (магний, цинк и другие) разрушается, на ка­тоде (оборудование из стали) эффект коррозии не проявляется. При катодной защите на внутренней поверхности оборудования от внешнего источника постоянного тока подается положительный потенциал. Отрицательным электродом служит обычно отрезок трубы, стержень и др. Электролитом здесь также является вода, на­сыщенная H2S и СО2.
2.2 БОРЬБА С МЕХАНИЧЕСКИМИ ПРИМЕСЯМИПроцесс пескообразования при эксплуатации нефтяных скважин вызывается рядом причин, например, наличием слабосцементированных пород-коллекторов, слабой устойчивостью коллекторских пород фильтрационному размыву, что обуславливает разрушение скелета пласта и поступление частиц песка и глинистых пород на забой скважины.
Пескообразование приводит к значительным осложнениям в ходе эксплуатации добывающих скважин: частично или полностью перекрывается фильтр скважины и снижается ее производительность, выносимые частицы песка способны вызвать заклинивание плунжера либо рабочего колеса, соответственно, в цилиндре ШГН и корпусе ЭЦН, прихват подъемных труб, деформацию колонн и другие последствия, требующие продолжительной и трудоемкой работы бригад текущего и капитального ремонтов. При этом уменьшается межремонтный период работы скважины, увеличивается себестоимость добываемой нефти и ее недобор, связанный с ремонтными работами. Следствием выноса песка является и отложение песка в наземном оборудовании, трубопроводах.
Необходимо отметить, что пескопроявление имеет место как в скважинах, где проводился ГРП, так и тех, где данный метод повышения нефтеотдачи не использовался. Это указывает на то, что вынос песка в большей степени связан с геологическим строением продуктивных пластов, сложенных слабосцементированными коллекторами.
На вынос механических примесей существенно влияет нестационарность параметров эксплуатации скважин: изменение притока жидкости из пласта в скважину и, как следствие, изменение в ее дебите; простои в работе скважины, вызванные кратковременным отключением электроэнергии, проведением ПРС и другими причинами. Зачастую вынос механических примесей связан и с неудовлетворительной подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.
Существующие мероприятия по борьбе с пескообразованием условно подразделяются на две группы: проведение работ по уменьшению отрицательных последствий данного явления и предотвращение выноса песка из пласта.
К первой группе относятся различные способы ликвидации песчаных пробок, что обеспечивается выносом поступающих из пласта частиц на поверхность, применение полых штанг, спуск хвостовиков в пределы продуктивной зоны, подлив жидкости. Реализация этих мероприятий предполагает очистку поверхностных коммуникаций от вынесенного песка.
Наиболее эффективными являются методы борьбы с пескопроявлениями, в основу которых положен принцип предотвращения выноса песка в скважину.
Простым, но эффективным методом является ограничение отборов жидкости из скважины и выбор оптимальных рабочих депрессий, исключающих разрушение ПЗП. Как правило, в слабосцементированном коллекторе при форсированном отборе жидкости из скважины увеличивается количество выносимых механических примесей. Этому способствует и нестабильность в режимах эксплуатации скважин и работе насосного оборудования. Не стационарность параметров эксплуатации в большей мере характерна для скважин, находящихся в зоне с пониженным пластовым давлением.
Любые, даже кратковременные остановки, например, при отключении электроэнергии, после запуска насоса приводят к кратковременному пиковому увеличению содержания механических примесей в скважинной продукции. Для стабилизации режимов работы ЭЦН целесообразно применять вариатор числа оборотов электродвигателя (преобразователь частоты) для обеспечения плавного запуска и вывода скважины на режим. На скважинах с интенсивным выносом механических примесей повышение надежности ЭЦН достигается при работе насосных агрегатов на частотах ниже номинальных, например, при снижении частоты на 20 %, т.е. до 40 Гц, надежность насосного агрегата возрастает на 25 %. Стабилизация режимов работы ШГН достигается увеличением глубины спуска насосов, применением хвостовиков, газосепараторов.
На Приразломном месторождении получили широкое распространение частотно – регулируемые приводы (ЧРП). Запуск в работу и вывод на режим электропогружных насосов с применением частотно регулируемого привода позволяет:
- плавно запустить УЭЦН, уменьшая пусковые токи, менять направление вращения ПЭД без полной остановки привода, на пониженных частотах обеспечивать щадящие режимы работы для кабеля и двигателя;
- добиться снижения депрессии на пласт путем ограничения (или сведения к минимальной) производительности насоса;
- производить вывод на режим автоматически по заданной программе с плавным увеличением частоты шагом от 0,1 Гц в период времени от 1 секунды до 2,5 часов, снижая возможность залпового выброса механических примесей;
- производить запуск заклинившей установки методом «расклинки» в обоих направлениях вращения с различными настройками параметров.
Кроме приведенных технологических мер, эффективным способом борьбы с пескопроявлением является крепление пород пласта в призабойной зоне скважин, при помощи химических, физико-химических, механических методов или их комбинаций.
Как показывает промысловая практика, наиболее простыми и доступными методами предотвращения поступления песка из пласта являются механические, получившие наибольшее распространение. Механический метод предотвращения пескопроявлений заключается в оборудовании скважин различными противопесочными фильтрами. Существуют разнообразные варианты осуществления данного метода, например, создание в скважине гравийного фильтра, оборудование добывающих скважин поднасосными либо вставными забойными противопесочными фильтрами.
Для скважин, оборудованных ШГН и эксплуатирующихся в условиях невысокого пескопроявления, возможно использование поднасосных фильтров, которые должны удовлетворять следующим основным требованиям:
- обладать необходимой механической прочностью и достаточной устойчивостью против коррозии и эрозионного воздействия;
- обеспечивать создание надежной гидродинамической связи с пластом;
- позволять проводить механическую или химическую очистку фильтра без извлечения его из скважины.
Технология оборудования скважины поднасосными фильтрами предусматривает выполнение следующих операций:
- освобождение скважины от подземного оборудования и очистку от песчаной пробки;
- сборку фильтра необходимой длины, соединение его с приемом глубинного насоса, установку заглушки на нижней секции;
- спуск НКТ с фильтром до необходимой глубины с подливом нефти в трубы;
- спуск плунжера насоса;
- ввод скважины в эксплуатацию методом плавного запуска.
Опыт эксплуатации технологии на скважинах нефтяных месторождений, оборудованных поднасосными фильтрами с титановыми фильтроэлементами, свидетельствует о ее эффективности и увеличении в 4-5 раз межремонтного периода работы скважины.
При борьбе с пескопроявлениями в скважинах, оборудованных ЭЦН и ШГН, хорошо зарекомендовала себя технология, заключающаяся в оборудовании скважин забойными вставными противопесочными фильтрами. Число секций фильтра подбирается из условия полного перекрытия интервала перфорации. Основным элементом фильтра является трубчатый перфорированный силовой корпус с соединительными муфтами и проволочной навивкой. Фильтр оборудован пакером для перекрытия кольцевого пространства между фильтром и эксплуатационной колонной, препятствующим попаданию песка в ствол скважины. Помещается фильтр на цементную пробку или взрывной пакер. Особенностью фильтра являются два продольных шва-замка, выполненных пайкой, для предотвращения роспуска всей проволочной навивки при ее повреждении в одном месте.
Для добывающих скважин месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз» размер фильтрующей щели вставного забойного фильтра, как показывают данные о гранулометрическом составе песка выносимого из слабосцементированных коллекторов, не должен превышать 0,1 мм.
При оборудовании добывающих скважин вставными фильтрами большое значение имеет правильный подбор диаметра частиц (фракционного состава) вспомогательного фильтрующего материала в зависимости от гранулометрического состава пластового песка. Значительное влияние на эффективность работы фильтров оказывает качество их изготовления: в первую очередь равномерность и постоянство щелевого зазора в проволочной навивке. В настоящее время эта проблема решается путем укладки проволочной навивки в резьбовой профиль, выполняемый на стрингерах корпуса фильтра.
Как показывает опыт эксплуатации забойных фильтров, вынос песка по скважинам при их использовании снижается в 5-10 раз.
Для защиты УЭЦН от механических примесей на Приразломном месторождении применяют шламоуловитель ШУМ, работающий в составе УЭЦН в качестве дополнительной модуль-секции. Устанавливается между входным модулем или газосепаратором и нижней секцией насоса, назначение которого - предотвращать попадание КВЧ и пропанта в насос в процессе эксплуатации УЭЦН. Улавливает взвешенные частицы любых размеров.
Также применяется фильтр МВФ, он работает в составе УЭЦН и выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса. Размер улавливаемых частиц 0,3 мм и более.
Также применяется фильтр ЖНШ, он представляет собойсамоочищающийся щелевой фильтр, работающий в составе УЭЦН, выполняет роль входного модуля. Устанавливается между гидрозащитой и нижней секцией насоса.
2.3. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПРИ НАКОПЛЕНИИ ЖИДКОСТИ НА ЗАБОЕ
В газовых скважинах может происходить конденсации парообразной воды из газа и поступление воды на забой скважин из пласта. В газоконденсатных скважинах к этой жидкости добавляется углеводородный конденсат, поступающий из пласта и образующийся в стволе скважин. В начальный период разработки залежи при высоких скоростях газового потока на забое скважин и небольшом количестве жидкости она практически полностью выносится на поверхность. Накопление столба жидкости на забое увеличивает противодавление на пласт, приводит к существенному снижению дебита, к прекращению притока газа из низкопроницаемых пропластков и даже к полной остановке скважины.
 Предотвращение поступления жидкости в скважину осуществляют поддержанием условий отбора газа на забое скважины, при которых не происходит конденсации воды и жидких углеводородов в призабойной зоне пласта, недопущением прорыва конуса подошвенной воды или языка краевой воды в скважину, изоляцией посторонних и пластовых вод.
На подземных хранилищах газа отработан метод изоляции обводненных пропластков закачкой в них ПАВ, препятствующих поступлению воды в скважину. В качестве пенообразователя применяют сульфонол и ДС-РАС, в качестве стабилизатора — КМЦ-500. Для перемешивания ПАВ и воздуха на поверхности применяют специальное устройство — аэратор (типа «перфорированная труба в трубе»). Через перфорированный патрубок компрессором закачивают воздух в соответствии с заданным а, в наружную трубу закачивают водный раствор ПАВ.
Непрерывное удаление жидкости из скважины осуществляется:
-         эксплуатацией ее при скоростях, обеспечивающих вынос жидкости с забоя в поверхностные сепараторы,
-         отбором жидкости через спущенные в скважину сифонные или фонтанные трубы,
-         с помощью газлифта, плунжерного лифта или откачки жидкости скважинными насосами.
Периодическое удаление жидкости можно осуществить:
-         остановкой скважины для поглощения жидкости пластом,
-         продувкой скважины в атмосферу через сифонные или фонтанные трубы;
-         закачкой ПАВ (поверхностно-активных веществ — пенообразователей) на забой скважины.
Выбор способа удаления жидкости с забоя скважин зависит от геолого-промысловой характеристики газонасыщенного пласта, конструкции скважины, качества цементирования закалённого пространства, периода разработки залежи, а также от количества и причин поступления жидкости в скважину.
2.4. БОРЬБА С ГИДРАТООБРАЗОВАНИЕМ В СКВАЖИНАХ
При отборе газа из пласта, сопровождающемся понижением его температуры и давления, происходит конденсация паров воды и накопление ее в скважинах и газопроводах. При определенных условиях компоненты природного газа (метан, этан, пропан, бутан) при взаимодействии с водой способны образовывать неустойчивые твердые кристаллические вещества, называемые гидратами.
Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных и регулирующих  приборов. Очень часто вследствие образования гидратов выходят из строя штуцера и регуляторы давления, дросселирование газа в которых сопровождается резким понижением температуры. Это нарушает нормальную работу газопромыслового оборудования, особенно при низких температурах окружающей среды.
Методы борьбы с гидратами могут быть как предупреждающими, так и разрушающими уже образовавшихся гидратов. Для разрушения образовавшихся гидратов в трубопроводе отключают участок газопровода, где образовались гидраты и через продувочные свечи выпускают газ в атмосферу, при этом давление в газопроводе падает и гидрат разлагается. Недостатком этого метода является медленное разложение гидрата. Он не рекомендуется при отрицательных температурах, так как образовавшаяся вода при отрицательных температурах превращается в ледяную пробку, которую можно удалить только нагревом.
Подогрев газа предотвращает образование гидратов, но эффективен только в пределах промысла, так как газ при движении по трубопроводам быстро охлаждается. Для сохранения теплоты в некоторых случаях теплоизолируют газопроводы.
При введении в газопроводы ПАВ предотвращают прилипание (адгезию) кристаллов гидратов к стенкам труб из-за образования на кристаллах пленки, при этом кристаллы транспортируются с потоком газа.
Для предотвращения гидратообразования применяется осушка газа перед подачей его в газопровод при помощи одного из существующих методов.
Самым эффективным методом для предупреждения и ликвидации образовавшихся гидратов является подача в газопроводы различных ингибиторов гидратообразования.
В качестве ингибиторов применяют спирты, электролиты и их смеси - метиловый спирт (метанол), гликоли (этиленгликоль ЭГ, диэтиленгликоль ДЭГ, триэтиленгликоль ТЭГ, хлористый кальций СаCl2).
На месторождениях  для борьбы с гидратами наиболее широко применяют метанол - СН3ОН - являющийся понизителем точки замерзания паров воды. Метанол вместе с парами воды, насыщающей газ, образует спиртоводные растворы, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Так как количество водяных паров, содержащихся в газе, при этом уменьшается, точка росы понижается и, следовательно, опасность выпадения гидратов становится значительно меньше. Метанол  - дешев и недефицитен. Он растворим в спиртах, с водой смешивается в любых соотношениях, в смеси с воздухом образует взрывоопасную смесь.  Температура замерзания метанола -  минус 97,10С, плотность  791 –793 кг/м3.  Метанол и его пары весьма токсичны, поэтому при работе с метанолом следует особое внимание уделять правилам безопасной работы.
Метанол - сильный яд, действующий на нервную и сосудистую системы, способен накапливаться в организме. При отравлении метанолом поражаются зрительный нерв и сетчатка глаз. 5-10 грамм вызывают отравление при попадании внутрь 30 г - смертельны. При вдыхании паров метанола возможны обмороки, тошнота, опьянение, ослабление зрения. Попадание в организм может происходить и через кожу. Пары этиленгликоля токсичны, но малолетучи, поэтому острых отравлений не бывает, но возможны хронические заболевания органов дыхания.
Расход ингибитора гидратообразования зависит от количества влаги в газе и количества конечного влагосодержания, при котором гидраты не образуются, а также от концентрации вводимого и отработанного ингибитора.
2.5. ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙПроцесс добычи нефти сопровождается отложением твердых осадков неорганических веществ, накапливающихся на стенках скважин и подъемных труб, в насосном оборудовании и наземных коммуникациях систем сбора и подготовки нефти. Главным источником выделения солей является вода, добываемая совместно с нефтью. В этой связи процессу солеотложения подвержены скважины и наземное оборудование, эксплуатирующиеся в условиях обводнения добываемой продукции.
Борьба с отложениями неорганических солей на месторождении ведется методами удаления уже сформировавшихся осадков. Удаление отложений неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании осуществляется обработкой 8-15 % раствором соляной кислоты с добавкой ингибиторов коррозии при соотношении раствора соляной кислоты к ингибитору коррозии 1:0,01.
Для предотвращения отложения солей в нефтепромысловом оборудовании разработаны технологические, физические и химические способы.
К технологическим способам относят выбор вод для заводнения продуктивных пластов, совместимых с пластовыми, селективную изоляцию или ограничение притока воды в добывающих скважинах, применение раздельного отбора и сбора жидкости и т.д. При этом предупреждение отложения солей достигается за счет ограничения или исключения возможности смешения вод различного состава.
Физические методы предупреждения солеотложения, основанные на применении магнитных, электрических и акустических полей для обработки добываемой жидкости, несмотря на свою перспективность, находятся лишь в стадии опытно-промышленных испытаний.
Одним из способов повышения работоспособности оборудования в условиях солеотложения является применение различных покрытий поверхности, соприкасающейся с жидкостью. Имеется положительный опыт применения покрытия НКТ стеклом, эмалями. Разработан способ нанесения покрытий на рабочие поверхности колес ЭЦН из пентапласта . В целом применение лакокрасочных и полимерных покрытий, деталей и узлов оборудования из полимеров, обладающих низкой адгезией к солям, в настоящее время из-за недостатка в необходимых полимерных материалах позволяет лишь частично защитить участки скважины, наиболее подверженные отложению солей.
Наиболее эффективным способом предотвращения солеобразования в нефтепромысловом оборудовании является химический с использованием реагентов-ингибиторов. Защита скважинного оборудования дозированием ингибитора с помощью глубинного дозатора предполагает спуск контейнера с гранулированным ингибитором в скважину. Однако неуправляемость процессом растворения ингибитора в контейнере, необходимость проведения подземного ремонта скважины для его извлечения и заполнения новой порцией ингибитора, плохая защита от солеотложения обсадной колонны - ограничивают использование этого способа на нефтепромыслах.
2.6. БОРЬБА С АСПОПарафинообразование в скважинах, оборудованных штанговыми насосами, имеет некоторые особенности. Они заключаются в следующем: в области приема ШГН происходит снижение давления и начинается интенсивное газоотделение, которое сопровождается выпадением парафина.
Парафин откладывается на фильтре насоса, уменьшая его полезное сечение, а значит, ухудшая поступление жидкости в насос и снижая его подачу; парафин прилипает к седлам и клапанам, ухудшая герметичность этой пары, что приводит к утечкам части жидкости из цилиндра; парафин откладывается в зазоре между цилиндром и плунжером, приводя к заклиниванию последнего; парафин осаждается на штангах, увеличивая их массу и значение сил гидравлического сопротивления при их перемещении; парафин откладывается на НКТ, уменьшая свободное сечение для движения добываемой жидкости и увеличивая нагрузку на головку балансира и штанги; последнее приводит к увеличению обрывности штанг.
Девонские нефти содержат в своем составе до 7% парафина, и в процессе движения от забоя к устью парафин вследствие изменения термодинамических условий выпадал из раствора и откладывался на элементах оборудования и трубах.
Несмотря на различие диаметров насосно-компрессорных труб (НКТ), характер отложений идентичен: Парафинообразование начинается с глубины 850-750м, увеличиваясь по толщине отложений к устью. Имеется одна или две области максимума толщины. Наиболее устойчивой является зона в пределах 350-150м, где толщина может достигать 30мм и более.
Из сказанного следует, что разработка мер борьбы с парафином была решающей в создании нормальных условий эксплуатации фонда скважин, дающих основной объем добычи.
Первыми и получившими широкое распространение стали термические методы: а) нагрев горячей нефти на поверхности и прокачка ее через затрубное пространство способом обратной промывки до полного расплавления и выноса парафина; б) подъем НКТ из скважины и пропарка на устье или на специальном пропарочном стенде, подключенном к котельной; в) применение специальных электрических индукционных прямоточных нагревателей, устанавливаемых на устье и обеспечивающих нагрев добываемой жидкости и ее циркуляцию.
Исследованиями установлено, что отложение парафина начинается с глубины разгазирования нефти, а интенсивность отложений находится в зависимости от дебита скважин и давления на устье.
Пропарка скважин не позволяла осуществить очистку от парафина, т.к. верх колонны НКТ разогревался быстрее, и расплавленный парафин оседал внизу, заклинивая штанги и насосы.
Более эффективной была прокачка предварительно нагретой нефти при работающей скважине. При этом необходимо было иметь определенные навыки, используемые для каждой скважины индивидуально. Всегда существовала опасность образования парафиновых пробок, что зачастую оканчивалось подъемом НКТ вместе со штангами.
Наряду с тепловым методом начали применять способ очистки парафина механическим путем, который предусматривал соскабливание парафина при помощи фигурных скребков, крепящихся на насосных штангах.

Рисунок 2.6.1. Скребок фигурный: 1 - штанга; 2- хомут; 3- нож; 4- основание.
До их применения межремонтный период работы скважин составлял в среднем 15-17 суток. Причем после ремонта с пропаркой труб дебит скважин сохранялся стабильным лишь в течение 8-10 суток, после чего резко снижался, и через 15-17 суток подача прекращалась вообще, т. к. подъемные трубы оказывались полностью забиты парафином. После оборудования скребками скважины стали работать без ремонта 3-5 месяцев.
Применяются также различные виды дозаторов.
Наземный дозатор с автономным приводом типа НДУ-50/150 выполнен на базе насосов НД с подачей 2 л/ч и давлением до 12 МПа. Недостатками являются большой расход электроэнергии, отсутствие фильтра, размещение насоса над приводом, утечки в цилиндре из-за отсутствия уплотнительных элементов, большая масса (до 86кг).
Дозатор НДУ-10/10 является модернизированным вариантом установки НДУ-10/150, рассчитанным на производительность 10 л/ч и давление 10 МПа. Предназначен для использования в блочных замерных установках "Спутник". Для индивидуального скважинного дозирования использовать нельзя из-за следующих недостатков: открытое исполнение, незащищенность электронасосного агрегата от атмосферных осадков и низких температур, высокая производительность и энергоемкость.
Установка дозировочная с приводом от станка-качалки НД1СК создана на базе насоса НД-К14. В качестве привода использован перемещающийся балансир СК, который через тягу передает движение на храповик, установленный на ведущем валу насоса. Недостатки: сложность изготовления и связанная с этим дороговизна, отсутствие подогрева химреагента, значительная масса.

Рисунок 2.6.2. Устьевой дозатор: 1- клапан всасывающий; 2- клапан нагнетательный; 3- опора; 5- гайка; 6- шток; 7- стакан; 8-пру-жина; 9- кольцо;10, 12,14 - гайка; 11- цилиндр; 13- корпус; 18- поршень; 19- цилиндр; 20, 21 - кольцо уплотнительное; 22,25 – шайба.
Дозаторы гравитационного действия широко распространены. Они представляют собой различные емкости, устанавливаемые около устья скважины и связанные с затрубным пространством, куда под собственным весом постоянно или периодически сливается реагент.
Для УЭЦН тепловые методы не применяются, можно применить полимерные покрытия для труб, либо использование труб меньшего диаметра, но при этом необходимо оценить рост потерь давлений на трение.
ЗАКЛЮЧЕНИЕВ работе скважин возможны осложнения, так как скважины эксплуатируют длительное время. Эксплуатация скважин производится в разнообразных условиях, поэтому осложнения, возникающие в процессе работы, также могут быть различными. Нормальная работа скважин в соответствии с установленным технологическим процессом нередко нарушается вследствие:
- износа или отказа в работе применяемого подземного и наземного оборудования, эксплуатационной колонны и забоя;
- отложений песка (механических примесей, продуктов коррозии), парафина, солей;
- преждевременного обводнения продукции.
Одной из старейших проблем нефтяной промышленности является борьба с образованием песчаных пробок. Песок выносится из пласта в ствол скважины в результате разрушения рыхлых, слабосцементированных пород, под воздействием фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации. Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая существенно снижает дебит скважины, приводит также к усиленному износу эксплуатационного оборудования.
Вредное влияние на работу насосов в скважине оказывает свободный газ. Свободны