6. Осложнения, возникающие в процессе добычи нефти и газа. Мероприятия по их устранению.

При эксплуатации нефтяных и газовых скважин возникают различные проблемы, приводящие к осложнениям в работе как добывающих, так и нагнетательных скважин.

Основные виды осложнений следующие:

- образование песчаных пробок на забое или в стволе скважины;

- отложения парафинов и асфальтенов;

- отложение солей;

- образование гидратов;

- коррозия оборудования.

Борьба с образованием песчаных пробок.

Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют разъеданию подземного и наземного оборудования, что приводит к усиленному износу эксплуатацион­ного оборудования.

Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая сущест­венно снижает текущий дебит скважины. Удаление пробки с забоя требует трудоемких ремонтных работ и связано с не­избежными потерями добычи углеводородов.

Существующие методы борьбы с образованием песчаных пробок можно разделить на три группы:

1) предотвращение поступле­ния песка в скважину (использование трубных или гравийных фильтров на забое скважины; крепление неустойчивых пород призабойной зоны пласта);

2) вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах (задают высокие дебиты скважин, подбирают соответствующие диаметры труб и конструкции подъемников при фонтанной эксплуатации);

3) ликвидация песчаных пробок (песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чистят гидробуром).

Борьба с отложением парафинов и асфальтенов

Нефти многих месторождений относятся к классу парафинистых. В них содержание парафина (С₁₆Н₃₄ и выше) превышает 2%.

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается рас­творяющая способность нефти, выделяются твердый парафин (твердые кристаллические вещества в виде мелких частиц), мазеобразные асфальтены. Их отложения возможны в призабойной зоне, в подъемных трубах в скважине, в сборных трубопроводах и резервуарах.

Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. В результате уменьшаются диаметры проходных сечений подъемных труб вплоть до полного закупоривания их парафином. Отложения приво­дят к увеличению гидравлических сопротивлений потоку и сни­жению дебита.

Для удаления отложений парафина применяют тепловое воздействие и механическую очистку скребками.

При тепловом методе очистки подъемных труб от парафина в межтрубное пространство без остановки скважины закачивают пар или горячие углеводороды (нефть или газоконденсат). Под действием повышенной температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкид­ного трубопровода. Пар закачивают с применением специальной паровой передвижной установки (ППУ), смонтированной на шасси автомашины. Эту установку используют также для нагрева нефти и конденсата.

Скребки соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке (тросе) с помощью электродвигателя установки типа АДУ-3 (автоматическая депарафинизационная установка с механическими скребками различной конструкции). Подъем ав­томатических скребков происходит под действием на­пора газонефтяного потока. При штанговой насосной эксплуа­тации скребки крепят к колонне штанг.

Выкидные трубопроводы периодически очищают от пара­фина с помощью резиновых шаров («торпед»), которые продви­гаются под действием напора потока жидкости.

Наиболее эффективный способ борьбы с отложениями парафина в подъемных трубах – нанесение на их поверхности защитных покрытий (специальные лаки, эмали, стекло). В результате получаются гладкие поверхности, на которых парафин не откладывается.

Борьба с отложениями солей.

Отложения солей могут происходить практически на всем пути движения пластовой воды — в пласте, скважине, трубопроводах и обору­довании установок подготовки нефти. Причины отложения солей:

а) химиче­ская несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных пластов или пропластков;

б) перенасыщенность водно-солевых систем при измене­нии термо-динамических условий.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев они столь велики, что вообще затрудняют эксплуа­тацию.

Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальтены, смолы) и др. Осадки могут быть плот­ными или рыхлыми, прочность сцепления с металлом возра­стает с глубиной залегания пласта. Различный состав и струк­тура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода борьбы с ними на каждом конкретном место­рождении.

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразде­лить на две группы:

1) методы предотвращения выпадения солей.

В комплекс работ по подготовке заводнения входит про­верка закачиваемых вод на химическую совместимость с дру­гими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах — применение химических реагентов (ингибито­ров солеотложений). Их периодически задавливают в пласт и закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Наиболее эффективны полифосфаты, органические фосфаты и др.

Менее эффективно воздействие на растворы магнитными силовыми полями и ультразвуком, а также использование за­щитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборных трубопро­водах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.

2) методы удаления отложений солей.

Отложения солей удаляют с помощью химических реаген­тов и, в крайнем случае, разбуривают долотом.

При химическом методе удаления осадки гипса преобразо­вывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадки карбоната или гидроксида кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективно исполь­зование карбоната и бикарбоната натрия или калия, а также гидроксидов щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его прокачивают или даже осущест­вляют непрерывную циркуляцию. Затем проводят СКО и про­мывают водой.

Борьба с образованием гидратов.

Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды. Движение газа в пласте, скважине и газопроводах сопровождается уменьшением его температуры и давления. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула компонентов углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать от 6 до 17 молекул воды, например, СН₄*6Н₂О; С₂Н₆*8Н₂О; С₃Н₈*17Н₂О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.

По внешнему виду гидраты похожи на снег или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду.

Образующиеся гидраты могут закупоривать скважины, газопроводы, сепараторы, нарушать работу измерительных приборов и регулирующих средств.

Борьбу с гидратами можно вести в двух направлениях: предупреждение их образования и ликвидация.

Для предупреждения гидратообразования необходимо создать безгидратный режим работы скважины. Для этого должны выполняться условия:

p<=p_p; T>=T_p,

где p_p и T_p – равновесные давление и температура гидратообразования. Величины p_p и T_p определяют экспериментально.

Если безгидратный режим невозможно обеспечить, например, когда скважина расположена в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить с помощью применения ингибиторов гидратообразования. Ингибитор снижает температуру гидратообразования. Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности, - метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтиленгликоль).

Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, через затрубное пространство. Используются и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных нагревателей, теплоизолированных стволов скважины, гидрофобного покрытия труб.

Для предотвращения образования гидратов и их ликвидации можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами.

Если гидратная пробка уже образовалась, то для ее удаления в системе резко снижают давление. Это приводит к разложению гидратов, которые затем выносят продувкой через отводы в атмосферу.

Борьба с коррозией.

На месторождениях, в составе газа которых присутствуют сероводород и углекислый газ, возможна интенсивная коррозия оборудования. Коррозия зависит от концентрации среды агрессивных компонентов в газе, давления и температуры среды, скорости потока, минерализации воды, применяемого материала оборудования.

На практике в таких условиях применяют оборудование, изготовленное из коррозионностойких материалов, или эксплуатацию осуществляют с подачей антикоррозионных ингибиторов.