Применение вибраторов пульсаторов жидкости для производства скважинных работ Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

--------------------------------------------- © Н.М. Г абдрахимов,

Л.М. Габдрахимова, 2005

УДК 622.241

Н.М. Габдрахимов, Л.М. Габдрахимова

ПРИМЕНЕНИЕ ВИБРАТОРОВ - ПУЛЬСА ТОРОВ ЖИДКОСТИ ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СКВАЖИННЫХ РАБОТ

Г7 ольшое содержание парафина в добываемых нефтях вы-

ЛЗ зывает твердые отложения на стенках НКТ, элементах колонны штанг и т.д. По мере отложения парафина происходит потеря производительности У СШН из-за зависания колонны штанг, увеличения нагрузки в точке подвеса штанг, увеличения перепада давления на выкиде насоса. Закономерность отложений парафина на стенках НКТ показывает увеличение их толщины от насоса к устью. Глубина отложений колеблется от устья в пределах от 300-750 м.

Отложение парафина, его интенсивность зависит от состава нефти, содержания воды, термических и гидродинамических условий движения жидкостей в трубах и в насосах, состояния внутренней поверхности НКТ, сил межмолекулярного сцепления кристаллов парафина с поверхностью и между собой.

В настоящее время предлагаются различные способы для удаления парафина:

1. Установка на колонне штанг скребков.

2. Покрытие внутренней поверхности НКТ лаками, эмалями, остеклованием. З.Подача растворителей АСПО дозаторами.

4. Удаление АСПО из НКТ, обсадной колонны и выкидных линий добывающих скважин периодически растворителями и др.

В качестве растворителя применяют горячую нефть, углеводородный растворитель в виде стабильного конденсата и низкие С1-С3 алкиловые спирты или их смеси в качестве поверхностно-активных веществ (ПАВ) и другие смеси.

Проведение работ по удалению АСПО из лифтов скважин необходимо проводить на скважинах, оборудованных ШГН, при увеличении нагрузки балансира на 20-25 %; на скважинах, оборудованных ЭЦН, при снижении дебитов на 20-25 % или увеличении нагрузки на электродвигатель насоса на 15 %; на газлифт-ных и фонтанных скважинах при увеличении давления на устье не более 25-30 % от первоначального.

Подача удалителя при закачке через затрубье осуществляется по схеме автоцистерна - задавочный агрегат - затрубное пространство.

Обвязка устья скважины при закачке в НКТ осуществляется по схеме автоцистерна - задавочный агрегат - НКТ. Прямая промывка НКТ осуществляется на фонтанных и газлифтных скважинах.

Промывка через затрубное пространство с последующей циркуляцией удалителя через НКТ осуществляется на скважинах, оборудованных ШГН и ЭЦН, с применением управляемого клапана.

Для эффективного воздействия удалителем на оборудование авторами применялся наземный вибратор-пульсатор жидкости.

Наземный вибратор-пульсатор состоит из корпуса, внутри которого размещено подпружиненное клапанное устройство. Регулирование амплитуды и частоты жидкости, создаваемое вибратором осуществляется изменением усилия сжатия пружины.

При пульсированной промывке неравномерность давления подачи удалителя АСПО определяют по формуле:

Р - P

q _ max min

Р (1)

cp

где Pmax, Pmin, Pcp - максимальное, минимальное и среднее давление при подаче удалителя.

Для эффективной обработки оборудования рекомендуется S = 0,2...0,3.

Эффективность действия удалителя АСПО при пульсирован-ной обработке определялась в зависимости от вида эксплуатации скважин:

• при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН, - с помощью контрольного спуска шаблонов, скребков;

• при эксплуатации и скважин, оборудованных УСШН, -путем сравнения динамограмм до и после обработки.

Эффективность действия реагента после обработки выкидных линий определялась путем сравнения давления на участке от устья скважины до ГЗУ (групповая замерная установка). При применении вибратора положительный результат промывки оборудования резко увеличивается

Для восстановления профиля приемистости нагнетательных скважин применяли гидромеханический вибратор, основными элементами которого являются: корпус, калиброванная втулка, внутри которого установлен перекидной клапан, имеющий частоту колебаний 12 Гц при расходе рабочей жидкости порядка 1,2 МПа.

Опытные работы по восстановлению профиля приемистости проводились в НГДУ «Туймазанефть» на скв. 2032, 2707, 3186 и др. в девонских и угленосных пластах.

Закачивание рабочего агента сточной воды плотностью 1,19 г/см3 осуществлялось цементировочным агрегатом ЦА-320. При этом контролировали величину и колебание расхода и давления рабочего агента во времени. Величина давления на выходе насоса при обработке скважин составила 8-14 МПа, амплитуда давления 1,0-

1,2 МПа. Время обработок - 1,5-2 часа. В обрабатываемых скважинах до и после обработки проводили геофизические исследования.

Компоновка скважинного оборудования следующая: заглушка, сетка, вибратор гидромеханический, пакер ПВМ, НКТ 02,5". Включением насоса агрегата ЦА-320 в работу создается циркуляция жидкости, устанавливается пакер выше верхних отверстий зоны перфорации, осуществляется пульсирующее закачивание жидкости в изолированный пласт. Начальное давление на выходе насоса при этом поддерживается на 15-20 % выше давления нагнетания жидкости до обработки пласта. После 10 минут закачивания давление на выходе насоса поднимают в два раза по сравнению с давлением нагнетания жидкости в пласт, через 50-60 минут закачивания в этом режиме происходит резкое снижение давления на выходе насоса, пласт начинает принимать закачиваемую жидкость при меньшем давлении.

Результаты импульсной обработки скв. 2032 пласта Д1 приведены на рис. 1. Забой скв. 2032 1709,1 м, интервал перфорации: 1704,4-1708,4 м, произведено 150 выстрелов,_____________________

Рис. 1. Результат импульсной обработки

Рис. 2

1 860 1 862 1 864 1 866 1 868 1 870 1 872 1 874

Н, м

ске. №3186 &П1 =275 лі Ус О-пг —530 м, Ус

Н г

-2 лі

--7,2 лі

Рис. 3

1698,6-1700 м произведено 150 выстрелов, 1692,4-1695,4 произведено 90 выстрелов. До обработки приемистость составляла по данным геофизических исследований 250 м3/сут., после обработки приемистость по данным геофизических исследований составила 596 м3/сут. Высота профиля приемистости не изменилась - 1,2 м, увеличилась приемистость в верхней части профиля до 34 %, а в нижней - снизилась с 48 до 31 %. Приемистость скважин увеличилась на 238,4 %.

На скв. 2707 после обработки угленосного пласта высота профиля приемистости увеличилась с 1 до 4 м, приемистость с 295 до 380 м3/сут. Также после виброобработки скв. 2989, 3186 увеличился профиль приемистости и приемистость пласта (рис. 3).

Эффективность обработки также зависит от места установки вибратора. Практика показала, что когда вибратор устанавливается напротив верхних отверстий зоны перфорации, эффект получается максимальным. Необходимым условием является осуществление сочетания параметров расхода рабочей жидкости и давления нагнетания. Во всех скважинах проводились обработки технической водой без добавления химических реагентов. Результаты виброобработок ПЗП нагнетательных скважин приведены в таблице.

№ скв. Высота профиля приемистости, м Приемистость, м3/сут.

До обработки После обработки До обработки После обработки

2032 1,2 1,2 250 596

3186 2 7,2 275 530

2939 1,6 2,4 110 115

2707 1 4 295 380

При оценке эффективности восстановления приемистости нагнетательных скважин гидравлическим вибратором наблюдается улучшение коллекторских свойств пласта. Во всех скважинах приемистость увеличилась от 18 до 238 %.

— Коротко об авторах ----------------------------------------------

Габдрахимов Н.М., Габдрахимова Л.М. - ООО НГДУ «Туймазанефть», НПК «Мезон».