заполняет пустоты в породе и, затвердевая, связывает частицы песка в прочную, проницаемую, устойчивую к размыву массу при фильтрации как нефти, так и воды. Однако проницаемость при этом снижается. В качестве отвердителя смолы используют 15—20 %-ный раствор соляной кислоты. Сначала для удаления карбонатных пород проводят солянокислотную обработку с за качкой кислоты порциями в 6—12 приемов через каждые 30— 60 мин. Затем перед закачкой в смолу добавляют 3—5 % (по объему) кислотного раствора, а после продавки смолы нефтью в пласт закачивают солянокислотный раствор в объеме, равном двум объемам закачанной смолы.
По предложению сотрудников СахалинНИПИнефти в смолу дополнительно вводят гранулированный магний, который взаи модействует с частью солянокислотного раствора. Выделяю щийся при этом водород (см. § 5.4) способствует увеличению проницаемости призабойной зоны, образуя поры.
В Ивано-Франковском институте нефти и газа разработан способ крепления призабойной зоны на основе использования гранулированного магния по схеме ВПТХО (см. § 5.4) с пода чей уменьшенного количества кислоты, что приводит к образо ванию магнезиального цемента.
Применяют также метод закрепления песков путем коксо вания нефти в призабойной зоне.
Вынос песка на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах
Скорость потока жидкости в пределах от нижних до верхних отверстий интервала перфорации (фильтра) возрастает от нуля до максимального значения, соответствующего дебиту сква жины. Последовательно она становится равной скорости псев доожижения (взвешивания) частиц довз и скорости уноса а>ун. Таким образом, ниже уровня довз в стволе существует насып ной слой песка, затем до уровня доун— псевдоожиженный, а дальше песчинки движутся совместно с жидкостью. В ходе эксплуатации скважины часть поступающих из пласта частиц осаждается в стволе, высота пробки увеличивается, дебит сква жины при этом уменьшается, условия для выноса ухудшаются.
Вынос частиц на поверхность отмечается при соблюдении неравенства (9.69). Различие плотностей фаз при их движении обусловливает относительную скорость осаждения песчинок и отличие истинного объемного < и расходного р содержащий песка в потоке (см. гл. 6). В песочной скважине всегда ф>р. Для выполнения неравенства (9.69) задают высокие дебиты скважин, подбирают соответствующие диаметры труб и конст рукции подъемников при фонтанной и газлифтной эксплуата ции, используют трубчатые штанги при насосной эксплуатации,
378
подлив и подкачку жидкости в скважину (см. § 9.5) и т. д. Количество жидкости, необходимое для подкачки, принимают равным объему скважины от башмака подъемных труб до ниж них отверстий фильтра. Подъемные трубы необходимо спускать в фильтровую зону для лучшего выноса песка. На практике чаще всего трубы спускают до верхних отверстий фильтра из опасения, что они могут быть прихвачены песком, поступаю щим из отверстий фильтра.
При штанговой насосной эксплуатации применяют различ ные защитные приспособления (см. § 9.5).
Ликвидация песчаных пробок
Песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чис тят гидробуром.
В качестве промывочной жидкости применяют нефть, воду (обработанную ПАВ), глинистый раствор, аэрированную жид кость, пену, плотность которых соответствует пластовому дав лению. Промывка основана на использовании энергии струи закачиваемой жидкости для разрушения песчаной пробки и вы носа песчинок на поверхность. Возможны прямая, обратная, комбинированная и непрерывная промывки.
При прямой промывке жидкость закачивают в НКТ, вынос песка происходит по затрубному пространству. При обратной промывке создают поток в обратном направлении. Струя, вы ходящая из НКТ, лучше размывает пробку. Для улучшения разрыхления пробки на конец НКТ навинчивают различные на конечники (кососрезанную трубу, насадку, фрезу и др.). Однако при прямой промывке скорость восходящего потока меньше, чем при обратной промывке. Поэтому при комбинированной промывке размыв осуществляют путем закачки в НКТ, а для выноса песка периодически переходят на обратную промывку. Промывочное устройство, которое устанавливают выше баш мака НКТ, позволяет закачивать жидкость в затрубное прост ранство, размывать через башмак НКТ и осуществлять подъем по НКТ. Припромывке трубы подвешивают на вертлюге подъ емника, а жидкость поступает по промывочному шлангу. Для обратной промывки устье скважины герметизируют промывоч ной головкой (сальником). При непрерывной прямой промывке применяют промывочную головку, которая позволяет наращи вать трубы почти без прекращения прокачки жидкости.
Гидравлический расчет промывки скважины сводится к оп ределению гидравлических потерь давления (напора) при дви жении жидкости по трубам и затрубному пространству. Гид равлические потери определяют по формуле Дарси—Вейсбаха с учетом наличия в жидкости песчинок. При этом скорость вос ходящего потока необходимо принимать из неравенства (9.69).
Использование струйного насоса (аппарата) позволяет про
водить промывку без создания противодавления на пласт.
Для чистки песчаных пробок применяют также гидробур, который спускается в скважину на канате. Гидробуром уда ряют о поверхность пробки, при этом долото разрыхляет ее. При подъеме плунжер поршневого насоса гидробура засасы вает жидкость с песком из-под долота. Песок отделяется в се параторе и поступает в желонку, а жидкость — под плунжер насоса.
§10.4. БОРЬБА С ОТЛОЖЕНИЕМ ПАРАФИНОВ
ИАСФАЛЬТЕНОВ
Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается рас творяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы (см. § 5.8). Их отложения возможны в призабойной зоне, подъемных трубах, шлейфе, сборном трубопроводе и резервуарах.
Наиболее интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя увеличивается с нуля на глубине 900—300 м до максимума на глубине 200—50 м, а затем умень шается за счет смыва отложений потоком. Отложения приво дят к увеличению гидравлических сопротивлений потоку и сни жению дебита.
При добыче нефти выпадение парафина неизбежно, по скольку температура всегда снижается. Выкристаллизация па рафина происходит на механических примесях нефти и стенках оборудования, причем парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне резервуа ров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.
Процесс отложения парафина имеет адсорбционный харак тер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (поляр ными) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных по крытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелито-эпоксидный модифицированный типа ЮЭЛ лаки), а также стекло, стеклоэмали.
Добавки в поток химических реагентов способствуют гидрофилизации стенок труб, увеличению числа центров кристалли зации парафина в потоке( повышению дисперсности частиц па рафина в нефти. Такими реагентами могут быть как водо-, так и нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 пока зало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя ско рость отложения снижается.
Исследованиями установлено, что использование перемен ного магнитного поля увеличивает количество центров кристал лизации в потоке и предотвращает отложение парафина.
Для удаления отложений парафина применяют тепло и скребки.
При тепловом методе борьбы с отложением парафина про водят периодическую закачку в затрубное пространство сква жин горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паровоздушной смеси. Под действием повышенной температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также-из выкид ного трубопровода.
Для получения водяного пара используют установки ППУА (см. § 5.8), а для нагрева нефти — агрегат 1АДП-4-150, кото рый обеспечивает расход 8,2—14,5 м3/ч при температуре 150— ПО °С и давлении 20—16 МПа. Его можно использовать также для депарафинизации трубопроводов, трапов, мерников и т. д.
Скребки соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке (тросе) с помощью электродвигателя установки типа АДУ-3 и УДС-1. Подъем ав томатических летающих скребков происходит под действием на пора газонефтяного потока. При штанговой насосной эксплуа тации скребки крепят к колонне штанг (см. § 9.5).
Выкидные трубопроводы периодически очищают от пара фина с помощью резиновых шаров (торпед), которые продви гаются под действием напора потока жидкости.
§ 10.5. ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕИ И БОРЬБА С НИМИ
Отложения солей могут происходить практически на всем пути движения воды — в пласте, скважине, трубопроводах и обору довании установок подготовки нефти. В основном солеотложения наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод суль фатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов. Причинами отложения солей считают: а) химиче скую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов или пропла стков; б) перенасыщенность водно-солевых систем при измене нии термодинамических условий.
Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев они столь велики, что вообще затрудняют эксплуа тацию.
Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид