способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине

Формула изобретения

1. Способ ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважинах, включающий локализацию зон отложений в разрезе скважины, оценку текущих значений устьевого давления и дебита, акустическое воздействие на указанные отложения до их разрушения и последующее удаление разрушенных отложений, отличающийся тем, что акустическое воздействие осуществляют скважинным акустическим излучателем, генерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см², который предварительно устанавливают на уровне верхней границы локализованной зоны отложений, а затем, по мере их разрушения, производят его спуск на все последующие уровни отложений до восстановления начальных значений устьевого давления и дебита, причем в малодебитных скважинах ультразвуковое воздействие осуществляют непосредственно при истечении добываемого флюида, а в остановленных скважинах одновременно с установкой излучателя производят закачку добываемого флюида либо смеси его с метанолом в соотношении от 1:0,005 до 1:500 до уровня, при котором заливаемая жидкость начинает вытекать из устья скважины.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что время ультразвукового воздействия на каждой точке воздействия составляет от 15 с до 5 ч.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разрушения гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, в том числе пробок, образующихся при добыче и транспортировке нефтей, газа и газоконденсата, в том числе в скважинах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах.

Известен способ разрушения гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважине («Нефтепромысловое дело». М., ВНИИОЭНГ, 1, 1986) путем поэтапной промывки скважины горячей жидкостью до полного прохождения отложений.

Однако данный способ длителен, трудоемок и экономически малоэффективен.

Известны способы разрушения гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных пробок в скважинах и трубопроводах путем их прогрева, например, с помощью электромагнитных волн SU №1707190, или с помощью выделившегося тепла при пропускании электрического тока через нагреватели, заполненные электролитом, в месте их контакта с пробкой (SU №1539310, 1987), либо с использованием различных линейных нагревателей (SU №1839043, 1991; RU №2023867, 1991).

Однако указанные способы также малоэффективны, особенно при удалении гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных пробок в скважинах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах.

Известен способ удаления парафиновых и прочих отложений из трубного пространства НКТ, снабженных штанговыми глубинными насосами, с использованием ультразвукового излучателя, возбуждающего колебания, разрушающие данные отложения. Причем ультразвуковой излучатель снабжен звукопроводящими блоками, подвешенными на штангах на определенных интервалах, и в конце штанг установлен поршень, погруженный в жидкость, приводимый в действие вибрацией (US №4817712, 1989).

Недостатком данного способа является невозможность удаления ледяных и газогидратных отложений как в трубном, так и в затрубном пространстве. Особенно данный способ неэффективен, а также мало надежен при работе по удалению пробок в скважинах, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах.

Наиболее близким к предлагаемому в качестве изобретения техническому решению является «способ удаления ледяных, газогидратных и парафиновых отложений» в скважинах, оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН), с использованием одного ультразвукового излучателя (RU №2148151, 1999). Данный способ включает установку ультразвукового излучателя на штанге насоса выше устья скважины с возможностью ввода акустических колебаний в штангу под углом от 0 до 60° к ее оси и возбуждение акустических колебаний до разрушения и отслаивания отложений, затем осуществляют отключение источника питания излучателя и закачивание в затрубное пространство раствора глушения, с целью вымывания из ствола скважины продуктов разрушения отложений, причем непосредственно после отключения излучателя используют горячий раствор глушения, а после прокачки его на циркуляцию - холодный. Возможность ввода акустических колебаний в штангу под углом от 0 до 60° обеспечивает возможность формирования как продольных, так и поперечных колебаний в колонне штанг, разрушающих, соответственно, отложения, как в трубном, так и в затрубном пространстве. Согласно приведенному в данном патенте примеру конкретного осуществления способа время от начала работы излучателя до его выключения составило 210 часов.

Недостатками данного способа является низкая его эффективность из-за значительного поглощения акустической волны колонной насосно-компрессорных труб, большая длительность времени ликвидации отложений и высокие энергетические затраты, кроме того, недостатком данного способа является также и необходимость применения горячего и холодного растворов глушения.

Задачей изобретения является повышение эффективности удаления гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в остановленных и малодебитных нефтяных и газовых скважинах, особенно скважин, эксплуатируемых в многолетнемерзлых породах, а также сокращение энергетических затрат и времени проведения данного процесса за счет непосредственного сфокусированного воздействия ультразвуковых волн определенных характеристик на указанные отложения.

Поставленная задача решается тем, что в способе ликвидации гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений в скважинах, включающем локализацию зон отложений в разрезе скважины, оценку текущих значений устьевого давления и дебита, акустическое воздействие на указанные отложения до их разрушения и последующее удаление разрушенных отложений, согласно изобретению акустическое воздействие осуществляют скважинным акустическим излучателем, регенерирующим ультразвуковые волны с частотой 15-100 кГц и интенсивностью 0,2-5 Вт/см², который предварительно устанавливают на уровне верхней границы локализованной зоны отложений, а затем, по мере их разрушения, производят его спуск на все последующие уровни отложений до восстановления начальных значений пластового давления и дебита, причем в малодебитных скважинах ультразвуковое воздействие осуществляют непосредственно при истечении добываемого флюида, а в остановленных скважинах одновременно со спуском излучателя производят закачку добываемого флюида, либо смеси его с метанолом, в соотношении от 1:0,005 до 1:500, до уровня, при котором заливаемая жидкость начинает вытекать из устья скважины;

а также тем, что время на каждой точке ультразвукового воздействия составляет от 15 с до 5 ч.

Способ осуществляют следующим образом.

В разрезе скважины локализуют зоны гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, в т.ч. в виде пробок, и осуществляют оценку текущих значений устьевого давления и дебита. Затем в остановленную скважину, имеющую отложения в виде пробок, непосредственно на поверхность пробки производят закачку добываемого флюида (нефти или газоконденсата) или его смеси с метанолом в соотношении, соответственно, от 1:0,005 до 1:500 до уровня, при котором столб заливаемой жидкости начинает вытекать из устья скважины. Одновременно с закачкой жидкости осуществляют спуск в скважину расположенной в насосно-компрессорных трубах акустической скважинной аппаратуры и установку ее в начальный момент непосредственно на поверхность пробки. В малодебитных скважинах установку акустической скважинной аппаратуры осуществляют при истечении в скважине добываемого флюида на уровне верхней границы начала отложений. Скважинную аппаратуру включают в режиме, обеспечивающем излучение акустических волн с частотой в интервале 15-100 кГц и интенсивностью в интервале 0,2-5 Вт/см², переносящих механическую энергию, достаточную для разрушения отложений, присущих каждой обрабатываемой скважине, в том числе эксплуатируемой в многолетнемерзлых породах.

По мере разрушения отложений в обрабатываемой зоне производят последовательный спуск скважинной акустической аппаратуры до уровня верхней границы следующей зоны отложений или на поверхность следующей пробки, вновь включают излучатель, как правило, в режиме, формирующим ультразвуковую волну с теми же характеристиками, и ведут обработку отложений в новой зоне. Описанные действия повторяют вплоть до прохождения последней локализованной зоны отложений.

Критерием полного разрушения отложений как в остановленных, так и в малодебитных скважинах является восстановление давления на устье скважины и ее дебита до их начальных значений.

Следует отметить, что при выборе режима ультразвукового воздействия на гидратные, газогидратные и гидратоуглеводородные отложения каждой скважины следует учитывать ряд факторов, характерных именно для этой скважины, таких, например, как способ добычи флюида (фонтанный или насосный), качество флюида (количество воды, нефти, парафинов...), геологические и климатические условия и т.д., которые в совокупности формируют отложения с определенной структурой, прочность кристаллической решетки которых и будет являться критерием выбора режима их ультразвуковой обработки в указанных выше интервалах. Соответственно, время работы скважинной аппаратуры на точках ультразвукового воздействия определяется количеством, составом и типом гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений, то есть, количеством и прочностью кристаллической решетки разрушаемых отложений, и, соответственно, характеристикой воздействующего на них ультразвукового излучения, и лежит, как правило, в интервале от 15 с до 5 ч. За этот период времени под воздействием акустических волн происходит расформирование зоны гидратных, газогидратных и гидратоуглеводородных отложений и восстановление начальных значений давления на устье скважины и ее дебита, постоянный замер которых ведется с момента начала работы по акустическому воздействию и до ее завершения.

При технической возможности ведется оценка количества минеральной примеси в ловушке скважинного трубопровода.

Для оценки характера и степени воздействия ультразвукового поля на гидратные, газогидратные и гидратоуглеводородные отложения после завершения работ в скважине проводят промысловый комплекс геофизических исследований (ГИС) и газодинамические исследования.

Ниже приведены примеры обработки газовых скважин Мастахского газоконденсатного месторождения, иллюстрирующие изобретение, но не ограничивающие его.

Пример 1. После обработки скважины с залеганием продуктивного пласта на глубине 3220-3228 м и с гидратными, газогидратными и гидратоуглеводородными отложениями в виде пробки длиной 350 м ультразвуковым полем с частотой волны 20 кГц и интенсивностью 2 Вт/см², после закачки газоконденсата на глубину расположения гидратной пробки начальные значения давления на устье скважины и ее дебит были полностью восстановлены в течение 60 часов работы акустической аппаратуры.

Пример 2. После обработки скважины с залеганием продуктивного пласта на глубине 3220-3228 м и с гидратными, газогидратными и гидратоуглеводородными отложениями в виде поверхностных отложений длиной 600 м на стенке насосно-компрессорных труб акустическим полем с частотой волны 20 кГц и интенсивностью 0,5 Вт/см² в режиме добычи газа из продуктивного пласта давление на устье скважины и ее дебит были полностью восстановлены в течение 36 часов работы акустической аппаратуры.

Пример 3. После обработки скважины с залеганием продуктивного пласта на глубине 3220-3228 м и с гидратными, газогидратными и гидратоуглеводородными отложениями в виде пробки длиной 350 м ультразвуковым воздействием с частотой волны 20 кГц и интенсивностью 1 Вт/см² в режиме после закачки газоконденсата в смеси с метанолом в соотношении газоконденсат:метанол, равном 1:500, на глубину расположения гидратной пробки начальные значения давления на устье скважины и ее дебит были полностью восстановлены в течение 48 часов работы акустической аппаратуры.

В нижеследующем примере представлены материалы по ликвидации газогидратоуглеводородных отложений в нефтяных скважинах на стенках труб эксплуатационных колонн (ЭК) насосно-компрессорных труб (НКТ).

Пример 4. В скважине №421 Казаковского месторождения нефти (интервал перфорации 1638,5-1642 м и 1649-1652,5 м) на глубине 600 м в стволе ЭК были газогидратоуглеводородные отложения на стенке труб, что не позволяло осуществить спуск акустического прибора в интервал перфораций для обработки призабойной зоны. После залива в ствол скважины до ее устья добываемой нефти, включения прибора для ультразвукового воздействия с частотой 18-25 кГц и интенсивностью 2 Вт/см² отложения, последние были ликвидированы на расстоянии 120 м в течение 5 часов и затем ультразвуковой прибор спускался с нормальной скоростью 450 м/мин, как при стандартных геофизических исследованиях. В результате ультразвукового воздействия были расформированы трубные газогидратоуглеводородные отложения толщиной 10-11 мм. После обработки дебит скважины был восстановлен.