Современные методы скребкования и исследования нефтегазовых скважин

Измерения при исследованиях скважин

Для оценки состояния нефтегазодобывающей шахты проводится множество измерений и исследований для определения эффективности работы скважин, выявления проблем и оптимизации процессов добычи. К основным видам измерений относятся:

• измерение давления в скважине, позволяющее оценить состояние пласта и выявить потенциальные проблемы, такие как заторы или утечки. Оптимальные показатели зависят от типа месторождения, но резкие колебания требуют вмешательства;
• температурные измерения помогают понять термодинамические процессы, происходящие в пласте. Например, повышение температуры может свидетельствовать о перегреве оборудования или химических процессах в пласте;
• оценка дебита – измеряется в м³/сут. или баррель/сут. Отклонения от нормы могут указывать на засорение или падение пластового давления;
• анализ состава флюидов, включая нефть, газ и воду, помогает оценить качество продукции и выявить возможные проблемы;
• геофизические исследования, включая каротаж, используются для получения информации о геологической структуре и характеристиках пласта;
• мониторинг коррозии включает измерения, направленные на оценку состояния трубопроводов и оборудования, что помогает выявить коррозионные процессы и предотвратить аварии.

Эти измерения и исследования не только способствуют поддержанию оптимальных условий работы скважин, но и помогают разрабатывать стратегии для повышения их продуктивности и снижения эксплуатационных затрат.

Для проведения измерений и исследований активно применяются следующие инструменты:

• приборы на скребковой проволоке – предназначены для скребкования скважин, забора проб с нужной глубины;
• ловители – предназначены для проведения аварийных работ по извлечению потерянных глубинных приборов, скребков или оборванной проволоки, кабеля из колонны НКТ ;
• лубрикаторы – используются для герметизации устья скважины в ходе проведения спуско-подъемных операций;
• превенторы – предназначены для спуска и подъема скважинных приборов на скребковой проволоке без разгерметизации устья скважины;
• ловильно-сигнальные устройства (ЛСУ) – предотвращают потерю прибора или скребка в скважине при обрыве проволоки или кабеля после удара о сальниковое устройство лубрикатора и сигнализируют о прохождении приборов в приемную камеру лубрикатора;
• диафрагменные измерители критического течения (например, ДИКТ-50 и ДИКТ-100 ) – предназначены для замера расхода газа при критическом истечении через диафрагму с выпуском газа в атмосферу.

К оборудованию, используемому на скважинах и для их очистки, предъявляются следующие требования:

• прочность и устойчивость к агрессивным средам;
• высокая точность измерений;
• автоматизированные системы мониторинга;
• минимальные затраты на обслуживание.

АСПО как проблема при обслуживании нефтегазовых скважин

При разработке нефтегазовых месторождений одной из задач сотрудников нефтегазовой отрасли является борьба с асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) , которые чаще всего становятся причиной отказа глубинно-насосного оборудования и уменьшения дебита нефти.

Процесс поддержания продуктивности нефтегазовых скважин включает в себя комплекс мероприятий, направленных на удаление препятствий для нормального притока нефти и газа, мониторинг состояния эксплуатационной колонны и анализ работы оборудования.

Справка

АСПО представляет собой сложную смесь углеводородов, включающую парафины, асфальтосмолистые вещества (АСВ), силикагелевую смолу, воду, масла и механические примеси.

Парафины, составляющие от 20% до 70% по массе в АСПО, находятся в нефти в растворенном виде и делятся на малопарафиновые (содержание менее 1,5%), парафиновые (содержание от 1,5% до 6%) и высокопарафиновые (содержание более 6%).

Чаще всего отложения парафина встречаются в таких местах, как скважинные насосы, насосно-компрессорные трубы, выкидные линии от скважин и резервуары на промысловых сборных пунктах. Наиболее интенсивное накопление парафина наблюдается на внутренней поверхности подъемных труб скважин. Для борьбы с АСПО необходимо действовать в двух направлениях: предотвращать образование отложений и удалять уже существующие.

подробнее

К наиболее частым проблемам, которые вызывают асфальтосмолопарафиновые отложения, относятся сужение диаметра трубопроводов и снижение пропускной способности, поломки насосов, компрессоров и других элементов техники, затруднение процесса добычи.

Для предотвращения образования АСПО специалисты нефтегазовой отрасли регулярно проводят следующие мероприятия:

1. Контроль температуры: поддержание оптимальной температуры в скважинах и трубопроводах помогает предотвратить кристаллизацию парафинов и образование отложений;
2. Химические ингибиторы: использование специальных химических добавок, таких как ингибиторы кристаллизации, помогает предотвратить образование отложений, снижая скорость кристаллизации парафинов и асфальтенов;
3. Оптимизация состава флюидов: регулирование состава добываемых углеводородов, включая добавление растворителей или модификаторов, может снизить склонность к образованию отложений;
4. Управление давлением: поддержание оптимального давления в скважине может помочь предотвратить образование АСПО, так как это влияет на растворимость углеводородов;
5. Регулярный мониторинг: использование современных технологий мониторинга, таких как датчики давления и температуры, позволяет своевременно выявлять условия, способствующие образованию отложений.

Депарафинизация – это процесс очистки внутренней поверхности трубопроводов и насосно-компрессорных труб (НКТ) от АСПО. Существует несколько технологий депарафинизации:

• механическая – использование скребков, которые перемещаются по трубопроводу и физически удаляют отложения;
• термическая – разогревание трубопроводов паром или горячей жидкостью для растворения АСПО;
• химическая – применение специальных реагентов, растворяющих парафиновые и смолистые отложения;
• ультразвуковая – использование акустических волн для разрушения отложений.

Каждая технология имеет свои преимущества. Механическая очистка – наиболее надежный метод, но требует регулярного контроля. Термический метод эффективен, но требует значительных энергетических затрат. Химическая очистка позволяет растворять сложные АСПО, но требует правильного подбора реагентов. Ультразвуковая технология является перспективной, но пока имеет ограниченное применение.

Автоматизация процесса депарафинизации

Автоматизация процесса депарафинизации является ключевым элементом в нефтегазовой отрасли, способствующим улучшению эффективности и снижению расходов на очистку трубопроводов и оборудования от АСПО. Автоматизация подразумевает внедрение современных технологий и систем управления, которые позволяют оптимизировать каждый этап депарафинизации, обеспечивая более высокую производительность и надежность операций.

Установки депарафинизации скважин УДС-Техно позволяют проводить механическую очистку внутренних поверхностей насосно-компрессорных труб (НКТ) в автоматическом режиме.

Справка

Станция управления лебедкой СУЛ-02 предназначена для ручного и автоматического управления процессом депарафинизации труб скребками в составе установки депарафинизации скважин УДС-Техно 110.

СУЛ-02 задает параметры работы, контролирует движение скребка и фиксирует ключевые показатели процесса. Режим работы: после перехода станции в режим автоматической чистки начинается процедура подъема скребка в слепом режиме до срабатывания ДВПС – датчика верхнего положения скребка. После того как скребок достиг верха скважины, начинается спуск скребка. Когда скребок достиг глубины спуска, заданной в настройках, станция начинает подъем скребка до верха скважины. После достижения верха скважины происходит спуск скребка в режиме «Парковка» на глубину парковки, заданную в настройках. Скребок будет находиться на данной глубине до начала следующего цикла чистки. Если глубина парковки указана «0», скребок остается в лубрикаторе.

подробнее

Система мониторинга станции обеспечивает:

• определение статуса работоспособности установки – самый важный параметр, позволяющий исключить присутствие оператора на скважине и контролировать сразу нескольких скважин;
• контроль параметров депарафинизации в реальном времени – в процессе работы система фиксирует глубину скребкования, давление, температуру, скорость перемещения скребка и состояние отложений. Это позволяет оперативно реагировать на изменения в скважине и предотвращать аварийные ситуации;
• передачу данных на удаленный сервер – данные передаются через GSM/спутниковый канал и доступны операторам в режиме реального времени;
• анализ эффективности очистки – эффективность определяется путем сравнения параметров до и после очистки. Например, снижение гидравлического сопротивления в трубах указывает на успешное удаление отложений. Также фиксируется дебит скважины до и после процедуры;
• программное обеспечение – для анализа данных используется приложение TS-Tehsmart server. Также работу установок можно контролировать через сайт tehsmart.online, где у каждого заказчика есть личный кабинет с отображением всех установок. ПО дает возможность построения графиков, прогнозирования состояния и автоматической корректировки параметров очистки.

Автоматизированный контроль процессов позволяет проводить очистку в наиболее благоприятных условиях, минимизируя риск образования парафиновых пробок.

Точные измерения и автоматизация процессов скребкования и исследований нефтегазовых скважин играют ключевую роль в поддержании стабильного уровня добычи. Интеграция современных измерительных технологий с системами онлайн-мониторинга помогает нефтегазовым компаниям снижать эксплуатационные затраты, минимизировать простои и повышать рентабельность добычи.