Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ промыслового опыта эксплуатации добывающих скважин в осложнённых условиях и постановка задач исследований 9
1.1 Особенности условий эксплуатации насосного оборудования в условиях повышенной коррозии, износа и твёрдых отложений 9
1.2 Анализ причин отказа глубиннонасосного оборудования (ГНО) скважин, оснащённых установками штанговых глубинных насосов (УШГЫ), на примере добывающего фонда ТГШ «Лангепаснефтегаз» 12
1.3 Методы совершенствования режимов работы механизированного фонда скважин 26
1.4 Осложнения, связанные с образованием в стволе скважины гидратопарафиновых пробок 49
1.5 Постановка задач исследований 53
Выводы 53
2 Лабораторные исследования электрохимического метода защиты скважинного оборудования от коррозии 55
2.1 Коррозионно-метрические исследования скорости коррозии образцов скважинного оборудования 56
2.2 Механизм защиты от коррозии скважинного оборудования и предупреждения твёрдых отложений на поверхности ГНО 65
Выводы 67
3. Методы и устройства для предотвращения усталостно-коррозионного износа, образования и накопления твёрдых отложений в ГНО в интенсивно-искривлённых скважинах 69
4. Технология очистки зумпфа скважин и призабоиной зоны от продуктов кольматации
4.1 Результаты изучения фракционного и минералогического состав механических примесей в продукции скважин 2064/428, 2198/422 и 4943/471 Нивагальского месторождения 76
Выводы 79
5. Электрохимический метод и устройства для ликвидации «глухих» пробок в пространстве добывающих скважин 81
6. Методы совершенствования технологии эксплуатации скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений 86
Основные выводы 101
Список использованной литературы 103
- Особенности условий эксплуатации насосного оборудования в условиях повышенной коррозии, износа и твёрдых отложений
- Осложнения, связанные с образованием в стволе скважины гидратопарафиновых пробок
- Механизм защиты от коррозии скважинного оборудования и предупреждения твёрдых отложений на поверхности ГНО
- Результаты изучения фракционного и минералогического состав механических примесей в продукции скважин 2064/428, 2198/422 и 4943/471 Нивагальского месторождения
Введение к работе
Актуальность проблемы. Постепенное истощение активных запасов
нефти на большинстве месторождений России (в их числе Ромашкинское,
Арланское, Мамонтовское, Самотлорское и др.) сформировало понятие периода
поздней стадии разработки объекта. Он характеризуется накоплением
различных признаков техногенного воздействия на пласт вследствие
нагнетания воды, охлаждения пластов, применения микробиологических,
физико-химических и других методов вытеснения нефти, ведущих к ухудшения
фильтрационных характеристик пластовых коллекторов и флюидов. Поздняя
стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений страны
обусловила также необходимость особого подхода к технике и технологии
добычи нефти для решения старых и новых проблем. Интенсивный
коррозионно-механический износ подземного глубинно-насосного
оборудования (ГНО) приводит к его сквозному разрушению. Образование отложений в иризабойной зоны пласта (ПЗП) приводит к снижению проницаемости в этой части коллектора и к неоднородностям профилей притока и приёмистости. Загрязнение насосно-компрессорных труб (НТСТ) существенно уменьшает их фактический диаметр, что значительно снижает текущий дебит скважин. Твёрдые отложения забивают проточные части установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), так же как и установок штанговых глубинных насосов (УШГН), что приводит к выводу их из строя.
Компонентный состав имеющихся в настоящее время скважинных твёрдых и жидких отложений характеризуется резким увеличением содержания смолистоасфальтовых составляющих, гидратов, солей, продуктов коррозии и образованием эмульсий.
Таким образом, добыча обводнённой нефти в интенсивно-искривлённых скважинах приводит к преждевременному выходу из строя нефтепромыслового оборудования и ремонтам скважин из-за износа, роста динамических нагрузок, коррозии металла оборудования, увеличивает расход электроэнергии, требует дополнительных материальных и трудовых затрат, т.е. в целом приводит к
ухудшению технико-экономических показателей работы нефтедобывающих предприятий и компаний в целом.
Применяемые методы воздействия, препятствующие отложению солей, АСГТО и коррозии, в основном базирующиеся на кислотных обработках в сочетании с использованием лучших известных ПАВ и ингибиторов коррозии, оказались недостаточно эффективны.
С учётом изложенного, назрела необходимость совершенствования существующих и создания новых технологий добычи нефти для скважин осложнённого фонда на поздней стадии их эксплуатации.
К осложняющим факторам относятся растущие скорости усталостно-коррозионного разрушения ГНО и работа подземного оборудования в условиях роста обводнённости и механических засорений.
Анализ литературных источников и патентных материалов также показал, что перечисленные проблемы рассматриваются без адаптации полученных результатов к защите глубинно-насосного оборудования, особенно в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений и скважин малодебитного фонда. В своём большинстве работы в области предупреждения отложений солей, парафина и коррозии посвящены разработке и использованию химических методов - ингибиторов коррозии.
Целью настоящей работы является разработка методов выявления наиболее подверженных коррозионно-механическому износу элементов и участков подземного оборудования и внедрения на их основе эффективных профилактических мероприятий и устройств яо предотвращению осложнений в интенсивно-искривленных скважинах в процессе добычи.
Основные задачи исследований. В соответствии с целью работы основными задачами диссертационной работы являются:
1. изучение технологии борьбы и предотвращения коррозионно-механических разрушений глубинно-насосного оборудования, соле- и парафиногидратных
отложений в интенсивно-искривленных скважинах с повышенной обводнённостью и минерализацией;
2. разработка средств для очистки зумпфа скважин и призабойной зоны пласта
от кольматационных отложений;
3. разработка электрохимического метода ликвидации «глухих» пробок в
пространстве скважин, оснащённых УЭЦН и УШГН;
4. разработка практических рекомендаций и усовершенствований
интенсификации существующих методов добычи в условиях эксплуатации
месторождений на поздней стадии их разработки.
Методы исследования. Решение поставленных задач основано на комплексном подходе с использованием физических, электрохимических методов, методов статистического анализа и применяющихся методов интенсификации добычи.
Научная новизна.
1. Установлено, что в качестве способа предотвращения коррозионно-
механического разрушения подземного скважинного оборудования можно
использовать вариант протекторной защиты с использованием ионной связи
между электродами и яластовои воды в качестве электролита, в качестве
материала «жертвенного» анода - электрод из сплава МА-5.
Исследован механизм предотвращения твёрдых отложений в скважинном оборудовании добывающих скважин и условий создания защитной плёнки на скважинном оборудовании непосредственно в процессе добычи.
Предложен ряд устройство для депрессионной очистки забоя скважин от кольматационных отложений.
Разработаны скважинные устройства по ликвидации парафиногидратных lipuGoK в затрубиом пространстве скважин, оборудованных УШГН, и в колонне НКТ скважин, оснащённых УЭЦН, и выводу их из бездействующего фонда.
5. Предложены новые способы добычи нефти на основе создания благоприятных газожидкостных структур и снижение плотности лифтируемой жидкости.
Основные защищаемые положения
1 Результаты экспериментального изучения особенностей катодной (протекторной) защиты от коррозии в пластовой жидкости с использованием эффектов электролиза воды эмульгированной в нефти.
2. Геолого-технические особенности ионно-плазмениого метода
ликвидации «глухих» пробок в межтрубном пространстве скважин оснащённых
УШГН.
3. Технологические особенности применения электрохимических методов
интенсификации добычи нефти в осложнённых скважинах на поздней стадии
разработки месторождений.
Практическая ценность. Разработанные методические рекомендации позволяют использовать набор разработанных автором необходимых технических средств для того, чтобы снизить механические напряжения в колонне насосных штанг и НКТ от изгибающих нагрузок в искривлённых скважинах, увеличить концентрацию абразивного кольматирующего материала, выносимого из зумпфа и призабойной зоны пласта, исключить влияние высокоминерализованных пластовых вод на коррозионную стойкость скважинного оборудования.
С учётом механизма коррозжшно-механического разрушения ГНО создан комплекс технических средств по предупреждению твёрдых отложений различной природы и обеспечена возможность повышения времени наработки ГНО на отказ.
Реализация работы. Разработанные методические рекомендации и комплекс технических решений по предотвращению износа глубинно-насосного оборудования и предупреждению твёрдых и жидких (эмульсии)
отложений используются в скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» и ТПП «Когалымнефтегаз».
В результате применения разработанных устройств очистки зумпфа скважин и шарнирных соединений на скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» годовой экономический эффект составил 622, 3 тыс. руб.
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы обсуждались:
-на научно-технических совещаниях в ТПП «Лангепаснефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», 000 «КогалымНИПИнефть» в 2003-2005г.,
-на научно производственной конференции «Проблемы нефтедобычи Волго-Уральского региона:» (г. Уфа, 2001),
-на Первой научно-практической конференции 000
«КогалымНИПИнефть», (г. Когалым, 2001),
- на 12-том Европейском симпозиуме «Повышение нефтеотдачи пластов», (г. Казань, 2003).
*
Особенности условий эксплуатации насосного оборудования в условиях повышенной коррозии, износа и твёрдых отложений
Поздняя стадия выработки основных запасов нефтяных месторождений страны обусловила необходимость особого подхода к технике и технологии добычи нефти для решения старых и новых проблем [15, 31, 37, 40].
В частности, добываемая продукция и условия эксплуатации месторождений Западного Приобья имеют специфические особенности, осложняющие добычу, транспорт и подготовку нефти [1, 15,107, 108].
Одна из самых сложных проблем обусловлена разбуриванием месторождений Западной Сибири исключительно кустовыми наклонно направленными скважинами (ЫНС). Наклонно-направленный характер профиля в сочетании с рядом факторов, присущих указанным месторождениям, осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и, в конечном счете, заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти [21, 25, 34, 52, 50].
К осложняющим факторам следует отнести: повышенную кривизну ствола скважин; усталостно-коррозионный износ скважинного оборудования; отложение парафина в подземных трубах и наземных коммуникациях; значительный рост отложений солей; вынос механических примесей из пласта; наличие интервала глубин вечно мёрзлых пород. Характер профиля ствола большинства скважин определяется требованиями проекта строительства скважины, уровнем техники бурения и квалификацией бурового персонала. Согласно требованиям ТУ ОКБ БН, искривленность ствола скважины в месте подвески насоса не должна превышать 3 на 10 метров. В большинстве построенных и эксплуатирующихся скважин фактическая кривизна в несколько раз превышает допустимую. В качестве примера в табл. 1.1 приведены некоторые конкретные значения по темпам набора кривизны скважины на 10 м глубины в зоне подвески насоса. Таким образом, получаемый в итоге профиль ствола оказывается неблагоприятным для последующей эксплуатации скважины механизированным способом. Кривизна стволов скважин, в ряде случаев доходящая по зенитному углу до 70 и по интенсивности искривления до 4,8 на 1 0 м (Покомасовское месторождение ТИП «Лангеласнефтегаз») вызывает заклинивание насосов, обрывы штанг и «полеты» УЭЦН. На скважинах 279/13, 543/41, 566/41, 530/40 (Ватьеганского месторождения ТПТТ "Когалымнефтегаз") с глубиной расположения таких участков 89-101, 122-128, 210-220 м и интенсивностью набора кривизны 3,4; 3,8; 2,9 и 3,5 на 10 м соответственно произошли «полеты» НКТ вследствие истирания труб и обрывов штанговых колонн. «Полеты» труб при этом произошли в среднем по истечении 240 суток, а обрывы штанговых колонн-75 суток [21].
Особенно сильно влияние кривизны ствола отражается на показателях эксплуатации УЭЦН. В качестве примера в таблице 1.1 приведены некоторые конкретные значения по кривизне скважин на 10 м глубины в зоне подвески насоса.
Видно, что в среднем кривизна превышает допустимую величину (2 на 10 м) на порядок. По скв.268 кривизна превышает её в 50 раз. Согласно другим требованиям максимальное отклонение скважины от вертикали в зоне подвески насоса не должно превышать 40. По некоторым скважинам угол отклонения превышает допустимую величину (см. таблицу 1.2).
В отношении соблюдения интенсивности искривления в зоне набора кривизны можно отметить следующее. Прохождение установки через зону набора кривизны особенно сильно оказывает влияние на ход последующей эксплуатации. Чрезмерная деформация корпуса установки незамедлительно сказывается на последующей работе УЭЦН, увеличивая механические напряжения и её усталостно-коррозионный износ.
Из 196 скважин только в 51 соблюдены эти требования. В таблице 1.3 приведены сведения о кривизне отдельных скважин.
Из таблицы 1.3 видно, что по некоторым скважинам кривизна в зоне ее набора превышает допустимое значение в 3 и более раз. Все эти условия существенно снижают межремонтный период (МРП) скважин.
Сверхнормативное искривление ствола скважин является также источником возникновения нового вида напряжений в работе штанговой колонны - дополнительных напряжений от изгиба штанг. Результаты расчетов на примере скважины № 435 (Северо-Салымское месторождение, АО «ЮНГ») показали существенное превышение приведенных напряжений в материале ііггаиг на участках повышенной кривизны ствола скважины. Указанные факторы в сочетании с дефицитом оборудования приводят к увеличению бездействующего фонда скважин (Северо-Салымское - 18,5 %, Мамонтовское - 52,5 % насосного фонда АО «ЮНГ»).
Отсутствие учета кривизны ствола скважины в рабочей зоне насоса и температурного режима также вызывает повышенное количество отказов подземного оборудования, связанных с заклиниванием плунжерной пары. Эти отказы, снижают годовой объём добычи нефти.
Осложнения, связанные с образованием в стволе скважины гидратопарафиновых пробок
Месторождения севера Тюменской области расположены в районах многолетнемерзлых пород, характеризующихся отрицательными температурами верхних пластов. Это способствует резкому охлаждению продукции скважин, что обуславливает образование парафиногидратных и і идратньїх пробок. Этот процесс наиболее интенсивно идет в простаивающих скважинах. Исследования показали, что при наличии в добываемом газе влаги, а она там содержится (например при Т = 20 С и давлении 20 МПа, в 1000 м3 газа содержится до 1 кг воды), объективно существуют условия для образования гидратов в системе при следующих условиях - Таблица 1.17 [21].
В реальных условиях гидраты могут образовываться в скважинах с дебитом менее 50 т/сут преимущественно в интервале 1 0.. .250 м. В этих же интервалах идет интенсивное парафиноотложение на поверхности НКТ, штуцирование проходного сечении трубы за счет АСПО-способствует интенсивному газовыделению и, как следствие, активному образованию парафиногидратных пробок [95, 96, 99, 102].
Охлаждающее влияние многолетнемерзлых пород настолько значительно, что на устье добывающих скважин температура нефти может оказаться весьма низкой, особенно при дебитах скважин не более 100 т/сут. Об этом свидетельствуют данные замеров температуры нефти на устье некоторых добывающих скважин Муравленковского месторождения, представленные в таблице 1.18.
Температура нефти в стволе скважины значительно снижается при уменьшении ее дебита и особенно при простое скважины.
Анализ результатов изучения состава "пробок", сопоставление составов попутных газов и газа, выделившегося при разложении пробки, позволяют прийти к выводу, что образующиеся "пробок" имеют гидратно-нефтяную природу. Образец, как правило, представляет собой темно-бурую массу, которая в атмосферных условиях разлагается на жидкость, газ и механические примеси, причем температура продуктов разложения приближается к 1 ...2 С (таблица 1.19).
Компонентный состав гидратных образований и выделившегося газа указывают, что они имеют комплексный характер, а состав газа соответствует попутному газу, причем массовые содержания компонентов достаточно хорошо коррелируются.
Разработка мероприятий по предупреждению образования парафино-гидратных пробок в добывающих скважинах определяется режимом эксплуатации скважин, давлением и температурой в подъемной колонне, наличием воды и максимально возможным индексом снижения температуры газа.
Поскольку гидраты представляют собой малоустойчивые молекулярные соединения, то при повышения температуры они быстротечно разлагаются.
Гидратообразование может быть предотвращено путем воздействия на систему (газ + вода). Дегидратация газа может осуществляться раствором хлористого кальция и диэтиленгликолем (ДЭГ). Водный раствор ДЭГ имеет очень низкую температуру замерзания, кроме того, ДЭГ снижает точку росы газа до желаемого значения, при котором образование гидратов не происходит. На практике для предотвращения образования гидратов не исключено и применение раствора едкого калия, метанола или других композиционных составов, связывающих воду.
Охлаждение нефти в остановленных скважинах приводит к прихвату НКТ. Образование пробок в затрубном пространстве требует проведения дорогостоящих капитальных ремонтов скважин. При проведении подземного ремонта скважин (ПРС) становится невозможной циркуляция жидкости, и скважина требует привлечения бригад капитального ремонта на длительное время. В НГДУ "Повхнефть" по этим причинам были проведены ремонты по фонду УСШН (436 скв.) из-за:
- отсутствия циркуляции (скв. 2080, 1470, 4454, 226, 4453, 1751, 4108, 1126, 526, 416, 233, 245, 1080, 125,4317, 2114,2151);
- прихвата НКТ (скв. 4540, 4206, 4095);
- обрыва НКТ (скв. 4582, 2009).
Механизм защиты от коррозии скважинного оборудования и предупреждения твёрдых отложений на поверхности ГНО
По результатам промысловых испытаний стальных поверхностей корпуса протектора и труб НКТ, подвергшихся воздействию варианта протекторной защиты, установлено, что после их более чем двухсотсуточной эксплуатации цвет поверхности стали был изменен черной пленкой, покрытой бело-серыми известковыми отложениями.
На поверхности защищаемой конструкции черная пленка, образовавшаяся в результате действия катодной защиты, усиливает пленку прокатной окалины, делая два источника черной пленки практически неразличимыми. При отсутствии протекторной защиты цвет поверхности НКТ меняется за счет красной ржавчины гематита (КегОз), которая указывает на активный процесс коррозии. Собранные образцы коррозионных отложений на НКТ были подвергнуты рентгеноскопическому анализу. Как оказалось, основным компонентом пленки, образующейся под действием катодной защиты, является магнетит (Fe304). Анализ бело-серых известковых отложений на поверхности оборудования выявил наличие солей натрия, магния и кальция, особенно карбонатов и сульфатов. Формируемая пленка придает пассивность стали, доступной коррозии или катодным реакциям, обеспечивая иммунитет от коррозии. Образование пленок магнетита ведёт к блокировке дефектов поверхности и означает, что нет доступа электролита к поверхности, следовательно, нет условий для развития коррозии.
В большинстве случаев при изучении катодной защиты не принимаются во внимание процессы, происходящие на коррозируемых поверхностях, в частности, образование поверхностных пленок. Они важны не только при оценке работы системы катодной защиты и контроле коррозии, а также при изучении свойств этих плёнок в процессе формировании отложений солей, гидратов и парафина. При катодной (протекторной) защите, в случае ионной связи между электродами, имеют место четыре электрохимические реакции: растворение протектора, восстановление растворенного кислорода, электролиз свободной воды и образование оксидной плёнки (магнетит). Считалось, что при потенциалах, обеспечивающих возможность разложения воды, происходит потеря тока катодной защиты, сопровождающаяся ускоренным разрушением защитного покрытия и созданием условий для образования карбоната/бикарбоната, что является одним из условий появления растрескивания под напряжением.
Как показали проведённые лабораторные исследования, электролитическое воздействие приводит к появлению газовых пузырьков малого радиуса на поверхности защищаемого металла, с электрически заряженной поверхностью и, тем самым, устойчивых к охлопыванию.
Благодаря таким свойствам пузырьки, образовываясь и всплывая по поверхности НКТ, захватывают частицы твёрдых отложений и, внедряясь в АСПО, разрушают их [48]. Это объясняет повышенный вынос АСПО и продуктов коррозии, связанный с отмывом имеющихся отложений при установке протекторов в работающей скважине. К тому же возможность образования хорошо проводящего гладкого покрытия достаточной толщины силы притяжения снижают настолько, что сдвиговые напряжения срывают частицы солей, парафинов, гидратов и продуктов коррозионного износа не только, с поверхности НКТ, но и, возможно, обсадной колонны.
Таким образом, механизм электрохимической очистки стальной поверхности оборудования обводнённых скважин, осложнённых загрязняющими отложениями, представляется следующим образом. Создаваемые в результате электрохимических реакций газовые пузырьки водорода формирующие на поверхности стальной колонны, обладающие хорошей проникающей способностью в жидкой среде и создающие на загрязнённой (парафин, соли, гидраты и продукты коррозии) поверхности м и кро воздействия, нарушают сцепление загрязняющих микрочастиц со стальной поверхностью, обеспечивая разрушение загрязнений, их отрыв от стальной поверхности оборудования и облегчая их удаление восходящим потоком лифтируемой жидкости, а также поверхностно-активными веществами, образующихся в процессе электролиза воды. Одновременно на очищенной стальной поверхности образуется защитная, с малой шероховатостью, пассивирующая плёнка магнетита F3C 45 обеспечивающая иммунитет от коррозии и устранение дефектных зон вдоль колонны.
Учитывая, что электрическое сопротивление оксидной плёнки значительно больше сопротивления чистого металла, большая часть тока, шунтируя защищенные оксидной плёнкой участки поверхности, потечёт к новым участкам стальной поверхности, тем самым, обеспечивая защиту более удалённых участков от места расположения протектора, вверх по колонне НКТ. Очищающий и защитный эффекты проявляются на поверхностях насосного оборудования, имеющего достаточный электрический потенциал.
Для подтверждения некоторых теоретических выкладок необходимо проведение дальнейших исследований.
Результаты изучения фракционного и минералогического состав механических примесей в продукции скважин 2064/428, 2198/422 и 4943/471 Нивагальского месторождения
Немагнитная фракция пробы № 1 скв. 2064/428 (0,0327 г) под бш-гакуляром МСБ -1 представляла собой рыхлый сыпучий материал. На 90 % проба состояла из зерен кварца различной степени окатанности (от угловатых, полуугловатых до полуокатанных). Преобладали полуугловатые кварцевые зерна, размеры которых в поперечнике составляли; max - 0.38 мм, min - 0.10 мм. На остальные 10 % приходились землистые зерна лимонита и единичные кристаллы соли, имеющие форму куба со ступенчатыми углублениями на гранях. Немагнитная фракция пробы № 2 скв. 2198/422 (0,19 г) состояла из полу угловатых, полуокатанных, в большинстве случаев окатанных зерен кварца удлиненной формы в количестве 95 %. Размеры зерен в поперечнике: max - 0.35 мм, min - 0,12 мм. На оставшиеся 5 % приходились; обломки горных пород со сланцеватой текстурой (1 %), зерна лимонита (1 %), полуокатанные зерна пирита (3 %) и единичные кубические кристаллы соли. Немагнитная фракция пробы № 3 (1,567 г) была представлена хорошо окатанными зернами кварца округлой либо удлиненной формы (80 %). Землистые агрегаты лимонита содержались в количестве 15 %. Отмечались единичные натечные агрегаты карбоната с буроватым налетом, имеющие пластинчатую форму. Наряду с этим отмечены образования, представленные зернами кварца и сцементированные лимонитизированным материалом. Вместе с зернами карбоната они составляли 5 % от общей массы. Магнитные фракции всех трех проб были представлены металлической стружкой, чешуйками и корочками ржавчины. В пробах вес магнитной фракции соответственно составлял: № 1-98,65 г, № 2-93,05г, № 3-15,4 г. Исследования проводились также на лазерном анализаторе частиц Х-100. По данным гранулометрического анализа, немагнитные фракции проб № 1 и № 2 характеризовались хорошей сортировкой обломков (средне - мелкозернистая фракция). В обоих случаях преобладали песчаные фракции. В пробе № 3 скв. 4943/471 терригенные обломки характеризуются следующими размерами; max -0,36мм и сред - 0,16мм; а в пробах № 1 и № 2, соответственно- 0,53 мм и 0,17 мм.
Исследования пробы № 3 проводились на ситах с диаметром ситового отверстия ( 5- 0,01 мм). По данным ситового анализа, проба характеризовалась средней сортировкой обломков присутствовали мелкозернистая, среднезернистая, крупнозернистая фракции и корочки карбонатов с размерами-0,1-2,44 мм.
Песчаный материал проб № 1, № 2 и № 3 отобранный, соответственно, из зумпфа скважин Ms 2064/428, 2198/422, 4943/471, характеризовался преобладанием магнитной фракции (металлическая стружка, чешуйки и корочки ржавчины, более 90 % от общего веса проб); немагнитная фракция (менее і 0%) в основном состояла из хорошо окатанных обломков кварца покрытых бурой пленкой ржавчины, ожелезнениых обломков горных пород и минералов (карбонат, лимонит, пирит, галлит).
Таким образом доказана возможность выноса из зумпфа скважин твёрдых отложений различной природы устройством УОЗ-4, включающих продукты коррозионного износа (металлическая стружка и др.), которые могут явиться центрами и зародышами отложений другой природы (соли) [41].
В практике работ по очистке скважин от кольматирующего материала, их освоению и интенсификации притока нефти нашли применение гидроимпульсные методы воздействия на призабойную зону пласта. Среди этих методов наибольшее распространение получили: импульсный метод обработки скважин гидроимпульсным насосом, метод ультразвукового воздействия, волновой метод с применением пульсаторов, работающих от потока скважинной жидкости, а также методы циклического воздействия на призабойную зону с применением струйных насосов и устройств для гидравлического и гидрокислотного удара. Сочетание данных методов с кислотной обработкой позволяет обеспечить наиболее эффективное реагентно-импульсное воздействие и вынос кольматанта из скважин, сочетающее физико-химическую и механическую обработки пласта [41]. Экономический эффект от внедрения только одного комплекта устройства УОЗ-4 за неполных два года эксплуатации на 49 скважинах месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» составил 330, 6 тыс. рублей.
Для реализации метода многоциклового гидроимпульсного воздействия и обеспечения возможности выноса кольматанта с использованием струйного насоса ООО «КогалымНИПИнефть», при участии автора, разработан ряд устройств (декольмататоров) проходящих промысловые испытания на месторождениях ТПП «Когалымнефтегаз» (патенты РФ № 2211321, 19866, 29333). Сущность метода заключается в создании комплексного ударно-химического воздействия на призабойную зону пласта различными химическими растворами путём гидравлических ударов многократными дозированными объёмами и последующем выносе продуктов реакции в режиме струйного насоса за одну спускоподъёмную операцию. Под действием перепадов давления упругой волны и кислоты, действующих непосредственно на продуктивный пласт, происходит разрушение кольматирующего материала , глинистых включений, более интенсивное растворение породы и очистка фильтрующих пор [41].
