Диплом. 1 Геологопромысловая характеристика месторождения
 Скачать 2.2 Mb.
|
Реагенты, применяемые для приготовления кислотных растворовСоляная кислота. Химическими заводами вырабатывается несколько сортов технической соляной кислоты, различающихся между собой концентрацией НСl и содержанием вредных примесей — железа, серной кислоты и др. Лучшим сортом по этим признакам является синтетическая соляная кислота, имеющая следующие показатели: содержание НСl— не менее 31%; железа— не более 0,02%; серной кислоты— не более 0,005%. Фтористоводородная (плавиковая) кислота. Для обработок скважин применяют техническую плавиковую кислоту с содержанием HF не менее 40%,кремнефтористоводородной кислоты не более 0,4% и серной кислоты не более 0,05%. Ингибиторы коррозии. Растворы соляной кислоты с содержанием НСl, равным 10% и выше, которые обычно применяют при обработках скважин, вызывают сильную коррозию металлического оборудования. Чем выше концентрация НСl в растворе кислоты, тем в большей мере и быстреепроисходит коррозионное разрушение металла. При этом, помимо причинения прямого ущерба оборудованию скважины, все растворенное в кислоте железо неизбежно выпадает в форме объемистого осадка гидратных соединений окиси железа в поровом пространстве пласта. Добавлением специальных реагентов к рабочим растворам соляной кислоты достигается ослабление коррозионной активности соляной кислоты в отношении металла, что обеспечивает удлинение срока службы оборудования и предупреждает выпадение в пласте осадка окиси железа. Такие вещества называются ингибиторами В качестве ингибиторов применим следующие реагенты. Катапин-А — катионное поверхностно-активное вещество. При дозировке его в количестве 0,025% от общего количества кислотного раствора коррозионная активность последнего снижается в 45 раз. Этот реагент хорошо растворяется в кислотных растворах, а после нейтрализации кислоты каких-либо осадков в порах породы не образуется. Однако катапин-А при высоких температурах в скважине сильно снижает антикоррозионную активность. Поэтому при температуре 80—100°С и более рекомендуется применять другие реагенты. В скважине №4083 температура на забое в пределах 40 градусов, следовательно можно применять данный ингибитор Стабилизаторы. Стабилизаторами в условиях солянокислотных обработок скважин называются реагенты, добавляемые в раствор кислоты с целью предупреждения выпадения из него осадков окисного железа. Дело в том, что кислота, полученная с заводов, часто содержит повышенное количество железа — 0,5— 0,7% и более. В дальнейшем содержание железа может значительно повыситься в процессе транспортирования и хранения кислоты вследствие коррозии металла, а также растворения продуктов коррозии на металлических частях оборудования и труб. В качестве стабилизатора кислотного раствора применимуксусную кислоту (СНзСООН), которая предупреждает выпадение осадков железа израствора. При небольшом содержании в соляно кислотном растворе железа (0,1% и менее) рекомендуется добавлять в него 1% уксусной кислоты, при содержании железа до 0,5% добавляется 2% этой кислоты в пересчете на 100%-ную концентрацию. 2.4 Схемы размещения оборудования Схема размещения оборудования при кислотной обработке и при промывке песчаной пробки приведены на рисунках 2.3., 2.4.  Рис.2.3 Типовая схема обвязки устья скважины и размещения оборудования при проведении промывки 1 - Скважина; 2 - Установка М-20;3 - Блок превенторов БП-65х35; 4 - Инжектор; 5 - БДТ; 6 - Задавочная линия НКТ-73- 114; 7 - Линия на ГФУ, 73 114; 8 - Цементировочный агрегат ЦА-320; 9 - Емкостной парк; 10 - Обратная (сливная) линия НКТ-73- 114; 11 - Вагон-городок12 - Вахтовый автобус; 13 - ПЭС с прожекторами освещения  Рис. 2.4. Принципиальная схема обвязки скважины и оборудования при кислотной обработке пласта 1 – устье скважины; 2- линия высокого давлениязатрубного пространства; 3 - линия высокого давления от соседней скважины (шлейфа); 4 – циркуляционная емкость; 5 – цементировочные агрегаты; 6 – емкость для продавочной (буферной) жидкости; 7 – емкость для кислотного раствора; 8 – емкость для сбора отработанного кислотного раствора; 9 – линия высокого давления к трубному пространству; 10 – кран высокого давления; 11- обратный клапан 2.5 Продуктивность применения ГНКТ       226,560<743,400 Как видно из данной таблицы оперативные затраты составили 226.560 тыс. руб. А доход с дополнительной добычи составил 734.400 тыс. руб., что на 516.840 тыс. руб. больше затрат. Расчет проведен с учетом дополнительной добычи в первый месяц после обработки. 3 ТРЕБОВАНИЯ БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ РАБОТ ПО УВЕЛИЧЕНИЮ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН Организация, эксплуатирующая опасный производственный объект, обязана осуществлять мероприятия по обеспечению промышленной безопасности, установленные Федеральным законом от 21.07.97 №116-ФЗ «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» и ПБ 08-624-03. Закачка химреагентов 3.5.3.14. Работы должны выполняться с применением необходимых средств индивидуальной защиты и в соответствии с требованиями инструкции по применению данного реагента. 3.5.3.15. На месте проведения работ по закачке агрессивных химреагентов (серной, соляной, фторной кислоты и т.д.) должен быть: - аварийный запас спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты; - запас чистой пресной воды; - нейтрализующие компоненты для раствора (мел, известь, хлорамин). 3.5.3.16. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения. 3.5.3.17. После закачки химреагентов или других вредных веществ до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость. 3.5.3.18. Для определения концентрации паров серной кислоты и серного ангидрида бригада должна быть обеспечена газоанализаторами. 3.5.3.19. Загрузка термореактора магнием должна проводиться непосредственно перед спуском его в скважину. 3.5.3.20. Загруженный магнием термореактор, емкости и места работы с магнием необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от нагнетательных трубопроводов и емкостей с кислотами. Эксплуатация и ремонт скважин 6.5.2.1. Наземное оборудование должно иметь продувочную и аварийную (для глушения скважины) линии длиной не менее 100 м, опрессованную с коэффициентом запаса, равным 1,25 от ожидаемого максимального давления. Линии должны быть оборудованы обратными клапанами и иметь возможность подключения контрольно-регистрирующей аппаратуры. 6.5.2.2. Запрещается эксплуатация скважины фонтанным способом без забойного скважинного оборудования, включающего: - посадочный ниппель для приемного клапана и глухой пробки; - пакер для предохранения эксплуатационной колонны, клапан циркуляционный, клапан ингибиторный, приустьевой клапан-отсекатель. После установки пакер подлежит испытанию на герметичность, а затрубное пространство скважины над пакером заполняется раствором ингибиторной жидкости. В разведочных скважинах допускаются освоение и исследование скважин без забойного скважинного оборудования при обязательном ингибировании эксплуатационной лифтовой колонн. 6.5.2.3. Управление центральной задвижкой, первыми от устья боковыми задвижками, установленными на струнах фонтанной арматуры, приустьевым клапаном-отсекателем должно быть дистанционным и автоматическим. 6.5.2.4. В процессе эксплуатации должна периодически проводиться проверка клапана-отсекателя на срабатывание в соответствии с рекомендациями (инструкцией) завода-поставщика и регламентом, утвержденным техническим руководителем нефтегазодобывающей организации. 6.5.2.5. Скважины и шлейфы следует осматривать ежедневно при объезде мобильной бригадой в составе не менее двух операторов, имеющих при себе дыхательные аппараты, средства контроля воздуха и связи. Результаты осмотров должны регистрироваться в специальном журнале. 6.5.2.6. При обнаружении в устьевой арматуре утечки нефти, газа, содержащих сероводород, скважину необходимо немедленно закрыть с помощью соответствующей задвижки или приустьевого клапана-отсекателя с пульта управления. При обнаружении утечки сероводорода из выкидной линии скважины необходимо закрыть с пульта управления задвижку на выкидной линии, а также входную задвижку на замерном устройстве. Об этих случаях необходимо оперативно сообщить руководителю объекта и работникам противофонтанной службы. 6.5.2.7. Эксплуатация скважины при наличии межколонного проявления запрещается. При обнаружении давления в межколонном пространстве должны быть проведены необходимые исследования и приняты оперативные меры по выявлению и устранению причины перетока. По результатам исследований решается вопрос о возможности эксплуатации скважины. 6.5.2.8. Перед началом ремонтных работ (смены устьевой арматуры, ремонта подземного оборудования и др.), связанных с разгерметизацией устья, в скважину должна быть закачана жидкость с плотностью, соответствующей рабочему проекту или плану работ, обработанная нейтрализатором сероводорода. Любой ремонт на скважине следует проводить в соответствии с утвержденным планом. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Существует множество методов интенсификации и одним из них является кислотная обработка скважины установкой гибких непрерывных труб. Для успешного выполнения проектных решений по разработке Ямбургского месторождения необходимо проведение ГТМ, направленных на увеличение продуктивности скважин, одним из таких методов является кислотная обработка скважин колонной гибких непрерывных труб (КР7-1 НТ). Применение данной технологии имеет множество плюсов: - отсутствует необходимость в глушении скважины и, как одно из следствий, не ухудшаются коллекторские свойства призабойной зоны пласта; - сокращается время проведения спускоподъемных операций за счет исключения свинчивания (развинчивания) резьбовых соединений колонны труб и проведения всего комплекса ремонтных работ за один спускоподъемный цикл; - уменьшается период подготовительных и заключительных операций при развертывании и свертывании агрегата; - исключается загрязнение окружающей среды технологической и пластовой жидкостями; - нет необходимости предварительного поднятия пакера из скважины и последующей установки его обратно по завершении работ. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.- М.: НТЦ Промышленная безопасность, 2012 - 356 с. Молчанов А.Г., Вайншток С.М., Некрасов В.И., Чернобровкин В.И. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб. 2010 -224с. Рудаков Ю. А. Повышение качества подготовки и реализации проектов развития нефтяного комплекса; ИНФРА-М - Москва, 2013. - 112 c Разработка нефтяных и газовых месторождений : учебное пособие / А. К. Ягафаров [и др.] ; ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2010 – 396 с. Филин В. В. Разработка нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие для студентов вузов / В. В. Филин; ТюмГНГУ. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2012 – 205 с. Дорошенко Е.В. Специалист по ремонту нефтяных и газовых скважин: учебное пособие/ Дорошенко Е.В., Покрепин Б.В., Покрепин Г.В..- Вогоград: Ин-Фолио, 2009 – 288 с. Теория и практика ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: учебное пособие / И. И. Клещенко [и др.] ;ТюмГНГУ. - Тюмень: Экспресс, 2011 – 386 с. Осложнения и аварии при эксплуатации и ремонте скважин: учебное пособие для студентов вузов, / Г. П. Зозуля [и др.] ; ред. Г. П. Зозуля. – Тюмень :ТюмГНГУ, 2012 – 372с. Применение колонн гибких труб при ремонте и бурении скважин – Тюмень: ТюмГНГУ, 2011 – 18с. План работ по капитальному ремонту скважины №4083 ООО "Ямбурггаздобыча" 2011 |