Практика в нефтяном деле. otchet — ред. Альметьевский государственный нефтяной институт
 Скачать 1.98 Mb.
|
|
4.2 Оборудование нагнетательных скважин Подземная часть должна быть оборудована колонной НКТ ø 2 ", 2,5", 3 ", пакер-лайнер (на соленой воде является обязательным), межтрубная трубка заполнена антикоррозионной жидкостью. Поверхностная часть скважины оснащена устьевой арматурой: АН-65х21 (Зеленодольская); АФК-65х21 (35) (Баку); АНК-65х21 (Воткинская); ASM-40x21 (мелкосерийный Зеленодольск); АНКШ-65х210 К1М (мелкая скользкая воккинская). Эти клапаны используют клапаны следующих марок: ЗМШ-1-65-210 (350) (Баку); ЗМС-65h21 (Зеленодольская), ЗМС-40x21; ZD-65h210M (диск Воткин); ЗДШ-65х210М (дисковая арматура Воткин); ЗДС-65h210M (дисковая сварка Воткина). Обратные клапаны: ВЖНИ-65х210 (Зеленодольский); KO1 65 26x21 (Воткинский); KO2 65 40x21 (Воткинский). Укрепление устья с помощью обвязки связано с линией подачи воды от БГ через линейный клапан, коллектор. В качестве линейного клапана используются вышеупомянутые арматурные клапаны или ЗВД-100x160. Должно быть место для установки дросселя, обратного клапана (если нет в комплекте фитингов), места для установки - портативного измерительного устройства («Panametrics» или «Взлет»), технического манометра. Между трубопроводом скважины (манифольдом) и трубопроводом подачи воды должно быть установлено изоляционное соединение (ТИС или ИФС 65x210 или 80x210). Для пресной воды, устьевой арматуры, скважинного трубопровода и стояка должны быть изолированы. 4.3 Требования к закачиваемой воде Для обеспечения надлежащего впрыска нагнетательных скважин для воды, для выполнения задач по поддержанию пластового давления и увеличения извлечения нефти, на впрыснутую воду вводятся следующие основные требования. 1. Вода не должна химически реагировать с пластовой водой, так как может произойти осаждение и засорение пор пласта. 2. Количество механических примесей в воде должно быть небольшим, так как это может привести к засорению зоны забойной зоны и снижению притока воды. Допустимое содержание механических примесей в воде в каждом конкретном случае определяется из опыта впрыска воды. 3. Вода не должна содержать примесей сероводорода и двуокиси углерода, которые вызывают коррозию наземного и подземного оборудования. 4. Когда поверхностные источники используются для впрыскивания воды, он должен быть подвергнут биологической обработке микроорганизмов и споров водорослей. Когда вместе с введенной водой в поры пласта микроорганизмы и споры морских водорослей могут находиться в благоприятных температурных условиях для размножения, что приведет к блокированию пор пласта. Особой опасностью является проникновение анаэробных бактерий в поры резервуара, способные выделять серу из ее соединений в минералы, составляющие резервуар. Это приводит к образованию сероводорода в водоемах со всеми вытекающими из этого неблагоприятными последствиями: коррозия сероводорода подземного оборудования, засорение нефти и газа сероводородом и т. Д. 5. Инъекционная вода не должна вызывать набухание глинистых прослоек внутри объекта разработки и глинистых частиц цементирующего материала пласта. Это может привести к засорению пор и разрушению забойной зоны скважины с нарушением целостности производственной струны. Взаимодействие воды с глинами изучается на этапе подготовки геологических и полевых материалов для месторождения и разработки разработки. В то же время готовятся меры по очистке воды, которые не приводят к набуханию глины. Инъекционная вода должна обладать хорошей способностью вымывать нефть из породы. Это достигается добавлением поверхностно-активных веществ к воде. Источники и технологические схемы водоснабжения: В качестве источников водоснабжения можно использовать воду из поверхностных источников - рек и морей, а также грунтовых вод. Вода, используемая из поверхностных источников, характеризуется нестабильностью состава, особенно в сезон дождей и бурной погодой в море. Он засорен механическими примесями, спорами бактерий и водорослей, которые потребуют предварительной обработки перед подачей в лунки. При использовании подземных или грунтовых вод система очистки воды намного проще, а иногда и подземные воды не требуют предварительной подготовки. В процессе разработки нефтяного месторождения с затоплением воды в добывающих скважинах появляется вода, количество которой увеличивается во времени. Поэтому использование подземных вод, добытых с нефтью, очень важно для поддержания пластового давления. 5 Осложнения при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин Во время работы скважины возникают осложнения из-за ввода в нее песка из слабозагрязненных резервуаров; попал в насос много свободного газа; отложения парафиновых корочек на стенках труб, откачка из высоковязких нефтяных и водных и газовых эмульсий и тому подобное. Эти природные и технические и технологические факторы приводят как к сокращению срока службы оборудования, так и к ухудшению таких факторов, как коэффициент заполнения, скорость подачи насоса, утечка жидкости, период капитального ремонта скважин и другие. В сложных условиях типичны следующие проблемы: a) преждевременный отказ узлов ШСНУ за счет: 1) абразивный износ пары плунжер-цилиндр; 2) износ и разрушение клапанных узлов; 3) поломка или скос полированного стержня; 4) отказ насоса от посадочной части; 5) заклинивание плунжера. б) Неполнота заполнения ШСНУ, поступающего из ствола жидкости в результате: 1) вредное воздействие газа; 2) высокое сопротивление жидкости во впускном клапане; 3) уменьшение сечения клапана за счет песчаных отложений, механических примесей и парафина; 4) утечка жидкости во впускном клапане. c) Уменьшение расхода текучей среды в стволе скважины за счет: 1) ухудшение пластовых свойств зоны забойной зоны; 2) образование пробки на дне колодца или в трубах. d) Потеря хода плунжера при упругих деформациях колонны стержней и труб из-за: 1) неправильный выбор размеров оборудования; 2) появление значительных усилий; 3) трение в узлах цилиндро-плунжера, шланг-трубе, а также между поверхностью стержневой колонны и перекачиваемой жидкостью. Одной из наиболее распространенных причин отказа оборудования скважины, используемого насосным методом, является образование значительных отложений парафина на поверхности оборудования, находящегося в контакте с транспортируемой продукцией скважины. Парафиновые отложения формируются на внутренней поверхности трубки, поверхности насосных стержней, в проточных каналах запорных клапанов устья скважины, что приводит к значительному сужению поперечных сечений, увеличению гидравлического сопротивления или полному прекращение производства скважины из-за образования пробок. Согласно существующим концепциям, образование парафиновых месторождений происходит за счет образования и роста кристаллов парафина непосредственно на поверхности, находящейся в контакте с образованием скважины, или в результате адгезии к поверхности частиц твердой фазы парафином, образованным в потоке транспортируемой продукции скважины. Интенсивность образования отложений на поверхности скважинного оборудования в значительной степени зависит от доли воды в нефти, механических примесей, характеристик гидродинамического потока. На гидрофильных поверхностях вода образует сплошной слой, а нефть - в виде капелек. В этих условиях, с увеличением содержания воды в резервуаре в масле, парафинизация оборудования уменьшается. Обратное изображение наблюдается на гидрофобных поверхностях - присутствие воды в нефти вызывает интенсивное осаждение парафина. Механические примеси участвуют в образовании парафиновых агрегатов в объеме транспортируемого производства скважины, которые затем прилипают к поверхностям оборудования и прилипают к образованию сплошного слоя. Процесс накопления отложений на поверхностях оборудования чередуется с их частичными или полными нарушениями, в зависимости от адгезии отложений к поверхности и гидродинамических характеристик потока, контактирующего с поверхностью. Методы борьбы с АСПО делятся на два класса: методы профилактики и методы удаления. В настоящее время предлагаются и применяются следующие методы предотвращения парафиновых отложений: механические, термические, химические, физические. Механические методы основаны на использовании труб с различными покрытиями. Материалом футеровки является стекло, эмаль, стеклянная эмаль, эпоксидная смола, а в последние годы предлагается использовать стекловолокнистые трубы для предотвращения АСПО. Прокладка труб помогает предотвратить осадки из-за ослабления адгезии кристаллов парафина и создания более гладкой поверхности. В НГДУ «Азнакаевскнефть» широко использовались эпоксидные и остеклованные трубы труб. При длительном сроке службы около 9 месяцев из-за хрупкости эпоксидного покрытия в результате механических воздействий во время транспортировки, проведения ПРС и эксплуатации покрытие теряет целостность и, следовательно, защиту от АСПО. С 1996 года НГДУ отказалось от этого освещения. Кроме того, разрушающийся материал забивает ГНО и ствол скважины, поэтому в 1994 году в НГДУ было проведено более 500 подземных работ из-за засорения НГДУ с эпоксидной смолой. В течение примерно четырех лет НГДУ очищает внутреннюю поверхность трубки от эпоксидного покрытия. Стекло более устойчивое покрытие, поэтому с начала 1999 года в НГДУ используются остеклованные подвески НКТ. Также с 1998 года были протестированы испытания труб с покрытием DPS, БМЗ. Термические методы основаны на поддержании температуры потока нефти выше температуры насыщения его парафина. Эти методы включают в себя такие, как теплоизолированные трубы, кабельные обогреватели и скважинные нагреватели. Этот метод предотвращения в НГДУ «Азнакаевскнефть» не применяется. Физические методы предотвращения осаждения парафинов включают магнитную, электромагнитную, акустическую и установку на колонну подъема сопла Лаваля. Применение магнитных и электромагнитных методов основано на предположении, что магнитогидродинамические явления возникают в неоднородном магнитном и электрическом поле из-за различий и магнитной восприимчивости. Эти явления увеличивают вероятность образования дополнительных центров кристаллизации. Это способствует открытию эмбрионов кристаллов парафина в объеме нефти и восстанию вместе с ним в потоке на поверхность. Акустические колебания могут влиять на процесс образования эмбрионов кристаллов парафина. На практике были протестированы два типа источников акустических колебаний: - магнитострикционные излучатели, возбуждаемые импульсным ультразвуковым генератором с частотой 22 кГц; - гидродинамическая, преобразующая энергию жидкость течет в акустические колебания. Эти методы воздействия оказались безуспешными из-за локального характера эффектов акустических колебаний и низкой надежности излучателей. Установка приводит к резкому падению давления и температуры дроссельной газожидкостной смеси. Это идентифицирует зародышеобразование в объеме масла и облегчает удаление суспензии мелкодисперсного кристаллического парафина потоком газ-жидкость. Химические методы включают ингибиторы парафинов. По механизму действия выделяются смачивающие агенты, депрессанты и модификаторы. Механизм действия увлажняющих агентов заключается в создании на твердой поверхности гидрофильной защитной пленки. Наличие такой пленки предотвращает образование кристаллов парафина. Механизм действия модификаторов основан на взаимодействии их молекул с парафиновыми молекулами. Это предотвращает рост кристаллов. Механизм действия депрессоров состоит в том, чтобы окупить кристаллы парафина. Адсорбция молекул депрессоров затрудняет дальнейший рост кристаллов парафина. Широкое распространение в НГДУ обнаружили то, что ингибиторы смачиваются. Но по причине высокой стоимости и неадекватной подготовки труб, с 1995 года их использование прекратилось. Методы удаления классифицируются следующим образом: механические, термические, химические, комбинированные, нетрадиционные. Для механического удаления используются скребки различной конструкции. С помощью скребков отложения отрываются от поверхности труб. Имеются скребки спиральные, пластинчатые, а также скребки на стальной проволоке и бурильщиках. Термические методы включают промывку колонны подъема нагретым маслом или горячей водой. Подогретое масло или вода производится с помощью АДП и ППУ. Промывка может осуществляться прямой или обратной циркуляцией. На практике для удаления отложений часто используются растворители, такие как нефтяной дистиллят. Эффективность растворителей зависит от состава отложений, т. Е. Содержания смол и асфальтенов. В этом отношении композиция растворителей включает ароматические углеводороды, такие как 4,4-диметил-1,3-диоксан, пиролизная смола. Комбинированные методы можно отметить термохимическими. Удаление отложений производится горячим растворителем, таким как нефтяной дистиллят с различными добавками. А также использование для этой цели «оболочек» с щелочным металлом, например натрия. Химическая реакция происходит в соответствии с известной формулой с выделением большого количества тепла. Нетрадиционные методы включают ультразвуковые, вибрационные и бактерицидные. С использованием этих методов возможно местное разрушающее воздействие на осаждение парафина, что облегчает их диспергирование и удаление потоком жидкости из скважины. Но это мало влияет на интерклидный период. А также эти методы имеют ряд негативных последствий, вызванных ускоренным износом, нарушением целостности и герметичности оборудования. В качестве механического метода удаления АСПО в НГДУ «Азнакаевскнефть» используют стержни со скреперами-централизаторами. Запасы скважин, обеспечиваемых этим типом защиты, составляют 84,9% скважин, оборудованных ШГН, осложненных формированием АСПО. У 0,7% скважин, оснащенных стрелами со скреперами-централизаторами, проводятся дополнительные одноразовые обработки (на 994 скважинах, оборудованных стрелами с скреперами-центраторами, проведено 9 промывок). Это позволило значительно сократить количество ремонтов, связанных с запарафиниванием ГНО. Несмотря на это, проблема формирования АСПО в скважинной технике остается, прежде всего, в недостаточно защищенном фонде, что требует грамотного подхода к ее решению технологическими службами. По результатам анализа, проведенного специалистами Инженерного центра ПАО «Татнефть», было выявлено, что основными причинами ремонта из-за обрушения труб в фонде с помощью УШГН, оснащенного стрелами со скребками -централизаторами, являются: 1. Отложения АСПВ в интервалах колонны насосно-компрессорных труб, не защищенных барами с помощью скребков-централизаторов, на глубине 900 метров и более. Исходя из результатов исследования причин ПРС во многих скважинах, было обнаружено присутствие АСПО в интервале ниже 900 м, что указывает на сдвиг нижней границы осадконакопления. 2. Отказ от использования металлических и «плавающих» скребков. Для сравнения, удельный объем ПРС из-за настройки насосно-компрессорных труб на этом складе скважин в 3-5 раз ниже, чем у фонда, оборудованного барами со скребками сварного центратора. 3. Использование скребков-централизаторов уменьшенного диаметра. Селективное измерение диаметров, используемых сварными скребками - центр центра, то есть в разных НГДУ от 52 до 58 мм. Это связано как с их износом, так и с использованием различных типов оборудования для их всплытия. Наиболее оптимальным, по результатам их практического применения, является диаметр 56-57 мм. 4. Эксплуатация скважин с длиной хода полированного стержня, недостаточной для эффективного удаления АСПО. В НГДУ используются стрелы различной длины (от 7,6 до 9,1 м). Исходя из этого, на одном баре может быть шесть или семь скребков центратора, а расстояние между ними составляет в среднем 1,35 м. Если длина хода полированного штока составляет 1,5 м или менее, использование стержней с увеличенным расстоянием между скребками-централизаторами не всегда обеспечивает полное удаление АСПО в нижнем интервале гибких труб (рядом с насосом). Это связано с расширением стержней (в среднем 20-30 см). 5. Недостаточно эффективный контроль над исправностью и работоспособностью стержней. 6. Длительные простые колодцы по разным причинам, включая ожидание КРС. Возможно ошибочно определить причину ОРС, связанную с настройкой насосно-компрессорных труб, в основном связанную с «расхождением» стержневой колонны во время ее подъема. При изучении этого вопроса было обнаружено, что значительное количество «несоответствий» связано с удалением подключаемых насосов размером 150-RHAM (H-38) и 175-RHAM (H-44), а также как трубные насосы с диаметром плунжера 57 мм и более. Это связано как с недостаточной степенью очистки насосно-компрессорной трубы, так и с увеличенным диаметром плунжера или цанги верхней защелки, которая составляет 60 мм. Во время ПРС слой НКТ «отрывается» насосом от стенок насосно-компрессорных труб, образуется пробка и происходит «затягивание» инструмента. Эти осложнения берутся за основную (видимую) причину ремонта, которая зашифровывается как «осаждение АСПО в трубке» или «трубная НКТ». 6 Текущий и капитальный ремонт скважин Под текущим ремонтом скважины понимается комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление его производительности и ограничен воздействием на зону забойного пласта и оборудование, расположенное в скважине. Текущий ремонт включает в себя следующие работы: замена неисправного оборудования, очистка поверхности и ствола скважины, извлечение продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации (нагрев, промывка, нагнетание химических веществ). Текущий ремонт может быть профилактическим и запланирован для целей профилактического осмотра, обнаружения и устранения индивидуальных нарушений в работе скважины, которые еще не объявили себя. Второй тип текущего ремонта - восстановление, проводимое для устранения отказа, - это, по сути, аварийный ремонт. На практике такой ремонт преобладает по разным причинам, но главным образом из-за несовершенства технологии и низкой надежности используемого оборудования. Параметры, характеризующие работу скважины во времени, представляют собой коэффициент работы (Kэ) и период капитального ремонта (МРП). Ke - отношение времени работы скважины, например, в течение года (Tорт), до календарного периода (Tкал). МРП - среднее время между двумя ремонтами за выбранный период или отношение общего времени работы Торт за год к числу ремонтов P за тот же период. Кэ = Тотр / Ткал; МРП= Тотр / Р; Пути увеличения КЭ и МРП - это сокращение количества ремонтов, продолжительность одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в эксплуатации. Капитальный ремонт очень трудоемкий и напряженный, поскольку требует значительного расхода мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения сбитых устройств из скважины. Следует отметить, что текущий ремонт проводится на открытом воздухе, иногда в сложных климатических условиях. В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ и менее 5% - с ЭЦН. Во время текущего ремонта выполняются следующие операции 1. Транспорт - доставка оборудования в скважину; 2. Подготовительная подготовка - подготовка к ремонту; 3. Отключение - подъем и опускание нефтяного оборудования; 4. Операции по очистке скважины, замена оборудования, устранение незначительных аварий; 5. Завершить - демонтировать оборудование и подготовить его к транспортировке. Если вы оцениваете время, затрачиваемое на эти операции, вы можете видеть, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия дизайнеров должны быть направлены на сокращение времени транспортировки - путем создания сборочных машин и агрегатов, отключающих операций - путем создания надежных ключей для завинчивания - отвинчивания труб и стержней. Поскольку текущий ремонт скважины требует доступа к ее стволу, то есть связан с разгерметизацией, поэтому необходимо исключить случаи возможного протекания в начале или в конце работы. Это достигается двумя способами: первым и широко используемым - «заклиниванием» скважины, то есть впрыском в резервуар и скважиной с плотностью, обеспечивающей создание на дне скважины давления, превышающего пластовое давление. Второй - использование различных устройств - отсечки, закрывающие дно скважины при подъеме НКТ. Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени для ремонта скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, ударам по поверхности, промывочным колонкам и т. Д. Технологический процесс СТ состоит в том, чтобы поочередно завинчивать (или отвинчивать) трубу, которая является средством подвески оборудования , канал для подъема извлеченной жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструмент для промывки, уборки и других работ. Такое разнообразие функций сделало насосно-компрессорные трубы незаменимым компонентом оборудования для скважин любого типа без исключения. Работы с насосно-компрессорными трубами однообразны, отнимают много времени и могут быть легко механизированы. В дополнение к подготовительным и заключительным операциям, которые имеют свои особенности для различных режимов работы, весь процесс СТР с НКП одинаковый для всех типов обслуживания. Работы по подъему триггеров с помощью стержней выполняются так же, как и с трубами, а отвинчивание (завинчивание) стержней осуществляется с помощью механического штанги. В случае заклинивания штепселя в цилиндре насоса или стержней в трубке (парафинирование), а также их поломке возникает необходимость одновременного подъема труб и стержней. Процесс осуществляется путем поочередного отвинчивания трубы и стержня. Капитальный ремонт скважины сочетает в себе все виды работ, которые требуют долгого времени, больших физических усилий и привлекательности многочисленных многофункциональных устройств. Это работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как с скважинным оборудованием, так и с самим колодцем, работа по переводу скважины с одной рабочей площадки на другую, работа по ограничению или устранению притока воды, увеличению толщины эксплуатируемых материал, воздействие на формацию, резку нового ствола и другие. Принимая во внимание специфику работы, в отделах добычи нефти и газа создаются специализированные семинары по капитальному ремонту бригад. В бригаду входят мастер, бурильщик, помощник бурильщика, рабочий. Работа выполнена на геологической стороне, что указывает на характеристики скважины, а также список всех запланированных работ. Колодец, который прошел капитальный ремонт, остается в действующем фонде, но он исключен из существующего фонда. |