трууг. Анализ применяемых технологий для восстановления
 Скачать 3.73 Mb.
|
ВВЕДЕНИЕНа данный момент большая часть месторождений в Российской Федерации находятся на завершающей четвертой стадии разработки. Это, несомненно, является прямым и главным признаком серьезного износа оборудования и эксплуатационных колонн (ЭК) в том числе. Основным дефектом, возникающим в трубах при добыче нефти и газа, является образование трещин. Точную причину их возникновения установить непросто, так как нарушению герметичности способствуют множество факторов: неправильный подбор труб для конкретных условий, некачественное цементирование, коррозия, нарушения технологии при спускоподъемных операциях, быстрый набор угла скважины при бурении и другое. Работы по устранению негерметичности ЭК являются дорогими и далеко не всегда успешными, но проводить их необходимо, так как полученный на время эффект позволяет снизить обводненность продукции в несколько раз и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН). В настоящее время большое количество скважин находятся в консервации по причине нерентабельности, так как нарушение герметичности ЭК способствует резкому снижению дебита нефти. Вследствие такого простоя не достигается проектное значения КИН, что приводит к снижению экономических показателей. Установление причин негерметичности ЭК и выбор наиболее эффективного способа ремонтноизоляционных работ (РИР) для конкретных условий являются крайне актуальными вопросами. Целью выпускной квалификационной работы является анализ существующих технологий и технических средств по восстановлению герметичности ЭК и обоснование их выбора на нефтяных месторождениях Западной Сибири. Для достижения цели были поставлены следующие задачи: Проанализировать условия возникновения негерметичности эксплуатационной колонны; Проанализировать технологии по устранению негереметичности ЭК; Выбрать и обосновать эффективность проведения работ по восстановлению герметичности ЭК в геологических условиях месторождений Западной Сибири, представить алгоритм выбора технологии РИР по устранению негерметичности ЭК 1 АНАЛИЗ УСЛОВИЙ ВОЗНИКНОВЕНИЯ НЕГЕРМЕТИЧНОСТИЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ1.1 Причины возникновения негерметичности эксплуатационной колонныПроблема нарушения герметичности была актуальной на протяжении десятилетий и остается таковой по сей день. Огромное количество научных трудов освещают этот вопрос, но сузить широкий спектр причин негерметичности все еще не удалось. Эксплуатационная колонная подвергается воздействию множества факторов, поэтому точную причину нарушения герметичности для каждого отдельного случая установить очень сложно. Тем не менее, при изучении данного вопроса выделяют следующие основные проблемы: некачественное цементирование во время строительства скважины, наверно подобранная марка стали ЭК, плохое закрепление резьбовых соединений, разгерметизация в муфтовых соединениях, наличие интервалов интенсивного набора кривизны, неправильно подобранные трубы, использование агрессивных реагентов при интенсификации добычи нефти и высокоминерализованных вод при заводнении, коррозионное разрушение металла, а также высокие значения давления закачки в нагнетательных скважинах. Далее первостепенные факторы нарушения герметичности будут рассмотрены более подробно. ЦементированиеДля предохранения стенок скважины от обвалов горных породы, газонефтеводопроявлений (ГНВП), а также для изолирования продуктивных пластов стенки укрепляют обсадными трубами, которые, в свою очередь, крепятся к скважине с помощью цементного, или тампонажного, раствора. Если эта операция выполнена качественно, то внешняя часть ЭК защищена от воздействия флюида. В противном же случае трубы будут подвержены не только возникающим нагрузкам и давлениям, но и коррозии. На рисунке 1 представлены некоторые проблемы, возникающие вследствие плохого цементирования.  Рисунок 1 – Последствия некачественного цементирования: а – плохое сцепление на границах разделов; б – образование водяных поясов из-за седиментационной неустойчивости тампонажного раствора; в – формирование зазоров в результате сильной усадки Глубина скважин может достигать нескольких тысяч метров, а в Западной Сибири это значение составляет в среднем от 1,5 до 2,5 км. Зачастую выше продуктивных горизонтов находятся пласты, не являющиеся нефте- или газонасыщенными и не представляющие интереса для разработки. Такие непродуктивные участки зачастую содержат высокоминерализованную воду, которая является агрессивной средой и приводит к коррозии металлов. При неправильном подборе состава тампонажного раствора или при технологических нарушениях в процессе цементирования скважины отдельные участки обсадной колонны (ОК) будут подвержены воздействию флюида. Оказываемое на стенку трубы давление приводит к деформации колонны, растяжению металла и, как следствие, нарушению герметичности. Марка стали эксплуатационной колонныВ процессе добычи нефти и газа колонны испытывают нагрузки, возникающие как внутри – при поднятии флюида по стволу скважины, так и снаружи – под воздействием внешних источников в интервалах некачественного цементирования. Помимо этого, влияние оказывает изменение температуры, так как с увеличением глубины на 100 м температура повышается в среднем на 34°С. Таким образом, динамическое и термическое воздействия не постоянны во времени и по длине эксплуатационной колонны, поэтому предварительно проводят расчеты на механическую прочность, исходя из которых подбирают материал труб. Согласно стандарту, изготовление труб по точности и качеству выполняют в двух исполнениях: А и Б. Прочность труб нефтяного сортамента зависит от марки стали и характеризуется группой прочности, которая в зависимости от набора характеристик обозначается буквой (Д, К, Е, Л, М, Р и Т). Трубы и муфты должны быть изготовлены из стали одной и той же группы прочности. Допускается изготовление трубы с муфтами из стали с более высокими механическими свойствами. Нарушения регламента и пренебрежение существующими рекомендациями могут являться причиной нарушения герметичности ЭК. Все показатели регламентируются ГОСТ 632-80 [1] и представлены в таблице 1. Таблица 1 – Характеристики стали разных групп прочности [1]
Резьбовые соединенияВажную роль в герметичности эксплуатационной колонны играет качество резьбовых соединений и степень скручивания колонн между собой. Очередная труба наворачивается на обсадную колонну специальным гидравлическим ключом, на котором установлен моментомер, определяющий усилие наворота. В случае неисправности прибора происходит неполное скручивание. Также для герметичности в муфтовых соединениях ОК используют специальную смазку, то есть смазочным работам тоже необходимо уделять повышенное внимание. При таких процессах, как цементирование, промывка, соляно-кислотная обработка скважин, гидравлический разрыв пласта и других, в ходе которых проходит нагнетание рабочего агента в скважину, воздействие на стенки эксплуатационной колонны и особенно на резьбовые соединения достаточно велико. В том случае, если колонны не завинчены должным образом, жидкость проникает в образованные пустоты и давит на металл, вследствие чего может произойти срыв резьбового соединения либо в этих местах металл будет подвержен коррозии. Также сквозь данные места возможно нежелательное и иногда губительное течение флюида как из пласта в скважину, так и из скважины в пласт. Коррозионная средаПриродный газ и нефть не являются коррозионно-активными средами, но содержат в своем составе коррозионные агенты, например, воду и кислород, а также различные примеси в виде сернистых и кислородсодержащих соединений. На степень агрессивности производных серы влияет их строение: наиболее опасными являются элементарная сера, меркаптаны и сероводород. Эти соединения, помимо усиления коррозионной способности нефти и природного газа, ухудшают технические характеристики стали, делают ее более хрупкой, то есть не способной воспринимать приложенные к оборудованию нагрузки. Анализ факторов, влияющих на внутреннюю коррозию оборудования, показал, что локальные коррозионные разрушения начинают проявляться, когда обводненность нефти достигает 50%, и водонефтяная эмульсия становится нестабильной, то есть, когда начинают выделяться отдельные капли воды. Для таких дисперсных систем агрессивность воздействия зависит от присутствия и концентрации агрессивных компонентов, скорости движения, температуры, содержания коррозивных микроорганизмов, взвешенных частиц, минерализации и pH среды, условий расслоения эмульсии и осадков. Наиболее опасна коррозионная среда в том случае, когда изготовители металлического оборудования не принимают мер антикоррозионной защиты. На данный момент на стальные изделия и конструкции либо совсем не наносят защитное покрытие, либо оно настолько слабо, что не способно выдержать длительную эксплуатацию. Поэтому одной из наиболее актуальных проблем негерметичности эксплуатационных колонн (и большинства оборудования нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отрасли) является высокая корродируемость материала. Последствия воздействия агрессивной среды на металл представлены на рисунке 2.  Рисунок 2 – Коррозионное поражение подземного оборудования добывающих скважин В случае закачки воды в нагнетательные или каких-либо реагентов в добывающие скважины необходимо учитывать степень минерализации, количество взвешенных частиц (КВЧ), химический состав жидкости, так как это влияет на состояние металла ЭК. Воздействие механических примесей и агрессивных компонентов может привести к коррозионному разрушению внутренней поверхности колонны, что впоследствии вызовет растрескивание и негерметичность. Таким образом, спектр причин нарушения герметичности ЭК очень широк: от брака при производстве и несоблюдения правил при транспортировке до применения пагубно влияющих технологий в процессе добычи нефти и газа и условий эксплуатации скважин в целом. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||