кртс. Лекция 1 по дисциплине Капитальный и текущий ремонт скважин. Капитальный и текущий ремонт скважин содержание введение Раздел 1 Текущий ремонт скважин
 Скачать 0.64 Mb.
|
|
1.5.3 Влияние отложений на работу скважины и насосного оборудования Отложения солей снижают эффективность эксплуатации сква-жины за счет ряда фак- торов. Приведем некоторые из них: —уменьшение притока жидкости к скважине из-за солеобразования в зоне призабойной зоны пласта и фильтра и, следовательно, снижения проницаемости; —снижение подачи насосов из-за засорения их фильтра, утечек в клапанах; —увеличение аварий по причине заклинивания плунжера в цилиндре, образования со- ляных пробок в НКТ и эксплуатационной колонне; — уменьшение межремонтного периода работы скважин в 1,5–2,0 раза в основном из- за обрывности штанг. Анализ промысловых данных показывает, что количество солеотлагающих скважин в некоторых районах составляет до 30% от эксплуатационного фонда. 1.5.4 Определение зон отложения солей Прежде чем разрабатывать технологию борьбы с солевыми отложениями, необходимо выбрать методику их обнаружения. Опыт показывает, что при этом следует руководствоваться следующими основными положениями: а) выбор скважины; б) проведение гидродинамических исследований в динамике; в) получение профилей притока, термограммы, плотности жидкости; г) изучение физико-химических свойств воды и нефти; д) отбор проб породы пласта, цементного камня, эксплуатационной колонны; е) осмотр оборудования, поднятого из скважины. 1.5.5 Методы предотвращения солевых отложений Методы борьбы с солеобразованием можно разделить на две группы: безреагентные и химические. Безреагентные методы включают: а) применение для поддержания пластового давления вод, не ведущих к солеобразова- нию при смешении с пластовыми; б) магнитные и акустические поля; в) защитные покрытия труб и оборудования; г) водоизоляционные технологии; д) установление оптимальных режимов эксплуатации скважин; е) механические методы. Химические методы предполагают использование соответствующих ингибиторов, ко- торые учеными подразделяются на два класса: а) однокомпонентные; б) многокомпонентные. Однокомпонентные ингибиторы представлены определенным типом химического со- единения. Многокомпонентные ингибиторы включают несколько компонентов, из которых не все являются ингибирующими. На практике на соли воздействуют различными химическими реагентами, среди кото- рых наиболее распространены кислоты. Соляная кислота НСl: НСl+СаСО 3 →СаСl 2 +Н 2 О+СО 2 , НСl+Mg(СО 3 ) 2 →МgСl 2 +Н 2 О+СО 2 Соли СаСl 2 и МgСl 2 , образуемые в результате реакции, хорошо растворимы в воде и выносятся при промывке скважины. Гидроокись натрия NаОН: NаОН+СаSО 4 ∙2Н 2 О→Са(ОН) 2 +Nа 2 SO 4 +Н 2 О. Сульфат натрия Nа 2 SО 4 хорошо растворим в воде, гидроокись кальция Са(ОН 2 ) — рых- лая масса, переходящая во взвешенное состояние и выносимая потоком промывочной жидко- сти. Карбонат натрия Nа 2 СО 3 : Nа 2 СО 3 +СаSО 4 ∙2Н 2 О→СаСО 3 +Nа 2 SО 4 +2Н 2 О. Удаление осадка СаСО 3 производится соляной кислотой НСl+СаСО 3 →СаСl 2 +Н 2 О+СО 2. В последние годы получают применение новые технологии, которые по опубликован- ным материалам, являются эффективными. Они базируются на принципе ограничения поступ- ления в скважину пластовой воды как первопричины последующего солеобразования. Одной из таких технологий является использование латекса. Латекс— коллоидная дисперсия частиц каучука, которые коагулируют при контакте с электролитами (пластовая вода) с образованием плотной, резиноподобной пасты. Рекомен- дуют латексы ДМВП-10х, СКС-30ШХП Омского и СКС-50КП Воронежского заводов СК. Нефть вводится в латекс для замедления коагуляции, повышения липкости коагулянта и регулирования вязкости латекса— нефтяной эмульсии (ЛНЭ). ЛНЭ готовят при активном перемешивании с нефтью и добавкой ингибитора ЦСБ-1: содержание нефти — до 70%, латекса — до 30%, ингибитора — до 5 кг на 1 м 3 смеси. Ограничение водопритока сокращает солеобразование по опыту от 150 до 300 суток. Приведём некоторые марки ингибиторов, получивших применение в практике предотвраще- ния солевых отложений (табл. 1.3). Главные требования к их применению — максимально возможная безопасность в использовании, как при контакте человека с ним, так и недопусти- мое снижение качества добываемых нефтепродуктов. Не менее важно и сохранение качества пластовых вод, так как именно они часто являются источниками экологических проблем для нефтяников. Таблица 1.3 — Физико-химические свойства ингибиторов солеотложений Основные свойства Тип ингибитора ИСБ-1 ПАФ-3 ОЭДФ ДПФ-1 SP-181 SP-203 Корексид- 7647 Тип преду- преждае- мых соле- отложений СаSO 4 CаСО 3 СаSO 4 CаСО 3 CаСО 3 СаSO 4 ВаSО 4 CаСО 3 СаSO 4 CаСО 3 СаSO 4 CаСО 3 ВаSО 4 СаSO 4 CаСО 3 ВаSО 4 СrSО 4 Агрегатное состояние Поро- шок Жидкость Поро- шок Жидкость Жид- кость Жидкость Жидкость Плотность, кг/м 3 – – – 1100 1130 1130 1160 Вязкость мПа·с – При 40 0 С < 800 При 40 0 С < 800 При 50 0 С 62 При 21,1 0 С 17 При 21,1 0 С 17 При 4,5 0 С 10 Темпера- тура засты- вания, 0 С – -28 -0,5 -100 -9 -40 -23,3 Термостой- кость, 0 С >100 150 – – >80 >80 260 Доза эф- фективного примене- ния, г/м 3 5 – 10 СаSO 4 -10 CаСО 3 -15 5 – 10 СаSO 4 -5-10 CаСО 3 10-30 ВаSО 4 -30-70 15-20 СаSO 4 -15 CаСО 3 -30 ВаSО 4 -30-50 СаSO 4 -15 CаСО 3 -15 ВаSО 4 -50 Технологии подачи ингибиторов в скважину не отличаются от принятых для борьбы с парафиновыми отложениями. В НГДУ «Чекмагушнефть» (Башкортостан) преимущественное распространение полу- чила периодическая (залповая) задавка ингибитора в пласт через затрубное пространство (рис. 1.6). Особенность схемы — простота выполнения. Однако существенным недостатком яв- ляется интенсивность выноса ингибитора с добываемой жидкостью. Из-за отсутствия экономических расчетов нельзя оценить предел эффективности, наступающий после определенного количества ингибитора, оставшегося в пласте (рис.1.7). На рисунке 1.7 приведены фактические кривые падения дозы ингибитора в добываемой жидкости. Они согласуются с кривыми падения коэффициента подачи насосов. 1—автоцистерна с раствором ингибитора; 2 — насосный агрегат; 3 —затрубная за- движка; 4— выкидная линия; 5 — ШГН; 6 —пласт; А—зона проникновения ингибитора; Б —зона проникновения продавочной жидкости Рисунок 1.6 — Схема периодической продавки ингибитора солеотложения в призабойную зону пласта через затрубное пространство 1 —скв.55 Красноярского; 2— скв.281 Покровского; 3 —скв.203 Султангулово-Заглядинского месторождений Рисунок 1.7 — Изменение концентрации ингибитора ДПФ-1 в добываемой воде в процессе выноса его из пласта В некоторых районах используют пены, получаемые на основе реагентов — преобра- зователей — ДС-РАС, ОП-10, ПО-1Д и стабилизаторов пен КМУ-600, ТМУ-БР. В раствор вво- дят ингибиторы в количестве 1–2% от объема. Например, композиция может состоять из пе- нообразующего раствора в объеме 28 м 3 2% ОП10, 0,5% реагента ММЦ-5Тр и 220 кг ингиби- тора SР-203. Пена продавливается в пласт пресной водой (рис.1.8). 1 — насосный агрегат; 2 —автоцисцерна с раствором ингибитора; 3 —аэратор; 4 —обратные клапаны; 5— компрессор; 6 —ШГН; 7— раствор ингибитора с пеной; 8 —нефтяной пласт Рисунок 1.8 — Схема закачки инги- битора солеотложения в ПЗП на составе двухфазной пены Опыт применения технологии характеризуется такими данными. Продолжительность выноса ингибитора составила 120–200 суток, в продукции уменьшено содержание воды на 4– 30%. Контрольные вопросы 1. Что называется текущим ремонтом скважин и какова его цель? 2. В чем заключается подготовка скважины к подземному ремонту? 3. Спуск и подъем насосных штанг. 4. Какие способы очистки труб от парафина применяются на промыслах и в чем их сущность? 5. Ремонт скважин, оборудованных газлифтными клапанами. 6. Проведение работ по разборке и сборке фонтанной арматуры. Список используемой литературы 1.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности [Текст]: утверждены приказом Федеральной службы по эко-логическому, технологическому и атомному надзору от 12.03.2013 N 101: ввод в действие с 18.12.13. – М.: 2013. – 145 с. 2.Аветисов А.Г. Ремонтно-изоляционные работы при бурении нефтяных и газовых скважин[Текст]: учебник / А.Г. Аветисов, А.Т. Кошелев, В.И. Крылов. – М.: Недра, 1981. – 215 с. 3.Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин [Текст] / А.Д. Амиров [и др.]. – М.:, Недра, 1979. – 309 с. 4.Басарыгин Ю.М. Заканчивание скважин[Текст]: учеб. пособие для вузов / Ю.М. Ба- саргин, А.И. Булатов– М.: Недра-Бизнесцентр, 2000. – 670 с. 5.Нефтепромысловое оборудование[Текст]: справочник / под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1990. –559 с. 6.Каплан Л.С. Развитие техники и технологий на Туймазинском нефтяном месторож- дении[Текст]: учеб. пособие / Л.С. Каплан, А.В. Семенов, Н.Ф. Разгоняев. – Уфа: РИЦ АНК «Башнефть», 1998. – 416 с. 7.Молчанов А.Г. Нефтепромысловые машины и механизмы[Текст]: учебник / А.Г. Молчанов, Л.Г. Чичеров. – М.: Недра, 1976. – 328 с. |