отчет по РЭНГМ. Ознакомление районом практики
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
4.3 Деэмульсация, обезвоживание и обессоливание нефтей Химические методы основаны на использовании деэмульгаторов. Деэмульгаторы – это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий. Иначе говоря, эти вещества предназначены для слияния и выделения капель воды из нефти. Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочными насосами. Деэмульгатор должен выполнять следующие требования: быть высокоактивным при малых удельных его расходах; хорошо растворяться в воде или нефти; быть дешевым и транспортабельным; не ухудшать качества нефти; не менять своих свойств при изменении температуры. Внутритрубная деэмульсация. Этот метод был разработан довольно давно. Принцип внутритрубной деэмульсации самый простой и состоит в следующем. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом (в количестве 15 – 20 г на тонну нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с эмульсией в процессе её движения от забоя до УПН и разрушает её. Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от, например, эффективности самого деэмульгатора, интенсивности и длительности перемешивания эмульсии с деэмульгаторами, количества воды, содержащейся в эмульсии, и температуры смешивания транспортируемой эмульсии. Холодный отстой.Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят деэмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из нефтн выделяется свободная вода. Этот метод аналогичен гравитационному методу обезвоживания, только с применением деэмульгаторов. Характерная особенность процесса – отсутствие расхода тепла на указанный процесс. Но стоит отметить, методы деэмульсации нефти без применения тепла недостаточно эффективны. Термохимическое обессоливание и обезвоживание.В настоящее время для обезвоживания и обессоливания нефти в основном применяют обработку на топлохимических установках. Широкое применение этого метода обеспечивается благодаря возможности обрабатывать нефть с различным содержанием воды без замены оборудования и аппаратуры, простоте установки, возможности легко менять деэмульгатор в зависимости от свойств поступающей эмульсии. Однако теплохимнческий метод имеет ряд недостатков, например, большие затраты на деэмульгаторы и повышенный расход тепла. На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температуре 50—100 градусов. Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на неё деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды. 4.4 Неполадки при эксплуатации систем нефтегазосбора В настоящее время на нефтяных месторождениях самой капиталоемкой системой является система «нефтегазосбор - добывающие скважины». Эта система также имеет наибольший резерв в снижении энергетических затрат (условно-переменной части себестоимости) добычи жидкости. Наиболее сильные технологические связи систем нефтегазосбора и добывающих скважин имеют место при фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин. Существенным недостатком при неоптимальной эксплуатации трубопроводных систем является эрозионно-коррозионное воздействие на трубопроводы за счет высоких скоростей транспортируемой смеси при повышенном газосодержании, а также за счет усиления вибрации трубопровода. Но режимы скважин можно изменять в широких диапазонах. Это является эффективным и оперативным управляющим воздействием не только на увеличение пропускной способности системы нефтегазосбора, а также повышает возможность экологических защитных мер. При эксплуатации трубопроводов происходят две группы, связанные с неполадками систем нефтегазосбора, которые зависят от величины дефекта. К первой группе относятся повреждения трещин и свищей, а ко второй группе – разрывы сварных стыков и стенок труб. Для устранения неполадок, относящихся к первой группе используют различные устройства. Например, при свищах забивают деревянные пробки, а для того чтобы не было протекания накладывают прокладку свинцовую или из бензостойкой резины; для устранения пробоин используют свинцовые пробки с заточкой их специальными болтами. Повреждения, которые относятся ко второй группе, такие как утечка по некачественному сварному шву ликвидируют зажимом с синтетической герметизирующей прокладкой. Неполный разрыв сварного шва или мелкую трещину можно устранить наложением галтельного двухстворчатого хомута на резиновой или свинцовой прокладке. Недостатки способов устранения неполадок: - трудности доставок тяжелого сварочного оборудования к месту аварии; - недолговечность, т.к. в процессе эксплуатации трещина продолжает развиваться и выходит из под сварки; - малое применение электросварки, это связано с пожарной опасностью в зоне пролившейся нефти, и требуется проведение противопожарных мероприятий. Преимущества способов для устранения повреждений: - простота конструкции; - быстрая ликвидация аварии; - незначительные убытки и потери нефти по сравнению со сваркой патрубков и установкой отводов; - легкая технология ремонта трубопровода. При аварии трубопровода необходимо выполнить следующее: - перевести поток жидкости на резервную линию, закрыть секущие задвижки; - стравить давление; - произвести откачку нефти; - откопать место порыва; - ликвидировать повреждение трубопровода; - испытать трубопровод на рабочее давление; - запустить трубопровод. 4.5 Борьба с внутритрубной коррозией при эксплуатации систем нефтегазосбора Важной актуальной задачей повышения надежности функционирования промысловых трубопроводов является повышение эффективности защиты их от коррозии. Более трети отказов трубопроводных систем происходит из-за коррозии, причем число коррозийных отказов в южной зоне страны в 3,5 раза выше, чем в средней полосе. Эффективность функционирования комплексной защиты промыслового трубопровода от коррозии определяется научными разработками; нормативным обеспечением; изоляционными материалами, конструкциями, средствами электрохимзащиты; качеством строительства и эксплуатации. Около половины брака появляется при нанесении изоляционных покрытий. Плохая очистка и влажность поверхности трубопровода является основной причиной неудовлетворительной прилипаемости покрытий. Намотка изоляционной пленки без захлестов, гофрообразование (в результате неправильного натяжения пленки при намотке), сдиры при укладке, засыпка комками (в том числе мерзлым неизмельченным грунтом), укладка на неподготовленное дно траншеи является основными причинами нарушения надежности покрытия. Одним из основных условий повышения надежности комплексной защиты является тщательный контроль всех технологических операций в период строительства, осуществление входного контроля качества изоляционных материалов, обеспечение требуемого уровня контроля всего комплекса работ по антикоррозионной защите. При антикоррозионной защите промысловых трубопроводов применяют следующие изоляционные покрытия: - полиэтиленовые, наносимые в заводских условиях методом экструзии или напыления; - эпоксидные, наносимые в заводских условиях методом напыления в электрическом токе порошковой эпоксидной краски; - битумо-резиновые или битумо-полимерные; - покрытия из липких полимерных лент. Выбор типа и конструкции изоляционного покрытия осуществляется, исходя из конкретных условий прокладки промысловых трубопроводов, температурного режима эксплуатации, диаметра труб и соответствующих технико-экономических обоснований. Технология базовой изоляции промысловых трубопроводов мастичными покрытиями включает: - хранение и подготовку изоляционных материалов (мастики, грунтовки, стеклохолста, защитной обертки); - подготовку изолируемой поверхности труб и секций (очистка от грязи, ржавчины, наледи, сушка и подогрев); - нанесение изоляционного покрытия (огрунтование, сушка слоя грунтовки, нанесение изоляции, охлаждение); - внутрибазовые погрузки, разгрузки, перевозки и хранение изолированных труб и трубных секций на складе. При изоляции промысловых трубопроводов непосредственно в трассовых условиях в качестве изоляционных материалов могут быть также использованы либо мастики на битумной основе, либо липкие полимерные ленты. Сушка и подогрев трубопровода в трассовых условиях осуществляется с помощью специальных сушильных установок, перемещаемых по трубопроводу путем буксировки их одним из кранов- трубоукладчиков механизированной колонны. Расстояние между кранами-трубоукладчиками и машинами в колонне зависят от диаметра трубопровода. 5 ПОДЗЕМНЫЙ (ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ) РЕМОНТ СКВАЖИН 5.1 Организация текущего и капитального ремонта скважин Подземный ремонт оборудования включает проведение текущих и капитальных ремонтов скважин. Целью подземного ремонта скважин является поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин, ввод скважин из бурения, бездействия и простоя, разработка мер по увеличению добычи нефти, снижению продолжительности ремонта скважин и увеличению межремонтного периода работы скважин. Технологический процесс подземного ремонта скважин включает в себя подготовительно-заключительные работы (переезд подъемника, подготовительные работы перед началом смены, подготовительные работы перед подъемом труб и штанг, подготовительные и заключительные работы после подъема труб, подготовительные и заключительные работы до и после спуска труб, подготовительные и заключительные работы после окончания ремонта), основные работы, связанные со спуско-подъемными операциями труб и штанг, работы по смене подземного оборудования, работы по очистке скважин от песчаных пробок, исследовательские работы, а также вспомогательные работы по оснастке талевой системы, установка и снятие ключей и др. Кроме того, в процессе подземного ремонта скважин проводятся различные геологотехнические мероприятия, направленные на повышение дебита скважин и нефтеотдачи пластов. Текущий подземный ремонт скважин представляет собой комплекс мероприятий по поддержанию подземного эксплуатационного оборудования, обеспечивающего выполнение плана по добыче нефти, в работоспособном состоянии. Как правило, текущий подземный ремонт проводят в порядке планово-предупредительных ремонтов (ППР). Однако на практике проводят и восстановительные ремонты с целью устранения всевозможных нарушений нормальной эксплуатации скважины или вследствие пропусков сроков ППР. Такое нарушение сопровождается снижением дебитов или полным прекращением подачи нефти. К текущим подземным ремонтам скважин относят: · смена насосов или отдельных его деталей; · ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг; · смена насосно-компрессорных труб или штанг; · промывка насоса; · чистка и промывка песчаных пробок; · ликвидация утечек в подъёмных трубах; · спуск и смена пакера и др. Подземному ремонту предшествуют подготовительные работы: доставка к скважине труб, штанг, подъемного блока, вертлюга, шланга, каната, центрирование вышки или мачты, проверка их оттяжек и т. д. На скважинах, требующих частых ремонтов, а также на высокодебитных скважинах необходимо иметь постоянную оснастку талей, подъемные тали, оттяжные ролики. Капитальный ремонт скважин имеет свои особенности, обусловленные тем, что скважины представляют собой систему «эксплуатационное оборудование-пласт». Поэтому капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособного состояния эксплуатирующегося горизонта и подземной части эксплуатационного оборудования, а также с проведением мероприятий по охране недр. В состав работ по капитальному ремонту входят мероприятия по устранению нарушений, происшедших в эксплуатационной колонне (слом, смятие), по изоляции вод (изоляционно-ремонтные работы), по возврату на вышележащие горизонты и углублению скважин, работы по ликвидации скважин. Капитальный ремонт скважин направлен как на поддержание действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, так и на восстановление бездействующих скважин, т.е. наращивание действующего фонда скважин. Пуск в эксплуатацию фонда простаивающих скважин имеет важное значение для национальной экономики. Каждая восстановленная скважина улучшает экономические показатели НГДУ. 5.2 Заказ-наряд, его содержание Работа бригад КРС планируется ежемесячно с составленным план-графиком движения бригад. Все скважины, включаемые в план-график капитального ремонта, рассматривается заместителем начальника управления по геологии, начальником отдела разработки, геологом ЦДНГ и ведущим геологом на основании заказов на производстве КРС. В заказе должна быть отражена геолого-техническая характеристика скважин: - категория скважин; - газовый фактор скважины; - пластовые давления и даты их замера; - информация о ранее проведенных геофизических и гидродинамических исследованиях КРС производится под руководством мастера бригады КРС в соответствии с планом, составленным ЦКРС. В плане должно быть отражено: - категория скважин; - газовый фактор скважины; - информация о ранее проведенных исследованиях; - наличие подземного оборудования; - цель ремонта, порядок проведения работ и ответственные за их выполнение. ПЛАН Капитального ремонта скважины № 508. Куст № 9 М-е: Западно-Сургутское. Скважина 1 категории. Способ эксплуатации: НАГН. Газовый фактор: 84 м3/т. I Геолого-техническая характеристика скважины. Dкондуктора: 245мм. Нспуска: 697м. Нцем.: 25 м. Dэ/к: 146,1 мм. Нспуска: 2369м. Нцем.: 54 м. Толщина стенок по интервалам: 7,7мм (0-2369м). Первоначальное давление опрессовки э/к: 176 атм. Допустимое давление опрессовки э/к: 141 атм. Искусственный забой: 2355 м. Текущий забой: 2335 м. Удлинение на кровлю пласта: 192 м. Нверт.: 2110,2 м. Интервал перфорации: 2302-2313 м. Альтитуда стола ротора: 71,2 м. Альтитуда муфты: 64 м. Разница: 7,2 м. Максимальный угол наклона: 34,5° на глубине: 340 м. Тип фонтанной арматуры: АФК1-65х210. Тип колонной головки: ОКК1-146*245-210 Баку Маш. З-д им. Лейт. Шмидта . Тип ПВО: 4-хступенчатый превентор типа Quad 03-1/16 10000PSI (700кг/см2). Диаметр уплотнительного кольца планшайбы: 205 мм. Начало бурения: 12.03.1994 Конец бурения: 19.03.1994. II История эксплуатации скважины Дата ввода в эксплуатацию: 06.07.1995. Способ эксплуатации: ЭЦН. 3амечания к эксплуатационному периоду: нет. Начальный дебит/приёмистость: 6,76 м3/сут. III Состояние скважины к началу ремонта. Подземное оборудование: воронка на НКТ 73 мм на глубине 2243,33 м. Предыдущий ремонт: ревизия лифта НКТ - 08.09.2005. Состояние скважины по фонду: простой. Qпр.: 239м3/сут. Pбуф.: 105/110 атм. Проведённые ГФИ: ОТСЭК - 08.09.2005. Причина ремонта: снижение приемистости. Пластовое давление: 213,7 атм от 01.06.2007. IV Требования, зависящие от категории скважины. Максимально допустимое давление опрессовки э/к: 141 атм. Иметь на солерастворном узле 65м3 солевого раствора уд. Веса 1,11 г/см3. V Цель ремонта: промывка забоя. Шаблонирование НКТ и ЭК при помощи установки «НТ». Перестрел интервала 2309-2313м. ОПЗ ГКО по г/трубе. ГФИ: ОПП, РГД под закачкой. VI Ожидаемый режим: Qпр.: 385 м3/сут при Pбуф.: 105 атм. Порядок проведения работ. 1 Ознакомить бригаду с планом работ. 2 Расставить оборудование и технику согласно «Схемы расстановки оборудования при производстве работ с установками «НТ». 3 Произвести демонтаж лубрикатора, монтаж превентора и инжектора на устье скважины согласно схемы №12 Типовых схем «Обвязки устья ПВО при Т и КРС на месторождениях ОАО «СНГ». 4 Произвести обвязку установки «НТ», насосно-компрессорного агрегата, желобной циркуляционной системы. Опрессовать нагнетательную линию на 350атм. Опрессовать превентор и тройник на 141 атм. 5 Спустить перо диам. 55мм на г/трубе с промывкой в скважину до гл. 2355м. Скорость спуска г/трубы за 20м до воронки снизить до 0,5м/мин; в интервале 2282-2355м не более 1м/мин. Промыть забой до жесткой посадки, чистой тех. воды 2-х кратным объёмом НКТ и Э/К от забоя до воронки НКТ с расходом на НКА 200-220 л/мин. 6 При спуске г/трубы в случае прекращения циркуляции или ее значительного снижения при постоянном давлении на насосном агрегате, немедленно произвести подъем г/трубы. 7 При зумпфе менее 5 м или при его отсутствии произвести подъем пера на г/трубе из скважины. Произвести обследование текущего забоя печатью по согласованию с заказчиком. Для этого: 8 Произвести демонтаж превентора, инжектора. Произвести перекомпоновку на печать диам. 55мм. Произвести монтаж превентора и инжектора на устье скважины согласно схемы №12. Опрессовать превентор на 141 атм. Произвести спуск печати на г/трубе с циркуляцией в скважину до гл. жёсткой посадки. Скорость спуска г/трубы за 20 м до места жёсткой посадки не более 0,5 м/мин. Поднять печать на г/трубе из скважины. Произвести демонтаж превентора и инжектора. По отпечатку - при невозможности проведения промывки забоя пером меньшего диаметра - дальнейшие работы согласовать с заказчиком. 9 При возможности проведения промывки пером меньшего диаметра произвести перекомпоновку на перо (диам. пера подобрать по отпечатку). Произвести монтаж превентора и инжектора на устье скважины согласно схемы №12. Опрессовать превентор на 141 атм. Спустить перо на г/трубе с промывкой до гл. 2355 м. Скорость спуска г/трубы за 20 м до воронки снизить до 0,5 м/мин; в интервале 2282-2355 м не более 1 м/мин. Промыть забой до жесткой посадки, чистой тех. воды. 10 После промывки поднять перо на г/трубе из скважины. Произвести шаблонирование НКТ и ЭК перед перфорацией. Для этого произвести демонтаж превентора и инжектора. Произвести перекомпоновку на шаблон диам. 55 мм, длиной 2 м. Произвести монтаж превентора и инжектора на устье скважины согласно типовой схемы №12. Опрессовать превентор на 141 атм. Произвести СПО шаблона на г/трубе в скважину с циркуляцией до гл. 2355 м. Скорость спуска г/трубы за 20 м до воронки снизить до 0,5 м/мин; в интервале 2282¬ – 2355 м не более 1 м/мин. При непроходе шаблона до гл. 2355 м или при наличии посадок и затяжек при СПО шаблона произвести подъём г/трубы из скважины. Проведение перфорации согласовать с заказчиком. 11 Отдуть г/трубу компрессором. Произвести демонтаж превентора и инжектора, установки НТ, монтаж лубрикатора на фонтанную арматуру согласно схемы № 16. Опрессовать лубрикатор на 141 атм при закрытой центральной задвижке. 12 Провести перфорацию (перестрел пл. АС4) в интервале 2309 - 2313м зарядами ЗКУ-40 по 12 отв. на 1 п.м. 13 При отсутствии забоя на гл. 2355 м, при проведении привязки после перфорации произвести повторную промывку забоя скважины по согласованию с заказчиком. Для этого: повторить пункты 3,5,7-9 плана работ. После промывки приподнять г/трубу до гл. 2313 м. 14 При наличии забоя (на гл. 2355м, при проведении привязки после перфорации): спустить перо диам. 55 мм на г/трубе с циркуляцией в скважину до гл. 2313 м. Скорость спуска г/трубы за 20 м до воронки снизить до 0,5 м/мин; в интервале 2282-2313м не более 1 м/мин. Определить приёмистость при P=105 атм. При необходимости, при P=141 атм. При отсутствии приёмистости произвести установку кислотной ванны по согласованию с заказчиком. 15 При наличии приёмистости произвести ОПЗ ГКО по г/трубе в объёме 11 м3. Для этого: при открытом КВД на рабочем тройнике закачать в г/трубу на циркуляцию 3 м3 состава ОПЗ. Закрыть КВД на рабочем тройнике. Закачать по г/трубе в пласт оставшиеся 8 м3 состава ОПЗ с одновременным приподъёмом г/трубы до гл. 2302 м. Продавить состав в пласт по г/трубе тех. водой в объёме 3,5 м3. Открыть КВД на рабочем тройнике. Допустить г/трубу с промывкой до гл. 2355 м. Вымыть продукты реакции до чистой тех. воды. Поднять перо на г/трубе из скважины. 16 Определить приёмистость при P=105 атм. При приёмистости менее 385м3/сут дальнейшие действия согласовать с заказчиком. 17 При приёмистости более или равной 385 м3/сут - отдуть г/трубу компрессором. Произвести демонтаж превентора и инжектора, установки НТ, монтаж лубрикатора на фонтанную арматуру согласно схемы №16. Опрессовать лубрикатор на 141 атм при закрытой центральной задвижке. 18 Произвести геофизические исследования: ОПП, РГД под закачкой при P=105 атм (с указанием давления закачки в АКТ-наряде на проведения комплекса ГФИ). 19 Произвести демонтаж рабочих линий, рабочей площадки. 20 Сдать скважину ЦДНГ-5. |