ответы нефтегаз 4 вида работ. Участие в проведении технологических процессов разработки и эксплуатации
 Скачать 1.56 Mb.
|
Ликвидация парафино-гидратных пробок в скважинах.К мерам по предотвращению образования АСПО в скважинном оборудовании относятся: подбор и установление режима откачки, обеспечивающего оптимальную степень дисперсности водонефтяного потока, применение скважинных насосов с увеличенным проходным сечением клапанов, уменьшение динамического уровня в скважине, увеличение глубины погружения насоса, применение дозируемой подачи на прием скважинного насоса химических реагентов, подбираемых с учетом состава АСПО, свойств продукции и режимов эксплуатации скважины. При решении вопроса о целесообразности применения метода предотвращения АСПО с использованием подачи химических реагентов забойными дозаторами необходимо учитывать следующие обстоятельства. Химические реагенты, как правило дороги и тенденции к снижению их стоимости не наблюдается. Как показала практика, метод технологически эффективен только при применении новых НКТ. Существующие способы очистки бывших в употреблении НКТ не обеспечивают требуемой степени очистки поверхности труб. Если в составе колонны оказываются трубы, бывшие в употреблении, применение забойных дозаторов не обеспечивает защиты от АСПО и оказывается чисто затратным делом. Предотвращению отложений парафина и асфальто-смоло-парафиновых веществ в скважинном оборудовании может способствовать повышение температуры продукции скважины в результате ее подогрева перед насосом, например скважинным стационарным электронагревателем. Однако, в связи с высокой стоимостью нагревателей и кабеля, а также и с учетом того обстоятельства, что в результате потерь тепла в окружающую среду зона повышенной в результате подогрева температуры продукции скважины распространяется не более, чем на 300 м по длине НКТ -применение метода требует тщательной экономической оценки с учетом конкретных условий. В ряде случаев эффективно увеличение глубины погружения насоса (увеличение глубины погружения насоса на 100 м увеличивает температуру на приеме насоса на 3…4С), однако при этом несколько увеличивается нагрузка на головку балансира за счет дополнительного веса штанг. При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее. Универсального способа пригодного для всех условий до настоящего времени не найдено. Инженерно-технологическая служба НГДУ должна планировать и осуществлять мероприятия направленные на предотвращение и ликвидацию АСПО с учетом конкретных геолого-физических условий, свойств продукции скважины, состава АСПО, особенностей данной стадии разработки месторождения, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д. Интегральными критериями при выборе метода являются экономические критерии, в частности годовые затраты при использовании данного метода в расчете на скважину. Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, все же некоторые обобщенные рекомендации исходя из накопленного опыта могут быть сделаны. Все применяемые методы борьбы с АСПО могут быть сведены в следующие группы методов: механические (применение скребков, установленных на штангах); химические (промывки растворителями, применение ингибиторов); физические (тепловые, применение магнитов); применение защитных покрытий (стеклянные, полимерные покрытия); комбинированные (сочетание методов из перечисленных групп). Механические методы борьбы с АСПО Для категории скважин в которых зона отложений начинается выше насоса и состав АСПО преимущественно парафинового типа наиболее дешевым и технологически эффективным может оказаться применение механического метода борьбы с АСПО - заключающегося в применении в составе штанговой колонны в зоне отложений штанг со скребками в сочетании с применением в канатной подвеске СК штанговращателя. Для условно вертикальных скважин (с углами наклона не более 8…10), а также на условно-вертикальных участках наклонно-направленных скважин рекомендуется применение наиболее дешевых пластинчатых металлических скребков, закрепляемых на штангах на расстоянии друг от друга не более длины хода СК. На криволинейных и наклонных участках скважин рекомендуется применение штанг со скребками-центраторами, в ряде случаев в комбинации с пластинчатыми скребками. Скребки-центраторы различных конструкций из полимерных материалов в ОАО «Татнефть» испытываются с 1987 года и за это время накоплен значительный опыт их применения. Очистка поверхностей НКТ происходит при возвратно-поступательном и вращательном движении скребка. Промысловая практика показывает, что применение скребков и скребков-центраторов весьма эффективно. При применении механического метода борьбы с АСПО с использованием скребков-центраторов необходимо учитывать и возможность проявления в определенных условиях некоторых негативных последствий, обусловленных увеличением напряжений в штангах, в частности возможность роста частоты обрывов и отворотов штанг при длительной работе скважин, оборудованных скребками-центраторами при движении объемных скребков-центраторов в вязкой среде. Увеличение максимальной и уменьшение минимальной нагрузки приводит к увеличению приведенного напряжения цикла и в ряде случаев запас усталостной прочности может оказаться недостаточным, что приведет к увеличению количества обрывов штанг. Возникновение ощутимого поршневого эффекта при работе скребков-центраторов обусловлено формированием водонефтяных эмульсий при движении обводненной продукции. Поэтому использование скребков-центраторов в обводненных скважинах может приводить к росту обрывности штанг обусловленному более интенсивным формированием при работе штанговой колонны со скребками - центраторами стойких вязких водонефтяных эмульсий, усиливающих действие поршневого эффекта. Если при движении водонефтяного потока стойкая эмульсия не образуется, возможно использование дополнительной турбулизации для срыва АСПО. В этом случае скребки устанавливаются последовательно на таком расстоянии друг от друга, чтобы при угасании турбулентности от предыдущего скребка-центратора она вновь возбуждалась последующим. Эффективность действия скребков по длине зоны турбулентности и значение местных гидравлических сопротивлений этих скребков до настоящего времени не изучены. При выборе материала штанг для использования со скребками-центраторами необходимо ориентироваться на штанги из легированной стали, так как нормализованная углеродистая сталь не всегда обеспечивает достаточного запаса усталостной прочности, особенно при откачке обводненной продукции. Химических методы борьбы с АСПО В скважинах, в которых наиболее дешевые механические методы не достаточно эффективны, в частности, когда в составе АСПО преобладают смолы и асфальтены, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом и т.д. возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в частности химических. Наиболее распространенным методом в этой группе является промывка скважин нефте-дистиллатной смесью, что связано с относительной простотой технологии проведения обработок, и доступностью промывочного раствора, в качестве которого используется смесь обезвоженной нефти и дистиллата в различных соотношениях по объему. Перед обработкой скважины углеводородным растворителем (дистиллатом) следует определить наличие в скважине циркуляции. В случае ее отсутствия выполняется комплекс работ по достижению циркуляции, после чего разрешается приступать к закачке растворителя. Обработка скважины углеводородным растворителем осуществляется по различным технологиям: Первый вид Останавливают скважину, затем в межтрубное пространство закачивают растворитель в объеме, равном объему скважины на глубину спущенных НКТ с одновременным выдавливанием нефти через НКТ в коллектор. После заполнения растворителем кольцевого пространства и насосно-компрессорных труб скважину останавливают на реагирование от 4 до 16 часов. По окончании процесса растворения, методом обратной промывки производится вытеснение дистиллата нефтью Второй вид Соляро-дистиллатная смесь закачивается в затрубное пространство скважины с последующим включением на циркуляцию. Объем закачки определяется объемом нефтевоза - 1, 2, или 3 нефтевоза. В зависимости от динамического уровня жидкости в скважине закачка соляро-дистиллата осуществляется двумя способами: самотеком из нефтевоза при низком динамическом уровне; закачкой насосным агрегатом при высоком динамическом уровне. Заливка соляро-дистиллата в затрубное пространство осуществляется при работающем насосе. После закачки дистиллята скважину запускают на циркуляцию переключением соответствующих задвижек По истечении времени работы скважины на циркуляционном режиме переключают соответствующие задвижки и направляют поток жидкости в нефтепровод. Продолжительность проведения обработок скважин соляро-дистиллатом для скважин, имеющих отложения на глубине менее 600 м должна быть не менее 24 часов. Для скважин, имеющих глубину формирования АСПО более 600 м, необходимо увеличить продолжительность обработок. К химическим методам борьбы с АСПО относится также применение ингибиторов. Ингибиторы используемые для предупреждения образования АСПО, являются гидрофилизаторами поверхности оборудования и диспергаторами асфальтенов, смол и парафинов. При постоянной дозировке такого химического реагента в скважину на изначально чистой поверхности оборудования создается гидрофильная пленка, препятствующая формированию на нем отложений. Одновременно такой реагент оказывает диспергирующее действие на твердую фазу смоло-парафиновых веществ, что способствует беспрепятственному выносу их потоком жидкости. Для предупреждения формирования отложений парафина на поверхности НКТ применяются химреагенты-депрессаторы, предотвращающие рост кристаллов и образование структур с плотной упаковкой молекул твердых углеводородов. Препятствовать отложениям парафина могут также реагенты-модификаторы, изменяющие кристаллическую структуру парафинов в процессе их фазового перехода. Ингибитор может подаваться в скважину при помощи забойных и устьевых дозаторов, а также периодической закачкой в затрубное пространство. Расход реагента на 1 т. нефти определяется типом реагента. Так, например, при использовании реагента ТНПХ-1а расход составляет 100 г. на 1 т. нефти. Марки дозаторов и их технические характеристики приведены в разделе 2.8 настоящего стандарта.. Основные факторы, ограничивающие использование ингибиторов - высокая стоимость реагентов, низкая надежность дозирующих устройств, необходимость применения новых НКТ. Основным типом ингибитора, применяемым для борьбы с АСПО на нефтегазодобывающих предприятиях ОАО «Татнефть» является ТНПХ-1а. Основной недостаток химических методов в условиях ОАО «Татнефть» - большие затраты на реализацию технологий. Физические методы борьбы с АСПО. К физическим методам относятся в первую очередь тепловые методы - периодическая обработка скважин горячей нефтью с применением специального агрегата АДП, прогрев продукции проходными стационарными электронагревателями, периодический или постоянный прогрев НКТ пропуском по телу труб электрического тока. Главным недостатком первых двух методов является малая зона прогрева (порядка 300 - 350 м) вследствие потерь тепла в окружающую среду, что делает неэффективными эти методы как самостоятельные на поздней стадии разработки месторождений в условиях значительного расширения по глубине интервала отложений. В тоже время эти методы в необходимых случаях могут иметь ограниченное применение в комбинации с механическими или химическими методами борьбы с АСПО. Метод прогрева НКТ при прохождении электрического тока хотя и может оказаться технологически эффективным, все же также не может быть рекомендован как базовый из-за дороговизны, сложности в реализации (необходимо электрически изолировать НКТ, колонну штанг, обеспечить надежный электрический контакт нижней части НКТ с обсадной колонной и т.д.), сравнительно низкой надежности имеющихся технических средств реализации, сложности применения в скважинах с высокой обводненностью продукции. К группе физических относится также метод воздействия на продукцию скважины постоянным магнитным полем создаваемым специальными устройствами - магнитными активаторами. Из-за отсутствия завершенного теоретического обоснования метода, весьма малого объема и неоднозначности результатов внедрения данный метод также не может быть пока рекомендован к широкому применению. Применение защитных покрытий. Промысловая практика показала, что лучшим материалом с точки зрения низкой сцепляемости с нефтяными парафинами является стекло. Эффективность применения защитных покрытий достаточно высокая. Так, в НГДУ «Лениногорскнефть» частота запарафинивания скважин, оборудованных НКТ с защитным покрытием, в 2, 5…3 раза меньше, чем по скважинам, в которых эксплуатировались НКТ без покрытия. Вместе с тем, на незащищенных частях муфт, местах возможных дефектов покрытия АСПО могут откладываться, что требует дополнительных мер по очистке. Применение защитных покрытий эффективно лишь в том случае, если будет полностью изолирован интервал парафинизации. Однако, на поздней стадии разработки происходит расширение зоны парафинизации, ее смещение вглубь скважины, в призабойную зону и в зону насоса. Следовательно, применение защитных покрытий в качестве превентивной меры может лишь частично решить проблему парафинизации скважинного оборудования. Эффективность применения труб с полимерными покрытиями на скважинах, осложненных АСПО требует дальнейшего изучения. Накопленный опыт пока слишком мал, для того чтобы сделать какие-либо конкретные рекомендации в пределах данного стандарта. Комбинированные методы борьбы с АСПО Комбинация методов применяется в случаях, когда один из описанных методов сам по себе не в состоянии решить проблему, либо из соображений экономической целесообразности. Любой технологически оправданной комбинации методов должна сопутствовать экономическая оценка с учетом конкретных условий. К реализации должна приниматься та технология (комбинация методов), которая обеспечивает в данных условиях наименьшие затраты. Заключение. Успешная, безаварийная промывка скважин определяется, прежде всего, степенью совершенства процесса промывки и оборудования для его осуществления. Было бы ошибочным считать, что это вспомогательный процесс в бурении, и что его функции сводятся к выносу разрушенной долотом породы на дневную поверхность. Процесс промывки скважины включает разрушение породы и очистку забоя от обломков породы, охлаждение и смазку бурильного инструмента, транспортирование шлама на дневную поверхность и сброс его в отвал, временное стабилизирование и крепление ствола скважины, герметизацию проницаемых зон, балансирование давления на границе скважина-пласт и т.д. При эксплуатации нефтяных скважин происходят осложнения, связанные с разрушением неустойчивых пород призабойной зоны и образования песчано-глинистых пробок прифильтровой части присадных труб и в подъемных трубах. В зависимости от природы и интенсивности выноса пород, толщина песчано-глинистных пробок иногда достигает 200-400 метров, в связи с чем, нередко продуктивность скважины снижается вплоть до полного прекращения подачи жидкости. Учитывая это, в работе рассмотрены методы разрушения и удаления скопившегося в скважине песка путем проведения прямой и обратной промывок и с применением беструбного гидробура. Список используемой литературы. Акульшин А.И., Бойко В.С. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1989г. 2. Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974г. 3. Государственный доклад о состоянии окружающей природной среды Республики Татарстан. Издательство Природа, 1997 г. 4. Документация НГДУ «Лениногорскнефть» 5. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1987г. 6. Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» М.: Недра, 1978г. 7. Юрчук В.А., А.З.Истомин «Расчеты в добыче нефти» М.: Недра, 1997г.
Введение. Длительная эксплуатация нефтяных или газовых скважин приводит к тому, что периодически их требуется ремонтировать. При ремонте может потребоваться замена НКТ или спуско-подъемного оборудования, прочистка обвалившихся элементов ствола, промывка и ряд других процедур. Чаще всего работы проводятся под землей, и их классифицируют на текущий и капитальный ремонт скважин. В первом случае они проводятся в плановом порядке: они могут касаться очистки всего ствола или отдельных элементов, внесения изменений в режим функционирования и т.д. Капитальный ремонт подразумевает масштабную замену оборудования, устранение серьезных неисправностей, углубление или расширение ствола, а также вторичное бурение. Для текущего и капитального ремонта нефтяной скважины используется профессиональное оборудование, а перед ремонтом необходимо подготовить к спуско-подъемным работам, провести исследование ствола и забоя, а также прилегающих пластов на предмет давления, наличия инородных предметов, воды и другие параметры. При ремонте, вне зависимости от того, текущий он или капитальный, важно соблюдать технику безопасности, а также природоохранные нормативы. |