Отчет. Утверждаю руководитель практики от предприятия (Ф. И. О.) Календарный план

• Название: Утверждаю руководитель практики от предприятия (Ф. И. О.) Календарный план
• Дата: 12.06.2019
• Размер: 1.25 Mb.
• Имя файла: Отчет.doc
• Тип: Документы; #81455
• страница: 8 из 10

эксплуатации скважин

При содержании в нефти 2-3% и более парафина наблюдаются интенсивные его отложения в трубах, закрывающие значительную часть их сечения. На промыслах РТ интервал отложения парафина достигает 800-900 м от устья. Выпадение из нефти твердой фазы происходит вследствие понижения температуры и перехода части легких фракций в паровую фазу при движении нефти к устью скважины, что сопровождается ухудшением ее растворяющих свойств. Отложения парафина удаляют механическими, тепловыми и физико-химическим методами. Для удаления в скважинах, эксплуатирующихся штанговыми насосными установками, применяют непрерывную очистку труб скребками различных конструкций, установленных на колонне штанг, и нагрев подъемных труб паром или горячей нефтью, закачиваемой в затрубное пространство. Для производства пара используется передвижная установка ППУ-ЗМ с производительностью 1 т пара в час, максимальная температура пара 310°С. Для депарафинизации скважин нагретой нефтью применяют агрегат 1АДП-4-150, который также можно использовать для депарафинизации нефтепроводов, мерников, сепараторов.

В скважинах, оборудованных штанговыми насосными установками, чаще применяют механический метод удаления парафина. Расстояние между скребками устанавливается в пределах длины хода плунжера. Для лучшего удаления парафина скребками штанги вместе с ними при каждом ходе плунжера поворачиваются на некоторый угол с помощью штанговращателя, приводимого в движение от станка-качалки.

В скважинах, эксплуатирующихся фонтанным способом, также можно применять тепловые и механические методы удаления парафина, если глубина отложений и затрубное давление невелики.

Наиболее эффективный способ борьбы с образованием отложений
парафина в фонтанных и газлифтных скважинах - покрытие внутренних
поверхностей труб специальными эмалями, лаками и стеклом. На
поверхности этих покрытий парафин откладывается слабо, легко смывается и
уносится. В некоторых случаях нефть из труб удаляют с помощью
растворителей. Разрабатываются акустические, вибрационные,

электромагнитные методы предотвращения отложений парафина.

Песчаные пробки ликвидируют в основном двумя способами: при помощи желонки и промывкой скважин. Эти работы трудоемки и довольно опасны.

Наибольшую опасность при чистке песчаных пробок представляет возможность мгновенного образования канатных петель, которые могут захватить работающего. Такие петли обычно образуются при спуске в скважину желонки в том случае, когда она останавливается на обрезе или зацепляется за выступ эксплуатационной колонны. Во время спуска желонки пребывание работающих у устья скважины запрещается, не разрешается также поправлять канат на ходу или под натяжкой. При необходимости провести какую-либо работу с канатом, когда желонка находится в скважине, необходимо по возможности поднять ее на несколько метров выше пробки, канат закрепить на устье скважины специальным зажимом. Только после надежного закрепления вести необходимые работы.

Наиболее широко применяют прямую и обратную промывки. До начала промывки скважины все коммуникации от промывочного агрегата до устья скважины должны быть проверены и опрессованы на полуторное рабочее давление. На насосе промывочного агрегата должны быть установлены

манометр и предохранительное устройство для предотвращения разрыва насоса, напорной линии, шланга и запорной арматуры. Выкид от предохранительного устройства должен быть направлен под пол агрегата и укреплен.

Промывочный шланг должен иметь по всей длине5 петлевую обвивку из мягкого металлического канатика, прочно прикрепленного к стояку и вертлюгу.

Для успешной и безопасной промывки на конце колонны промывочных труб устанавливают специальный патрубок с насадкой в виде косорезанного патрубка, фрезы или специального мундштука. Промывка с прямым концом труб опасна вследствие возможного забивания их песком, что может привести к аварии наземного оборудования.

Правильный выбор промывочных труб и его соответствие диаметру колонны увеличивает эффективность промывки и предотвращает прихват труб в эксплуатационной колонне.

При промывке песчаных пробок в скважинах, из которых возможны выбросы, необходимо под вертлюгом установить предохранительную противовыбросовую задвижку и применять промывочную жидкость такой плотности, чтобы в момент вскрытия фильтра пластовое давление не превышало давления столба этой жидкости.

1.5 Осложнения, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин.

Отказ оборудования — пожалуй, наиболее часто встречающийся вид осложнений при добыче. Например, в насосной скважине может обломиться штанга, что потребует доставки к скважине специального оборудования, которое называется сервисной или подъемной установкой, чтобы вытащить штангу из скважины и снова начать добычу из нее. Подъемная установка обычно монтируется на грузовике — или, если это очень большая установка для глубоких скважин, на трейлере — и обслуживается собственной бригадой. Если над скважиной нет вышки, — а над большинством современных скважин их нет, — установка будет состоять из мачты и лебедки для извлечения оборудования из скважины

Другая типичная проблема при добыче — отказ глубинного насоса, вызванный чаще всего физическим износом одной или нескольких подвижных деталей насоса Если это случается, подъемная установка может быстро вытащить насос, присоединенный к штангам, и произвести необходимый ремонт. Если в насосно-компрессорной колонне появится течь или трещина из-за коррозии или механических напряжений, на скважину снова вызывают подъемную установку. Насосно-компрессорная колонна извлекается из скважины, поврежденная секция заменяется и колонну возвращают в скважину.

При газлифте может возникать отказ газлифтных клапанов. Клапан может застрять либо в открытом, либо в закрытом положении; но в любом случае его надо срочно достать и починить. Один из видов газлифтных клапанов вставляется с помощью троса в специально предусмотренный карман насосно-компрессорной колонны, называемый камерой газлифтного клапана. Если происходит отказ клапанов такого типа, нет необходимости в

извлечении насосно-компрессорной колонны. Вместо этого маленький грузовик с лебедкой и тросом извлекает и заменяет неисправный клапан (если происходит отказ обычной газлифтной установки, для починки неисправного оборудования приходится извлекать всю насосно-компрессорную колонну).

Бой поршня по жидкости. Если механизированная добыча из скважины продолжается достаточно долго, чтобы стабилизироваться, идеальная ситуация достигается, когда скорость притока в скважину совпадает со скоростью откачивания при такой глубине погружения насоса, которой достаточно, чтобы насос полностью заполнялся при каждом рабочем ходе. Насос может заполняться полностью или почти полностью, только если добываемый газ отделяется от скважинных флюидов и удаляется по обсадной колонне при совпадении скоростей подачи насоса и притока. Газовый якорь (скважинный газосепаратор) способствует отделению газа в скважине. В целом давление в обсадной колонне следует поддерживать на самом низком возможном уровне, чтобы давление в забойной зоне было как можно ниже по сравнению с давлением в пласте. Если скорость откачивания превысит скорость притока, скважина опустеет, и насос не будет полностью заполняться во время хода вверх. При ходе вниз поршень насоса будет бить по несжимаемой жидкости, вызывая в ней ударные волны. В результате возникает ударная нагрузка на штанговую колонну, наземное оборудование и редукторы.

Сильный бой по жидкости легко обнаруживается по динамограмме или по вибрации сальникового штока. Его можно устранить, сокращая число рабочих ходов в минуту или длину рабочего хода. Если скважина продолжает опорожняться, после того как достигнут нижний предел скорости откачивания посредством снижения скорости и длины рабочего хода, бой по жидкости можно прекратить с помощью проведения периодического откачивания скважины. Установку можно включать и выключать вручную с помощью таймера или отключающего регулятора. Следствием боя поршня по
жидкости являются дорогостоящие ремонт и простой оборудования. Режим периодического откачивания может снизить эти затраты. Тем не менее, насосная установка, соответствующая притоку в скважину, будет более продуктивной и экономически оправданной.

Пескообразование, повреждение пласта, отложения парафинов, эмульгирование нефти в воде и коррозия — типичные проблемы в скважине.

Пескообразование.

В скважины, ведущие добычу в рыхлых песчаниках, вместе с нефтью обычно поступает некоторое количество песка. Несмотря на то что часть этого песка выносится на поверхность, большая его часть накапливается на дне скважины. Продолжающееся накопление песка в скважине рано или поздно сократит скорость добычи нефти и может полностью остановить производство. Если возникает такая проблема, известная под названием пескообразование, вызывают подъемную установку, оборудованную песочным насосом. Песочный насос — это специальная желонка для удаления песка из скважины.

Если Пескообразование скважины продолжается, могут потребоваться профилактические мероприятия. Одним из наиболее часто применяемых методов борьбы с пескообразованием является устройство гравийных фильтров. В скважине устанавливается гравийный фильтр, на уровне продуктивного пласта помещается щелевая гильза и тщательно подобранный по размеру гравий засыпается снаружи по периметру гильзы. Гравий крупнее песка из пласта, но достаточно мелок, чтобы песчинки не могли проходить через его слой. Таким образом, гравий образует пробку, через которую может проходить нефть, но не песок.

Для связывания или уплотнения песка могут применяться различные пластмассы. Главная сложность в том, чтобы подобрать пластик, связывающий песок, но пропускающий нефть через получившийся конгломерат.

Повреждение пласта.

Это типичное затруднение наблюдается, если с пластом, окружающим скважину, происходит что-то, снижающее добычу нефти. Например, избыточное нарастание обводнения в окрестностях скважины затормаживает ток нефти. Глинистая пробка — накопление бурового раствора вокруг скважины в продуктивном интервале, также может снизить скорость тока нефти. Во многих сланцевых продуктивных пластах буровой раствор, используемый при капитальном ремонте, может вызвать набухание глины и полностью прекратить приток нефти.

Скважины с таким типом повреждений обрабатывают кислотами, реагентами для смывки глины, смачивающими реагентами и/или другими специальными химикатами. Эти материалы закачиваются в пласт и через какое-то время выкачиваются на поверхность. Это высококвалифицированные операции, требующие специальных насосных грузовиков и оборудования. Их обычно выполняют компании по обслуживанию скважин, специализирующиеся на этом виде работ.

Парафин.

Отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных выкидных трубопроводах — это проблема, возникающая в тех районах, где добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть. Парафин, являющийся на самом деле частью этой сырой нефти, осаждается в твердом виде в результате снижения температуры. Таким образом, накопление парафина редко вызывает затруднения на дне скважины, но становится острой проблемой вблизи поверхности, где температура ниже.

Для борьбы с отложением парафина существуют различные методы. В поверхностных выкидных трубопроводах может оказаться достаточным периодически пропускать через трубы скребки для удаления накопившегося парафина. В насосно-компрессорных колоннах скребки можно установить на насосных штангах, возвратно-поступательное движение которых будет приводить в действие скребки и таким образом предохранять насосно-
компрессорную колонну от избыточного накопления парафина.

Еще один способ удаления парафина — периодическая циркуляция горячей нефти по наземным трубопроводам и насосно-компрессорной

колонне — обычно выполняется сервисной компанией, так как это еще одна служебная операция, проводимая только время от времени.

Можно также закачать растворитель парафина в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами.

Эмульсии нефти в воде.

Образование эмульсий из нефти и воды — четвертая типичная проблема. В определенных условиях нефть и вода образуют эмульсию, не разделяющуюся на поверхности без специальной обработки. Это также является проблемой, поскольку разрушение эмульсий стоит очень дорого. Методы деэмульгирования включают тепловую и химическую обработку, а также различные комбинации химической обработки. Так как химический состав сырой нефти меняется на разных месторождениях, различается также и природа химикатов, используемых для разрушения эмульсий.

Коррозия.

Коррозия — одна из наиболее дорогостоящих проблем, поражающих нефтяную скважину. Соленая вода, извлекаемая вместе с нефтью, обладает высокой коррозионной агрессивностью, и большая часть нефтей содержит различные количества сероводорода, который тоже вызывает коррозию. Антикоррозионные меры — введение химических ингибиторов коррозии в кольцевой зазор между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, а также использование специальных сплавов и труб с цементным покрытием. Каждый из этих методов имеет явные достоинства и недостатки. Часто стоимость замедления коррозии столь высока, что расходы себя не оправдывают; тогда никаких антикоррозионных мер не предпринимают, а заменяют оборудование по окончании его срока службы.


Утилизация соленой воды.

Утилизация соленой воды, извлекаемой вместе с нефтью, может быть очень дорогостоящей. Соленую воду нельзя спускать в наземные реки и водоемы, потому что это губительно для растений и животных. Наиболее обычный способ утилизации соленой воды — закачка в скважины, специально пробуренные для этой цели.

Соленую воду нельзя закачивать в пресноводные пласты, а там, где она закачивается, следует предпринимать меры против накопления избытка посторонних материалов, которые могли бы закупорить пласт. Обычно практикуется периодический запуск обратного тока соленой воды в скважинах для удаления части посторонних материалов, которые накапливаются на поверхности пласта в призабойной части скважины. Кислотная обработка нагнетательной скважины также помогает прочистить пласт

6. ТЕКУЩИЙ И КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ.

Эксплуатация нефтяных месторождений находящихся на поздней стадии разработки сталкивается с такими существенными проблемами как: старение фонда скважин, увеличение обводнённости и возрастающей химизацией процессов нефтедобычи.

При разработке нефтяных месторождений широко применяется система поддержания пластового давления путём заводнения в различных комбинациях, что связано с внедрением высокого давления нагнетания воды в скважины, широким использованием для заводнения пластов сточных вод, кислот и других вытесняющих агентов, обладающих высокой коррозионной активностью по отношению к металлу обсадных колонн и цементному кольцу. Ремонтно-восстановительные работы обеспечивают оптимальные условия работы эксплуатационного объекта, активно способствуют решению вопросов связанных с охраной недр и природных ресурсов. В этой части структура выполняемых работ по КРС характеризуется многообразием операций и исключительной сложностью [2]. 1.6.1. Текущий ремонт скважин

В процессе эксплуатации скважин их работа время от времени нарушается, что выражается в постепенном или резком снижении дебита или полном прекращении подачи жидкости или газа.

Чтобы восстановить нормальную работу скважин, требуется поднять ее подземное оборудование для замены или ремонта, очистки забоя от песчаной пробки или для других мероприятий и затем обратно спустить оборудование в скважину. Изменение технологического режима скважины также связано с необходимостью изменения глубины спуска труб, замены труб, спущенных в скважину, трубами другого диаметра, замены насоса другим типоразмером и т.п.
Часто происходит также изменения состояния скважин и ее призабойной зоны, в результате чего дебиты скважин уменьшаются или полностью прекращается подача жидкости или же в скважинах появляется вода; устранение таких неполадок связано с исправлением эксплуатационной колонны, ликвидацией прорывов вод. Все эти работы называются текущим (подземным) ремонтом скважин.[3]
Виды работ по текущему ремонту скважин

Ремонт нефтяных скважин подразделяют на текущий подземный ремонт и капитальный ремонт.

К текущему подземному ремонту скважин относятся: смена насоса или его деталей; ликвидация обрыва или отвинчивания насосных штанг; промывка глубинного насоса и очистка песочного якоря; смена подъемных труб и штанг; ликвидация утечек в подъемных трубах; очистка скважин от песчаных пробок желонкой, промывкой и другими методами; изменение погружения подъемных труб и т.п.

Основными (типовыми) работами по текущему подземному ремонту газовых скважин являются: спуск и замена фонтанных труб; извлечение, замена и проверка пакера и сеток (фильтров); ликвидация утечек в устьевом оборудовании; герметизация межколонного пространства скважины.

Текущий подземный ремонт выполняют бригады по подземному ремонту скважины.

К капитальному ремонту относятся более сложные работы в скважинах, связанные с ликвидацией аварии с эксплуатационной обсадной колонной (слом, смятие), с изоляцией появившихся вод, с переходом на другой продуктивный горизонт, с гидравлическим разрывом пласта и т.п.

Работы по капитальному ремонту скважин выполняют специальные бригады по капитальному ремонту скважин и в некоторых случаях бригады по подземному ремонту скважин.

1.6.3. Капитальный ремонт скважин
При капитальном ремонте скважин выполняют следующие работы: извлечение из скважины оставшегося в ней или упавшего оборудования или посторонних предметов; крепление пород призабойной зоны различными вяжущими веществами (цементом, цементно-песочной смесью, смолой) и закачка в нее крупнозернистого песка с целью предотвращения массового поступления песка из пласта в скважину; изоляция работы (закрытие вод, появившихся из других горизонтов и из эксплуатируемого пласта); возврат на вышележащие или нижележащие горизонты; гидравлический разрыв пласта; исправление колонн труб (при сломе, смятии); забуривание второго ствола в эксплуатационной скважине.

Эти работы выполняют специальные конторы или цехи по капитальному ремонту скважин, в распоряжении которых имеются бригады по капитальному ремонту скважин, оснащенные всем необходимым оборудованием и инструментами.

Некоторые несложные ловильные работы (ловля насосно-компрессорных труб, желонок, каната, песочных и газовых якорей) или несложные заливочные работы выполняются иногда промысловыми бригадами по подземному ремонту скважин.

До начала работ по капитальному ремонту скважины необходимо изучить техническую документацию ремонтируемой скважины и обязательно обследовать ее, т.е. проверить состояние колонны эксплуатационных труб, определить, в каком положении в скважине находятся трубы или другое оставшееся оборудование, место и путь проникновение вод, а также отобрать их пробы для анализа.
Ловильные работы
Наиболее трудоемкими и сложными являются ловильные работы при капитальном ремонте скважин.

Ловильные инструменты, применяемые для ликвидации аварии в нефтяных скважинах, весьма разнообразны по типам и конструкциям. К ним относятся: овершоты, колокола, труболовки (внутренние и наружные), метчики, крючки, удочки, ерши, штопоры, магнитные фрезеры и т.п. Ловильный инструмент спускают в скважину на бурильных или на насосно-компрессорных трубах; спуск инструмента на насосно-компрессорных трубах допускается только до глубины 1200 м.

Для ловли насосно-компрессорных труб пользуются труболовками различных конструкций с правой и левой резьбой. Труболовки изготовляются внутренние и наружные, освобождающиеся и поддающиеся освобождению при помощи вспомогательного инструмента. Труболовки каждого типа выпускают нескольких размеров в зависимости от диаметров колонны эксплуатационных труб и извлекаемых труб.

Для ловли за муфту насосно-компрессорных труб и другого оборудования, оставшегося в скважине, имеющего выступы, применяются овершоты.

Для ловли насосно-компрессорных труб за наружную поверхность (когда трубы оборваны в теле или из них вырвана муфта) или для захвата за муфту снаружи (когда поврежден конец трубы) применяют колокола.

Изоляционные работы
Ремонтно-изоляционные работы. Часто в скважину прорываются посторонние воды из нижних или верхних горизонтов вследствие неудачного цементирования скважины или повреждения эксплуатационной колонны, которое при обследовании скважин печатями не обнаруживается (слом, смятие, пропуск в резьбовом соединении, трещины). Место притока посторонней воды в скважину через дефект в эксплуатационной колонне можно определить резистивиметром, электротермометром, глубинным манометром, а также фотоэлектрическим и акустическим методами. Описание этих приборов и методов определения им места притока имеются в справочной и технической литературе.

Прорыв посторонних вод в скважину – это авария, и поэтому на немедленно изолировать скважину и эксплуатируемый пласт от проникновения в них посторонних вод. Для этого нагнетают за эксплуатационную колонну под давлением цементный раствор.