Файл: 2. Разработка нефтяных месторождений 1 Общие сведения о промысловом объекте.rtf
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 75
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
5. Осложнение, встречающиеся при эксплуатации добывающих и нагнетательных скважин
Добываемая продукция скважин обладает специфическими особенностями, осложняющими добычу. Наклонно-направленный характер профиля в сочетании с некоторыми факторами, осложняет эксплуатацию скважин, резко снижает коэффициент их использования и в конечном итоге заметно повышает себестоимость извлекаемой нефти.
Одной из причин, снижающих продуктивность нефтяных скважин является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне пласта и в стволе скважины.
При выборе способа удаления АСПО необходимо иметь в виду следующее — так как 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, особенности стадии разработки, наличия тех или иных технических средств, химических реагентов и т.д.
Несмотря на отмеченную необходимость индивидуального подхода к конкретным скважинам, могут быть даны обобщенные рекомендации.
Д
ля скважин, в которых зона отложений АСПО начинается выше насоса, более дешевым и технологически эффективным является традиционно применяемые штанги со скребками в сочетании с канатной подвеской станка-качалки штанговращателя (на вертикальных скважинах — металлические скребки, а в наклонно-направленных — скребки-центраторы).Анализ практического опыта использования пластмассовых скребков-центраторов на скважинах с ШГН в ОАО «Татнефть» показал, что применение их позволяет получить следующие преимущества:
— увеличение межремонтного периода (МРП) в два раза;
— увеличение межочистительного периода (МОП) в пять раз;
— предотвращение истирания стенок насосно-компрессорных труб (НКТ);
— снижение динамических нагрузок на головку балансира станка-качалки на вертикальных скважинах за счет уменьшения сил трения "металл-пластмасса" до 20%;
— хорошая центровка колонны штанг в наклонно-направленных скважинах;
— более полное удаление парафина со стенок НКТ за счет комплексного воздействия (скребки-центраторы + пластинчатые скребки).
— подвижные скребки удаляют АСПО с тела штанги, а неподвижные – с внутренней поверхности НКТ.
Количество скребков-центраторов, устанавливаемых на одну насосную штангу – от 4 до 13 штук.
В скважинах, где механические методы не достаточно эффективны, в частности, зона отложений смещена на прием насоса или начинается непосредственно над насосом, возникает необходимость в применении более дорогих методов борьбы с АСПО, в частности, химических.
Исходя их этого, методами борьбы с отложениями смол и парафинов являются: прокачка НКТ горячей нефтью, пропарка НКТ с помощью ППУ, а также применение устьевых и глубинных дозаторов для непрерывного введения в поток нефти ингибиторов СНПХ-7909, СНПХ-7912М, СНПХ-7941, СНПХ-7920М с дозировкой 50-200 грамм на 1 тонну добываемой нефти, периодическая промывка растворителями типа СНПХ-7870, использование планово-предупредительных работ.
Перспективным направлением является применение футерованных труб с защитным покрытием. Важной особенностью применения защитных покрытий является то, что они используются в самых разнообразных условиях эксплуатации. Правильно подобранное покрытие снижает, а в ряде случаев и полностью предотвращает запарафинивание оборудования. В качестве покрытий используют полимерные, эпоксидные и другие материалы.
Одним из поставщиков таких труб является Бугульминский механический завод, в продукции которого для покрытия НКТ используются жидкие полимерные материалы. Покрытие наносится на всю поверхность трубы, торцовые части и первые 2-3 витка резьбы. У муфт покрывается только резьба на расстоянии 8-12 витков в центральной ее части (4-6 витков с каждой стороны от центра). Таким образом, при свинчивании у НКТ защищается как внутренняя часть трубы, так и резьбовая часть муфтового соединения. Недостатком полимерных покрытий является невысокая термостойкость, поэтому применение тепловых методов в скважинах с НКТ с защитными полимерными покрытиями недопустимо.
Коррозионное разрушение является одной из распространенных причин отказов оборудования скважин. В основном преобладает электрохимическая коррозия, представляющая собой самопроизвольный процесс разрушения металла при контакте с электролитической средой, каковой является пластовая вода.
С увеличением содержания воды в продукции скважины происходит расслоение водонефтяной эмульсии и появление воды в качестве отдельной фазы. На металле образуется водная прослойка той или иной толщины, что обуславливает активизацию коррозионного процесса, интенсивность которого в значительной степени зависит от наличия в смеси таких агрессивных компонентов, как сероводород, углекислый газ, минеральные
соли и другие.
Электрохимическая коррозия оборудования обычно протекает не изолированно, а в сочетании с различными видами механического воздействия на него, что обуславливает возникновение и развитие процессов коррозионной усталости, вызывающих изломы оборудования.
Хрупкому излому в сероводородсодержащих обводненных нефтяных скважинах подвержены НКТ, детали клапанов штанговых насосов.
Совместное воздействие на оборудование повторно-переменных нагрузок и эксплуатационной среды вызывает его коррозионную циклическую усталость. Этому виду разрушения подвержены, прежде всего, колонны насосных штанг.
Наблюдение за характером обрывов насосных штанг на различных нефтяных месторождениях показало, что большинство обрывов происходит в результате коррозионно-усталостного разрушения.
В большинстве случаев излом происходит по телу и значительно реже по резьбе. Наибольшее число обрывов происходит в месте перехода от головки к телу штанги на расстоянии 20-150 мм от головки.
Значительному коррозионно-механическому износу подвержены уплотнительные поверхности запорных органов
, используемых в обвязке устья скважин.
К основным мерам по предотвращению и защите скважинного оборудования от коррозии относятся:
— выбор исполнений оборудования в соответствии со свойствами скважинной среды;
— подача в скважину ингибиторов коррозии типа АКЖ и др. глубинными или устьевыми дозаторами, либо периодическими заливками в затрубное пространство скважины;
— катодная защита эксплуатационных колонн скважин, которая выполняется в соответствии с руководящими документами (РД 153-39.0-238-02);
— в ОАО ВНИИТнефть (г.Самара) разработан ингибитор "Волга" предназначенный для защиты от коррозии нефтепромыслового оборудования; ингибитор имеет следующие достоинства:
— хорошо диспергируется в воде, в том числе минерализованной;
— увеличивает срок службы оборудования в 2-3 раза;
— возможность дозировать в агрессивную среду в любом месте системы без изменения технологического процесса добычи, подготовки и транспорта нефти;
— не влияет на качество нефти и нефтепродуктов;
— защищен патентом № 2630002 от 10.01.1993 года.
Проверка совместного действия ингибиторов класса "Волга" с ингибиторами парафиноотложений и деэмульгаторами показала, что они хорошо совместимы с данными реагентами и усиливают действие деэмульгаторов.
По результатам комплексных исследований выдан гигиенический сертификат, паспорт на химический продукт, заключение о возможности применения продуктов в нефтедобывающей отрасли.
Рекомендуемая дозировка ингибитора при постоянной подаче составляет 25-50 мг/л, при периодической увеличивается до 50-100 мг/л.
При подземном ремонте, перед сменой оборудования скважин, обычно столб нефти в скважине заменяется на столб воды. Призабойная зона при этом насыщается водой, и последующий вывод скважины на режим затруднен.
Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин приведены в таблице 4.2.1.
Таблица
Мероприятия по предотвращению осложнений при эксплуатации скважин
| Необходимые мероприятия | Объем внедрения от фонда, % | Периодичность | Примечание |
| 1.Применение скребков-центраторов | 100 | непрерывно | |
| 2. Непрерывная или периодическая подача химреагента на приеме насоса или на устье скважины дозаторами для предотвращения парафиноотложения в колонне НКТ | 30 | непрерывно | |
| 3. Промывка стволов скважины и колонны НКТ горячей нефтью и растворителями | 30 | 1,5-3 месяца | |
| 4. Задавка скважин по технологии ТатНИПинефть | 50 | при ПРС | |
6. Текущий и капитальный ремонт скважин
Бавлинском управление подземного и капитального ремонта скважин осуществляет своевременный и качественный капитальный ремонт нефтяных, нагнетательных, сбросовых, вспомогательных и других скважин, а также бурение мелких колодцев. В соответствии с планом работ на скважинах проводятся мероприятия по интенсификации добычи нефти и питьевой воды, повышению приемистости нагнетательных и поглощающих скважин, а также ликвидация этих скважин, испытанию новой техники и технологии; ремонтирует эксплуатационные и водозаборные скважины, проводит геолого-технические мероприятия с целью интенсификации добычи нефти и оптимизации режима работы скважины
Капитальный ремонт скважин
Основными причинами, вызывающими необходимость проведения КРС, остаются снижение дебитов нефти, обводнение скважин, пескопроявление, перенос интервалов перфорации, ликвидация негерметичности колонн и межколонных проявлений. Эти причины характерны для старых скважин и разработки пластов на поздней стадии.
Капитальный подземный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разнофункциональной техники.
Подземный (текущий) ремонт скважин
Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительнос-ти, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации (прогрев, промывка, закачка химреагентов.
Капитальным ремонтом скважин (КРС) называется комплекс работ, связанный с восстановлением работоспособности обсадных колонн, цементного кольца, призабойной зоны пласта, ликвидацией аварий, а также спуском и подъемом оборудования при раздельной эксплуатации и спуске пакера, клапанов отсекателей, газлифтного оборудования.
До проведения работ по капитальному ремонту скважину осматривает мастер. Документ о состоянии скважины, передаваемой в капитальный ремонт, оформляется двухсторонним актом.
Подготовительная бригада ремонтирует подъездные дороги к скважине, готовит площадку и якоря оттяжек для подъемного агрегата, подвозит необходимый комплект бурового инструмента и нкт, устанавливает на подготовленную площадку передвижной агрегат, подготавливает рабочее место в соответствии с существующими требованиями и схемами.