Текущий ремонт скважин и его разновидности

Отложение минеральных солей и способы предотвращения

Текущий ремонт скважин и его разновидности

Текущий и капитальный ремонт скважин

РЕМОНТ

Ø Текущий и капитальный ремонт скважин

Ø особенности ремонта морских скважин

Ø ремонт скважин, эксплуатируемых фонтанно-компрессорным способом

Ø капитальный ремонт скважин

Ø ликвидация и консервация разведочных скважин

Ø консервация скважин

§ Борьба с пескопроявлением в нефтяных скважинах

§ Борьба с отложением парафина

В условиях морских нефтегазовых месторождений, где сокращения затрат времени и трудовых затрат на обслуживание одной скважины является весьма важным факторам, особое значение приобретает текущий ремонт.

Текущий ремонтом скважин называют комплекс работ по проверке, частичной или полной замене подземного оборудования, очистке труб и забоев от различных отложений (песка, парафина, солей, продуктов коррозии), а также по осуществлению в скважинах геолого-технических и других мероприятий по восстановлению и повышению их дебитов.

Цель текущего ремонта – устранение различных неполадок, осложнений и нарушений в режиме работы скважин или подземного оборудования, а также подготовка к опробованию и освоению новых скважин различного назначения (разведочных, эксплуатационных, нагнетательных и др.), полученных после бурения или капитального ремонта.

Под осложнением следует понимать любое отклонение эксплуатации данной нефтяной скважины от нормальной.

При эксплуатации нефтяных, нефтегазовых и газоконденсатных месторождений наличие в продукций добывающих скважин песка, парафина, сероводорода, гидратов и солей обычно вызывает осложнения и связанные с этим частые ремонтно-восстановительные работы.

Эти осложнения при эксплуатации морских скважин еще более усуглубляются и приобретают затяжной характер, так как гидрометеорологические и своевременно проводить меры по нормализации работы скважин.

В морских условиях особое внимание должно быть уделено профилактическим мерам по предупреждению пескопроявления (пробкообразования), парафино- и солеотложения в скважинном и на поверхностном нефте промысловом оборудования, а также образованию гидратов в газотранспортных и газосборных системах.

Борьба с пескопроявлением в нефтяных скважинах

Основным и наиболее часто встречающимся осложнением при эксплуатации скважин на морских акваториях является пескопроявление, приводящее к длительному простую скважин, большим затратом времени на их ремонт и, как следствие этого, к значительным потерям продукции.

Причина пескопроявления – разрушение пород призабойной зоны и вынос твердых частиц (песка) из пласта в скважину. И это представлять собой одну из старейших проблем нефтяной промышленности.

В каждом конкретном случае необходимо искать оптимальное решение, т. е. оптимальный способ борьбы с пескопроявлением.

Известно, что причиной разрушения коллектора являются напряжения в породе, возникающие при фильтрации жидкостей. С уменьшением скоростей фильтрации (дебита скважины) в результате уменьшения депрессии на пласт напряжения снижаются. Однако из-за слабосцементированных коллекторов к ограничению дебитов прибегают сравнительно редко, предпочитая применять другие методы борьбы с выносом песка.

Существующие методы борьбы с пескопроявлением можно разделить на 4 группы:

v методы, препятствующие поступлению песка из пласта в скважину;

v методы, направленные на вынос песка на дневную поверхность;

v методы сепарации и изоляции песка в специальных защитных устройствах;

v методы ликвидации образовавшейся песчаной пробки.

К первой группе методов относится применение забойных фильтров (квостовиков) различных конструкций (щелевых, дырчатых, проволочных и т.д.), применение гравийных фильтров, ограничение отбора жидкости, крепление пород призабойной зоны различными цементирующими песок веществами, закачка в призабойную зону крупнозернистого песка и т.д.

Рис. 1. Гравийный фильтр

При использовании методов второй группы создают высокие скорости откачки, подбирают соответствующие диаметры труб и конструкции подъемников (при фонтанной и компрессорной эксплуатации), используют трубчатые штанги при насосной эксплуатации, подлив и подкачку жидкости в скважину и т.д.

Пример расчета подкачки нефти в фонтанных и газлифтных скважинах.

В качестве жидкости для подкачки в основном применяют чистую нефть, особенно когда песок в своем составе содержит глинистые частицы. Принимают все меры к недопущению разливов нефти на море. Проникая в пласт, нефть не снижает эффективной проницаемости пород призабойной зоны.

При наличии в призабойной зоне свободного газа проникновение в пласт нефти увеличивает нефтепроницаемость пород, так как часть газа растворяется в нефти.

На практике трубы чаще всего спускают не до фильтровой зоны, а на 1-3 м выше верхних отверстий фильтра из опасения, что они могут быть прихвачены песком, поступающим из отверстий фильтра (рис. 2).

Рис. 2. Пескопроявляющая фонтанная (компрессорная) скважина: 1 - динамический уровень; 2 - уровень песка в скважинах

Количество жидкости, необходимое для подкачки, рассчитывают исходя из необходимости замены жидкости в объеме: всей фильтровой зоны от забоя до верхних отверстий фильтра ; интервала эксплуатационной колонны от верхних отверстий фильтра до башмака подъемных труб и интервала затрубного пространства, в котором содержится песок .

Таким образом (см. рис. 2),

, (1)

где - объем фильтровой зоны эксплуатационной колонны, м³; - толщина фильтра скважины, м; - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; - объем эксплуатационной колонны от верхних отверстий фильтра до башмака первого ряда труб, м³; - расстояние от верхних отверстий фильтра до башмака первого ряда труб, м; - объем жидкости в затрубном пространстве, в которой содержится песок м³; - высота столба затрубной жидкости, насыщенной песком, м; - наружный диаметр подъемных труб первого ряда.

Окончательно имеем:

. (2)

Если принять м; м; м; мм и мм, то, подставив эти данные в (2) получим:

м³,

т. е. расход нефти на один процесс подкачки составит 2,2 м³.

При использовании нефти в качестве промывочной жидкости необходимо соорудить у скважины специальную герметически замкнутую манифольдную систему для циркуляции нефти и емкость для осаждения песка.

При промывке скважин от песчаных пробок для очистки промывочной жидкости песка применяют гидроциклонную установку УГ-1, которая входит в замкнутый цикл промывки скважины.

Рис. 3. Схема промывки скважины от песчаной пробки

На рис. 3 представлена технологическая схема работы установки. Заканчиваемая в скважину вода из емкости 3 через вертлюг 4 устьевой сальник 2 подается в скважину. Затем промывочная жидкость, выходящая их скважины 1 по рукаву, поступает в газоотделитель 10. Отделившись от газа, вода поступает в правый отсек (на рисунке не показан) емкости, откуда песковым насосом 9 подается в батарею из восьми гидроциклонов. Очищенная вода из верхних сливных патрубков гидроциклонов 6, 8 сливается в правый отсек и по рукаву направляется в емкость 3 на прием промывочного агрегата.

Песок, отделившийся в гидроциклонах 6 и 8 по наклонным желобам направляется в контейнер 7 для сбора песка, а вода – в емкость 5.

К третий группе методов относится применение различных защитных приспособлений при штанговой насосной добыче нефти (фильтров, газопесочных якорей и т.д.).

К четвертой группе методов относятся различные способы удаления из скважины уже образовавшейся песчаной пробки гидробуром и промывкой её водой, нефтью и другими жидкостями.

Рис. 4. Схема гидробура

За последные годы в зарубежной практике получил широкое распространение метод борьбы с песком, заключающийся в закачке в призабойную зону грубозернистого песка или даже гравия в смеси с вязкой жидкостью; после задавливания его за колонну в скважину спускают хвостовик или сетку для удержания песка в пласте.

Опыт показывает, что для резкого повышения эффективности мероприятий по ограничению поступления песка из пласт в скважину следует проводить их до начала разрушения пород призабойной зоны.

Борьба с отложением парафина

Значительная доля осложнений при добыче нефти и газа происходит из-за парафиновых отложений в НКТ. В нефти часто содержится такое количество парафина, которой при определенных условиях выделяется из нее и отлагается на забое скважины, в подъемных трубах и во всех поверхностных сооружениях, по которым протекает нефть.

Парафин относится к твердым предельным углеводородам, молекула его содержит от 18 до 35 атомов углерода. Он выпадает из нефти в виде мельчайших твердых кристаллов. Плотность парафина изменяется от 880 до 915 кг/м³, температура плавления в пределах 42-55 С.

Нефть, содержащая в составе парафин

Например, нефти на месторождений Азербайджана, как Мишовдаг, Сангачалы море - Дуванный море - о.Булла - Песчаный, содержат в своем составе от 10 до 27 % парафина.

На морских нефтяных месторождениях выкидные линии скважин проложены, в основном, по дну моря и имеют достаточно большую протяженность. Быстрое охлаждение их продукции в линиях приводит к обильному отложению парафина в определенных зонах, что является причиной их закупорки.

Температура, при которой в нефти появляются твердые частицы парафина, называется температурой начала кристаллизации и находится в пределах 15-35 С. Выпадению парафина способствует:

– понижение температуры вследствие расширения газа;

– при снижении давления по мере движения по стволу до устья скважины;

– малые скорости движения нефти;

– шероховатость стенок труб.

Парафиновые отложения представляют собой темную массу от мазеобразной до твердой консистенции: они содержат, кроме парафина, значительное количество смол, масел, воды и минеральных частиц. Отложения парафина могут привести к резкому уменьшению поперечного сечения подъемных труб, в результате чего снижается дебит и уменьшается буферное давление, а затем закупориваются подъемные трубы.

Нормальная эксплуатация фонтанная скважин, в которых добывается парафинистая нефть, невозможна без удаления отложений парафина со стенок труб или без принятия мер.

Для очистки подъемных труб от парафина можно применять тепловое воздействие или механическую очистку специальными скребками.

Рис. 5. Скребок-завихритель

Отложению парафина способствует также периодичность смачивания труб. Это происходит при периодической и пульсирующей работе фонтанных скважин. В перерывах между выбросами тонкие струи жидкости стекают по стенкам труб, что вызывает испарение легких фракций и в связи с этим выпадение парафина из нефти.

Нефть постепенно теряющая газ, становится более тяжелой, вязкость её увеличивается, а её растворяющая способность по отношению к тяжелым углеводородам и различным примесям снижается, так как, уменьшается содержание в ней жидких газов, имеющих лучшую растворяющую способность.

Одновременно снижается и температура нефти, что вызывается двумя причинами:

1) передачей тепла от нефти в окружающие скважину горные породы;

2) охлаждением нефти вследствие выделения газа.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (полярными) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Наиболее эффективный способ борьбы с отложениями парафина в трубах – покрытие их внутренних поверхностей специальными лаками, эмалями или стеклом.

Практика показала, что парафин выпадает на остеклованной или покрытой лаком поверхности в ограниченном количестве, слабо удерживаются на ней и легко смывается потоком. Это объясняется несколькими причинами:

а) небольшими силами сцепления между частицами парафина

б) гладкой поверхностью покрытия;

в) плохой смачиваемостью поверхности покрытия нефтью и;

г)диэлектрическими свойствами покрытий, благодаря которым частицы парафина, обладающие электрическим зарядом, не могут взаимодействовать с металлом труб.

Применяют лакокрасочные материалы – бакелитовый, эпоксидный, бакелито-эпоксидный модификация типа ЮЭЛ лаки.

Добавки в поток химических реагентов способствуют повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя скорость отложения снижается.

При тепловом методе борьбы с отложением парафина проводят периодическую закачку в затрубное пространство скважин горячей нефти (газоконденсата), перегретого пара или паравоздушной смеси. Под действием повышенной температуры парафин расплавляется и удаляется вместе с закачиваемой и добываемой жидкостью из подъемных труб, а также из выкидного трубопровода.

Предотвращение отложения парафина в под трубок путем закачки горячего конденсата является довольно трудоемким и дорогостоящим процессом и проводит к использованию на нужды промыслов ценного сырья для нефтехимической промышленности.

В качестве реагентов могут быть применены как вода, так и нефтерастворимые ПАВ. Зарубежом применяют реагенты: солво, виско-958, ХТ-48, растворителей доувелл, параболт и т.п.

В последние время начинают успешно проводиться работы по применению магнитного поля для борьбы с отложением парафина. При использовании переменного магнитного поля увеличивается количество центров кристаллизации, что ведет к интенсивному выносу парафина нефтью и соответственно к резкому уменьшению.

КУлджанов КАйрат

Отложение минеральных солей и способы предотвращения

Отложения солей происходит на всем пути движения воды – в пласте, скважине, трубопроводных и оборудовании установок подготовки нефти.

Соли отлагаются в верхней части подъемных труб на протяжении 150-300 м от устья в результате чего давление рабочего агента повышается и одновременно уменьшается дебит скважины вплоть до полного прекращения подачи.

Причины отложения солей:

а)химическая несовместимость вод (щелочных с жесткими) поступающих в скважины из различных пропластков и горизонтов.

б)перенасыщенность водно-солевых систем при изменений термодинамических условий.

Основные компоненты солей – это гипс, либо карбонаты кальция и магния, окись кремния. Осадки могут быть плотными, и возрастает прочность сцепления с глубиной залегания пласта.

Все методы борьбы с отложением солей подразделяют на:

· методы предотвращения выпадения солей и

· методы удаления отложений солей.

Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей – применение химических реагентов (ингибирование). В нефте промышленности используют химические реагенты различного назначения: деэмульгаторы, ингибаторы, бактерициды и т.д. Наиболее эффективны полифосфаты, орг. фосфаты, соли сульфокислот, арилсульфонаты, гексаметофосфат и триполифосфат Na, аммофосфат и др.

Полностью предотвращаются при дозировке 20 ч/м³ ингибиторов на основе комплексонов (ПАФ-13, ДПФ-1, инкредол-1, фосфонал, СНПХ-5301). Зарубежном применяют реагенты: дисолван 4411 и 4490, серво 5348, доуфакс-1632, Р-181.

В последние время для борьбы с отложением солей применяют метод воздействия магнитного поля и ультразвука на газожидкостный поток. Однако эти способы обладают определенными недостатками. Так как поток, имеет различные динамические характеристики, эффективность воздействия магнитного поля зависит от его насыщенности газами, которые абсорбируют на себя большую часть энергии поля.

А метод воздействия ультразвуком не позволяет предотвратить отложение солей на стенках скважины, а лишь частично разрушает уже отложившиеся осадки.

Также существует термохимическая обработка осадка солянокислотным раствором с добавкой хлористого Na или аммония. Соль растворяют в кислоте при подогреве на поверхности и горячую смесь закачивают в скважину. Но реагент вызывает активную коррозию, а процесс является дорогим.

Поэтому на практике следует для каждого конкретного месторождения выбирать такие составы, которые, будучи доступны, наиболее полно удовлетворяют требованием их экономичности и высоким эффективности.

Особенности ремонта морских скважин

Технологически текущий и капитальный ремонты скважин на морских нефтепромыслах несколько отличаются от аналогичных работ в скважинах, расположенных на суше. На морских скважинах эти работы в значительной мере осложняются следующим:

v ограниченностью рабочих площадок вокруг устьев;

v значительной удаленностью от основных материально-технических баз, цехов и мастерских;

v большим числом скважин с малым расстоянием между их устьями, пробуренных с одного куста наклонно-направленным способом, т. е. большой кривизной стволов скважин;

v зависимостью ремонтных работ от гидрометеорологических условий в открытом море;

v требованиями охраны моря от загрязнения нефтью, пластовыми водами, кислотами, щелочами и другими химическими реагентами, а также песком и грязью, пропитанных нефтью, и т. д.

Большинство морских скважин располагается крупными ку­стами (по 10-12 и до 30 скважин в кусте) на небольших метал­лических площадках, примыкающих к эстакадам, либо на отдель­ных кустовых основаниях, расположенных в открытом море.

Ремонтные работы в стесненных условиях осложняются еще и тем, что устья скважин располагаются друг от друга на расстояниях 1,5-4, реже 8-10 м, а расстояния между двумя рядами скважин составляют от 2,5 до 10 м. Кроме того, в боль­шинстве случаев ремонтные работы проводят в непосредственной близости от бурящихся, действующих фонтанных и газлифтных скважин, что опасно для ведения работ и может способствовать возникновению пожаров.

Очевидно, ремонтные работы на морских скважинах еще более осложняются при расположении их устьев под водой на дне моря.

Скважины на морских стационарных платформах ремонтируют по плану, разработанному для каждой конкретной скважины, со­гласованному в установленном порядке и утвержденному руко­водством предприятия. Нельзя проводить капитальный и текущий ремонты скважин одновременно с бурением двух скважин двумя буровыми ус­тановками с одной платформы.

В этом случае необходимо скважину, подлежащую капиталь­ному ремонту, заглушить и перекрыть ее арматуру. На скважину вывешивают табличку: «Внимание! Ожидание капремонта!». При­ступать к ремонту указанной скважины следует лишь после за­вершения буровых работ на бурящейся скважине и ее освоения или консервации.

При текущем и капитальном ремонтах скважин на отдельных основаниях промывочные и заливочные агрегаты, различные подъ­емные сооружения, тракторы-подъемники, буровые растворы, кис­лоты, щелочи, различные химические реагенты, сухую глину, утяжелители, обсадные, бурильные и насосно-компрессорные тру­бы, насосные штанги, ЦЭН скважинные насосы, защитные при­способления, инструменты и другие материалы доставляют кра­новыми судами (реже - на спаренных киржимах), а сами вах­ты - вертолетами или катерами. На приэстакадные площадки все оборудование и инструмент также доставляют крановыми судами, а иногда и по эстакаде на тяжеловозах и трубовозах.

Боль­шинство морских скважин эксплуатируется фонтанным либо газлифтным способами с поддержанием пластовых давлений. По­этому ремонтные работы на морских скважинах в основном сводятся к спуску-подъему НКТ, а также к промывке и чистке сква­жин от песчаных пробок, дренажу нагнетательных скважин и проведению в скважинах различных исследовательских работ, геолого-технических мероприятий и воздействию на призабойную зону скважин.

Дата добавления: 2014-12-29