Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 [ 63 ] 64 65 66 67 68 69 70

Использование струйного насоса (аппарата) позволяет проводить промывку без создания противодавления на пласт.

Для чистки песчаных пробок применяют также гидробур, который спускается в скважину на канате. Гидробуром ударяют о поверхность пробки, при этом долото разрыхляет ее. При подъеме плунжер поршневого насоса гидробура засасывает жидкость с песком из-под долота. Песок отделяется в сепараторе и поступает в желонку, а жидкость - под плунжер насоса.

§ 10.4. борьба с отложением парафинов иасфальтенов

Вдоль пути движения нефти уменьшаются температура и давление, выделяется газ, поток охлаждается, снижается растворяющая способность нефти, выделяются твердый парафин, мазеобразные асфальтены и смолы (см. § 5.8). Их отложения возможны в призабойной зоне, подъемных трубах, шлейфе, сборном трубопроводе и резервуарах.

aибoлee интенсивно парафин откладывается в подъемных трубах. Толщина его слоя увеличивается с нуля на глубине 900-300 м до максимума на глубине 200-50 м, а затем уменьшается за счет смыва отложений потоком. Отложения приводят к увеличению гидравлических сопротивлений потоку и снижению дебита.

При добыче нефти выпадение парафина неизбежно, поскольку температура всегда снижается. Выкристаллизация парафина происходит на механических примесях нефти и стенках оборудования, причем парафин, выделившийся внутри объема, практически не принимает участия в формировании отложений. Такие кристаллы откладываются в основном на дне резервуаров. Поэтому наиболее целесообразно добиться того, чтобы весь парафин выделялся не на стенках оборудования, а внутри объема.

Процесс отложения парафина имеет адсорбционный характер. Поэтому защитные покрытия труб гидрофильными (полярными) материалами оказались весьма эффективными для борьбы с отложениями парафина. Для создания защитных покрытий применяют лакокрасочные материалы (бакелитовый, эпоксидный, бакелито-эпоксидный модифицированный типа ЮЭЛ лаки), а также стекло, стеклоэмали.

Добавки в поток химических реагентов способствуют гидро-филизации стенок труб, увеличению числа центров кристаллизации парафина в потоке, повышению дисперсности частиц парафина в нефти. Такими реагентами могут быть как водо-,.так и нефтерастворимые ПАВ. Применение реагента ХТ-48 показало, что он не полностью предотвращает отложение, хотя скорость отложения снижается.

Исследованиями установлено, что использование переменного магнитного поля увеличивает количество центров кристаллизации в потоке и предотвращает отложение парафина.

Для удаления отложений парафина применяют тепло и скребки.

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

Для получения водяного пара используют установки ППУА (см. § 5.8), а для нагрева нефти - агрегат 1АДП-4-150, который обеспечивает расход 8,2-14,5 м/ч при температуре 150- 110 °С и давлении 20-16 МПа. Его можно использовать также для депарафинизации трубопроводов, трапов, мерников и т. д.

Скребки соскабливают отложения парафина со стенок труб. Их спускают и поднимают на проволоке (тросе) с помощью электродвигателя установки типа АДУ-3 и УДС-1. Подъем автоматических летающих скребков происходит под действием напора газонефтяного потока. При штанговой насосной эксплуатации скребки крепят к колонне штанг (см. § 9.5).

Выкидные трубопроводы периодически очищают от парафина с помощью резиновых шаров (торпед), которые продвигаются под действием напора потока жидкости.

§ 10.5. отложения солеи и борьба с ними

Отложения солей могут происходить практически на всем пути движения воды - в пласте, скважине, трубопроводах и оборудовании установок подготовки нефти. В основном солеотложе-ния наблюдаются при внутриконтурном заводнении пресными водами, что связывают с обогащением закачиваемых вод сульфатами при контакте с остаточными водами и растворении минералов. Причинами отложения солей считают: а) химическую несовместимость вод (например, щелочных с жесткими), поступающих в скважины из различных горизонтов или пропластков; б) перенасыщенность водно-солевых систем при изменении термодинамических условий.

Отложения солей приводят к уменьшению добычи нефти, сокращению межремонтных периодов работы скважин, а в ряде случаев они столь велики, что вообще затрудняют эксплуатацию.

Основными компонентами солей могут быть либо гипс, либо карбонаты кальция и магния. В состав входят также диоксид

кремния, оксидные соединения железа, органические вещества (парафин, асфальтены, смолы) и др. Осадки могут быть плотными или рыхлыми, прочность спепления с металлом возрастает с глубиной залегания пласта. Различный состав и структура отложений требуют индивидуального подхода к выбору метода борьбы с ними на каждом конкретном месторождении.

Все методы борьбы с отложениями солей можно подразделить на две группы: методы предотвращения выпадения солей и методы удаления отложений солей.

В комплекс работ по подготовке заводнения входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях.

Наиболее приемлемый метод предотвращения выпадения солей в трубах -применение химических реагентов (ингибиторов солеотложений). Их периодически задавливают в пласт и закачивают в затрубное пространство добывающих скважин. Ингибиторы с «пороговым эффектом» покрывают микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляют их рост и удерживают в растворе во взвешенном состоянии. Наиболее эффективны полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфо-кислот, арилсульфонаты, гекса[метафосфат и триполифосфат натрия, аммофос и др. Отложение солей полностью предотвращается при дозировке 20 г/м ингибиторов на основе комплек-сонов (ПАФ-13, ДПФ-1, инкредол-1, фосфанол, СНПХ-5301).

Менее эффективно воздействие на растворы магнитными силовыми полями и ультразвуком, а также использование защитных покрытий (стекло, высокомолекулярные соединения). Для борьбы с отложением солей в нефтеводосборных трубопроводах рекомендуется установка у устья специальных гипсо-сборников.

Отложения солей удаляют с помощью химических реагентов и, в крайнем случае, разбуривают дОлотом.

Прп химическом методе удаления осадки гипса преобразовывают в водорастворимую соль сульфата натрия (калия) и в осадки карбоната или гидроксида кальция, которые затем растворяют солянокислотным раствором и промывают водой. В качестве преобразовывающих реагентов эффективно использование карбоната и бикарбоната натрия или калия, а также гидроксидов щелочных металлов. Реагент вводят в интервал отложений, периодически его Прокачивают или даже осуществляют непрерывную циркуляцию. Затем проводят СКО и промывают водой.

Предложена также термохимическая обработка осадка солянокислотным раствором с добавкой хлористого натрия или аммония, Соль растворяют в кислоте при подогреве на поверХ 382

ности с помощью ППУА и горячую смесь закачивают в скважину. Однако реагент вызывает активную коррозию, а процесс является дорогим, и трудоемким.

§ 10.6. ДРУГИЕ ВИДЫ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН

Ремонту скважнн предшествует обследование устьевого оборудования и ствола. Обследование ствола скважин проводят с целью определения глубины забоя и уровня жидкости, проверки состояния колонны и фильтровой зоны, местонахождения и состояния оставшихся в скважине НКТ, штанг, насосов и других посторонних предметов. Состояние предметов в скважине устанавливают печатями (плоскими, конусными, универсальными, гидравлическими)-специальными устройствами с корпусом, покрытым свинцовой, алюминиевой или резиновой оболочкой, по оттиску на которых судят о характере нарушений.

Ремонтно-исправительные работы

Их проводят с целью исправления дефектов (смятие, слом) в обсадной колонне. Смятую часть колонны исправляют с помощью оправочных долот, грушевидных и колонных конусных фрезеров. Для этого поочередно спускают оправочные инструменты с последовательным увеличением диаметра. Выправленный и сломанный участок цементируют под давлением или перекрывают металлическим пластырем с помощью устройства Дорн. Работа устройства основана на расширении продольно гофрированной трубы до плотного контакта с обсадной колонной.

Если исправить колонну не удается, то спускают дополнительную колонну («летучку») с последующим цементированием, возвращают скважину на вышележащий горизонт или забуривают второй ствол.

Поврежденную и незацементированную часть эксплуатационной колонны заменяют на новую. Для этого верхнюю часть на 5-6 м выше дефекта обрезают труборезкой, извлекают, затем освобождающейся внутренней труболовкой отвинчивают и извлекают из скважины поврежденный участок. Тогда спускают новую колонну, свинчивают с оставшейся частью и при необходимости цементируют.

Возвратные работы

Возвратные работы - это перевод данной скважины для эксплуатации ниже- или вышезалегающего продуктивного пласта. При возврате на вышележащий пласт ниже его подошвы

создают цементную пробку или песчано-глйнистую пробку и цементный стакан над ней. Если в интервале возвращаемого пласта колонна не зацементирована, то ее целесообразно извлечь.

Иногда осуществляется возврат на нижезалегающий пласт. Тогда оставляемый пласт отключают, как и при ремонтно-изоляционных работах.

Затем проводят перфорацию колонны на возвращаемый пласт.

Ловильные работы

Ловильные работы - это наиболее сложные и трудоемкие работы. Они связаны с ликвидацией различного рода аварий: прихват и «полет» труб, оставление в скважине погружного электронасоса с кабелем или без него, обрыв насосных штанг, обрыв кабеля, забитость эксплуатационной колонны различными посторонними предметами.

Прихваченные трубы освобождают обычно расхаживанием, т. е. попеременной натяжкой и посадкой колонны труб. Для обеспечения освобождения создают нефтяную ванну или проводят промывку. I

Для ловли и извлечения из скважины НКТ применяют не-освобождающиеся и освобождающиеся ловильные инструменты: труболовки, метчики, колокола и овершоты. Работа труболо-вок основана на захвате трубы внутренними или внешними плашками, метчика и колокола - на нарезании в теле извле-. каемых труб соответственно внутренней и внешней резьбы, а овершота - на защемлении муфты неприхваченных в скважине труб пластинчатыми пружинами. Штанги извлекают с помощью плашечных ловителей. Для выравнивания верхнего конца труб или штанг применяют конусный райбер или режуще-истирающие кольцевые фрезеры. Для сплошного фрезерования аварийных труб, штанг и других предметов применяют забойные фрезеры. Предварительно перед извлечением упавших труб с помощью печати устанавливают местонахождение и определяют состояние их конца. Затем применяют соответствующий инструмент.

Для извлечения из скважины каната или кабеля используют удочки с неподвижными и шарнирными крючками, которые спускают на трубах. Если верхний конец каната находится на устье, а нижний -прихвачен, то с помощью канаторезки , его обрезают непосредственно у места прихвата.

Для чистки ствола скважины от различных посторонних -предметов (кувалды, цепи от ключей, плашки, кирпич, куски дерева и т. п.) применяют магнитные, забойные и торцевые фрезеры, паук, ерш, сверла, пикообразные долота и др.

Зарезка второго ствола

Ее осуществляют в тех случаях, когда нарушенную часть ствола скважины не удается отремонтировать. Для вскрытия «окна» в колонне, через которое в последующем предполагается бурить второй ствол, применяют райбер-фрезер совместно с отклонителем. Месторасположение «окна» целесообразно выбирать на глубине, где имеется только одна колонна, между двумя муфтовыми соединениями.

Ликвидация скважин

Иногда приходится ликвидировать скважины, например, если ремонтные работы не дали положительных результатов, дальнейшее их проведение и использование признаны нецелесообразными или скважины расположены в зонах застроек, стихийных бедствий (землетрясения, оползни) и др.

Неликвидированные скважины могут быть причиной внут-рипластовых перетоков, загрязнения источников питьевой воды, загазованности территории, что недопустимо с позиций охраны недр и окружающей среды.

В ликвидируемых скважинах при возможности вырезают и извлекают спущенные в них обсадные трубы, а ствол цементируют, заливают глинистым раствором или засыпают сухой глиной. Вскрытые проницаемые пласты перекрывают цементными пробками (мостами).

Над устьем устанавливают бетонную тумбу размером 1X1X X 1 м и репер из трубы.

Консервация скважин

Скважину при необходимости консервируют так, чтобы была обеспечена возможность повторного ввода ее в эксплуатацию. Характер проводимых работ зависит от способа эксплуатации, значения пластового давления и срока консервации.

При консервации скважину необходимо заглушить и заполнить промывочной жидкостью (буровой раствор, вода), обработанной ПАВ. Она должна обеспечить давление на пласт на 5-10 % выше пластового, если оно не превышает гидростатического давления, и на 10-15%-если превышает. В первом случае при консервации на срок более одного года и во втором случае при консервации на любой срок в стволе выше верхних отверстий фильтра устанавливают цементный мост высотой 25 м. При консервации чисто нефтяных скважин на срок до шести месяцев установка цементного моста не обязательна.

Для предотвращения замерзания устье и верхняя часть колонны заполняются незамерзающей жидкостью (соляровое масло, 30 %-ный раствор хлористого кальция, нефть).