Добыча нефти ОАО "Сургутнефтегаз"

Перед исследованием скважина шаблонируется до глубины, большей, чем будет спущен прибор. Низ НКТ должен быть оборудован воронкой. Не ранее, чем за двое суток до проведения глубинных исследований на фонтанной скважине, необходимо провести горячую промывку скважины АДП для обеспечения нормального прохождения приборов.

Исследования глубинным манометром более ценны, чем отбивка уровней, т.к. являются прямым методом определения пластового и забойного давлений и поэтому несут в себе меньшее число ошибок.

· На основе результатов глубинных замеров пластового давления и замеров статического уровня (по которым рассчитываются пластовые давления) строят карты изобар. Основное назначение карт - контроль за энергетическим состоянием залежей нефти. Периодичность обновления данных по пластам, находящимся в разработке длительное время, - 1 раз в полгода, по остальным пластам - ежеквартально.

Карты изобар могут быть использованы для расчетов плотности жидкости глушения, но не позже 2-х месяцев с момента построения карты. В дальнейшем для этих целей необходимо замерять статический уровень (пластовое давление) непосредственно перед ремонтом скважины.

Контроль за пластовым давлением производится глубинным манометром в пьезометрических скважинах, которые должны быть оборудованы лубрикатором и исследовательской площадкой.

Опыт показал, что время для восстановления давления в остановленных скважинах, в зависимости от коллекторских и фильтрационных свойств пласта, различно.

Второй метод исследования скважин - метод неустановившейся фильтрации.

В фонтанных скважинах замеряют забойное давление глубинным манометром, дебит скважины, расчетным путем определяют проницаемость пласта, пьезопроводность, гидропроводность, коэффициент продуктивности и гидродинамического совершенства.

Для механизированных скважин - снимается кривая восстановления уровня (КВУ). Качественная информация получается при условии, что уровень поднимается от глубины спуска насоса до устья скважины.

Технология исследования такова: после замера динамического уровня скважину останавливают и отбивают уровни через 5, 15, 30 мин, 1 час, 3 часа, 24 часа и далее через каждые сутки до стабилизации уровня.

Каждая скважина 1 раз за период эксплуатации должна пройти исследование методом неустановившейся фильтрации, так как это помогает оценить эффективность применяемых методов воздействия на пласт.

Метод КПД (кривая падения давления) - это один из способов исследования нагнетательных скважин, и также является методом неустановившегося режима. При снятии КПД необходимо знать приемистость скважины, т.к. она участвует в расчетах по определению проницаемости пласта и призабойной зоны.

Технология такова: определяют рабочее буферное давление, затем закрывают скважину и прослеживают падение буферного давления с промежутком времени через 5, 10, 20, 30 мин, 1 час, 4 часа, 24 часа и каждые сутки до РБУФ = 0.

При расчете КПД определяются следующие параметры: пластовое давление, коэффициент продуктивности, коэффициент проницаемости удаленной зоны пласта и призабойной зоны, последнее позволяет судить о необходимости обработок призабойной зоны пласта, а также отражает эффективность проведенных мероприятий.

Для замера газового фактора используется прибор СИБНИИНП, который подсоединяется к линейному патрубку для отбора проб жидкости.

Основные параметры, замеряемые и рассчитываемые при исследовании скважин:

· статический уровень (Нст) - стабилизированный уровень жидкости в остановленной скважине, при замеренном значении затрубного давления. Затрубная задвижка при отбивке Нст должна быть закрыта;

· динамический уровень (Ндин) - уровень жидкости в работающей скважине;

· пластовое давление (Рпл) - давление на забое остановленной скважины, аналог НСТ;

· забойное давление (Рзаб) - давление на забое работающей скважины, аналог Ндин;

· коэффициент продуктивности (КПРОД) - параметр, характеризующий добывные возможности скважины. Размерность - т/сут·атм. Физический смысл - увеличение дебита скважины (т/сут) при снижении забойного давления на одну атмосферу;

· коэффициент гидропроводности (e = к·h/м) - комплексный параметр, учитывающий влияние коллекторских свойств пласта и флюидов на дебит (приемистость) скважин. Существует прямая зависимость между гидропроводностью и дебитом (приемистостью).

Здесь к - проницаемость, h - толщина пласта, м- вязкость жидкости;

· коэффициент пьезопроводности (c) - характеризует скорость передачи волны давления, т.е. определяет степень взаимодействия скважин при создании возмущения (организации закачки, остановок или запусков скважин, форсирование отборов и т.д.). Размерность - см²/сек.

3.2.2 Геофизические исследования скважин

В процессе разработки месторождений важную роль играют геофизические исследования скважин (ГИС). Методы промысловой геофизики позволяют решать несколько задач:

1. Контроль за разработкой и выработкой запасов. При этом определяют остаточную и текущую нефтегазонасыщенность продуктивных горизонтов, отслеживают процесс заводнения, выработки запасов по пласту. Это позволяет сделать выводы о положении водонефтяных и газонефтяных контактов. Контроль за перемещением ВНК и ГНК в процессе разработки месторождений производится следующими методами:

· импульсный нейтрон-нейтронный каротаж (ИННК) в контрольных (неперфорированных) скважинах;

· термометрия;

· нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (НКТ-50).

По определенному этими методами положению ВНК и ГНК устанавливаются уточненные контуры нефтеносности и газоносности.

2. Контроль за техническим состоянием и работой скважин проводится для определения исправности и герметичности эксплуатационных колонн, уточнения положения интервалов перфорации, текущего забоя, затрубной циркуляции и мест поступления в скважину воды и газа, а также для оценки качества цемента за колонной,. Для этого применяются радиоактивные методы (ГК, НКТ); термометрия, шумометрия, расходомер, акустический цементомер (АКЦ), локатор муфт. Кроме того, для контроля за работой и состоянием добывающих и нагнетательных скважин применяются и другие приборы и методы.

3. Ликвидация аварий в процессе эксплуатации и ремонта скважин:

· ликвидация парафиновых и гидратных пробок (электропрогрев);

· определение места прихвата подземного оборудования, торпедирование или отстрел прихваченного оборудования.

4. Увеличение дебита или приемистости скважин: дополнительная перфорация, обработки ТГХВ, СГГК.

Промыслово-геофизические работы в ОАО "Сургутнефтегаз" проводит трест "Сургутнефтегеофизика", а также исследовательские партии ЦНИПР в НГДУ согласно заявкам ЦДНГ или ЦКРС. Для выполнения геофизических работ Заказчик одновременно с заявкой предоставляет акт о готовности скважины к исследованиям.

Перед проведением промыслово-геофизических работ в нефтяных скважинах, на скважине устанавливается емкость, достаточная для сбора нефти из камеры уплотнительного сальника. Все задвижки на скважине должны быть исправны, свободно открываться и закрываться от руки, установлены исправные манометры. Устье скважины должно быть оборудовано лубрикатором и исследовательской площадкой. Нагнетательные скважины за 12 часов до начала исследования должны быть остановлены.

В противном случае Заказчик возмещает тресту "Сургутнефтегеофизика" затраты партии в случаях простоя или аварии, которые произошли по вине Заказчика.



3.3 Аппаратура и глубинные приборы, передвижные исследовательские агрегаты, лаборатории

Рис. 3 - АИС-1

Спецавтомобиль АИС-1 предназначен для выполнения гидродинамических исследований скважин приборами с местной регистрацией и проведения ремонтных работ с помощью инструмента, спускаемого на проволоке.

Кузов-фургон автолаборатории АИС-1 цельнометаллический, клепано-сварной, способен выдерживать значительные нагрузки при движении по пересеченной местности.

Кузов-фургон спецавтомобиля АИС-1 разделен перегородкой с окном и проходной дверью на два отсека: отапливаемый операторский и неотапливаемый лебедочный. В стандартной комплектации АИС-1 в операторском отсеке размещены: пульт управления лебедкой, сиденье оператора, верстак с тисами, откидной столик для работы и приема пищи, шкаф для одежды и диван-рундук.

Дополнительно, по желанию заказчика, возможно размещение спальных и бытовых предметов для проживания в нем до 3-х человек.

В неотапливаемом лебедочном отсеке АИС-1 размещены: лебедка со сменным барабаном и автоматическим укладчиком проволоки, кран-укосина для автоматизации грузоподъемных операций при смене барабанов. Конструкция задних распашных дверей лебедочного отсека обеспечивает возможность работы, как в с открытыми, так и с закрытыми дверями.

Отличия АИС-1 от аналогичных автолабораторий для гидродинамических и геофизических исследований:

1. Автолаборатории для гидродинамических и геофизических исследований скважин выпускаются различными производителями, и обладают различными функциональными возможностями. Можно разделить автолаборатории на универсальные и узкоспециализированные.

2. Универсальные автолаборатории (например, АИС-1 от МСЗА) оснащаются съемным барабаном, позволяющим относительно быстро менять барабаны с различной толщиной проволоки для выполнения различных работ. Смена барабана занимает не более 30 минут.

3. Узкоспециализированные лаборатории (ЛСГ, ЛГИ, ЛСК, СГИ, ЛС, ЛИС и др.), как правило, предназначены для выполнения каких-либо специфических исследовательских операций или работ. В связи с этим, оснащены одним несъемным барабаном для проволоки. Переход на другой диаметр проволоки требует ее смотки через дополнительное устройство и намотки новой (занимает от 2 до 10 часов - в зависимости от конкретной реализации агрегата, требует наличия дополнительного оборудования, излишний расход моторесурса и энергоносителей).

4. Остальные технические особенности (привод барабана, пост управления и др.) универсальных и узкоспециализированных передвижных лабораторий для гидродинамических исследований скважин (ГДИС), сопоставимы, хотя и несколько отличаются друг от друга.

Преимущества в применении агрегата АИС-1 для гидродинамических исследований скважин:

· Скорость замены проволоки для смены вида работ - около 30 минут вместо нескольких часов.

· Изолированный от персонала лебедочный отсек, позволяющий исключить прямой контакт с вредными испарениями нефти

· Два варианта привода лебедки - электрический и гидравлический, что позволяет работать как на электрифицированных, так и на неэлектрифицированных объектах.

Для исследования скважин используются глубинные приборы, а также эхолоты для отбивки уровня жидкости в затрубном пространстве и динамографы для снятия параметров работы, как отечественных, так и импортных производителей.

Используются глубинные приборы отечественного производства типа МГН2 и МСУ1 с максимальным рабочим измеряемым давлением 400 атм. Главный недостаток этих приборов - малое время действия заводки часов, приводящих в движение каретку с бланком, и как следствие повторные спускоподъемные операции и в дальнейшем возможная погрешность в расчетах. В отличие от российских приборов, немецкие приборы типа "LEUTERT" имеют наиболее лучшие рабочие качества. Эти приборы, программируемые с персонального компьютера на достаточно длительное время, необходимое для снятия кривых давлений без лишних спускоподъемных операций. Вместо часов используется автономный аккумулятор, устанавливаемый в корпусе прибора. Результаты исследований легко поддаются обработке. Недостатком является высокая цена.

1. Эхолот (УГВ - 120 + кардиограф) имеет существенный недостаток и погрешность в измерениях из-за присутствия в кардиографе механической лентопротяжной части. Лента имеет возможность проскальзывать на валиках.

2. Последний, поступивший на вооружение ЦНИПР, прибор "Микон - 04" (производство Набережные Челны ). Легок, удобен в использовании, не имеет механических частей во вторичном приборе. Имеется возможность произвести контроль за качеством исследования. Прибором можно сделать полное исследование УШСН (динамограмма + уровень). Вся информация записывается в память и после переписывается на персональный компьютер, где можно обработать исследования.

3. Deltax - прибор канадского производства. Динамограф используется на скважине только с персональным компьютером, эхолот неудобен в последующей обработке данных исследований, так как отражение сигнала и отображение ее на термоленте происходит от каждой муфты НКТ. Для этого надо точно знать длину трубы НКТ и конструкцию скважины.

4. Sonolog имеет те же недостатки что и эхолот Deltax, но он ещё является очень громоздким и тяжелым, волномер сложен в сборке. И Deltax, и Sonologво вторичном приборе (самописец) имеют механическую часть лентопротяжного механизма.



4. Внутрипромысловый нефтегазосбор и подготовка скважинной продукции

4.1 Примерная система и технологическая схема нефтегазосбора и транспорта

Процесс подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ №9965-76.

Подготовка, поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, физических свойств.

Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС), газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ), размещаемые на площадке ДНС, или на отдельной площадке.

Предварительно подготовленная нефть по системе напорных трубопроводов поступает на товарные парки, где на установках подготовки нефти (УПН) проходит ступенчатую подготовку до общей товарной кондиции.

Товарная нефть по системе трубопроводов поступает на коммерческие узлы учета объединенной измерительной системы Федоровской концевой сепарационной установки (КСУ), где осуществляется прием - сдача нефти в систему трубопроводного транспорта нефти акционерной компании (АК) "Транснефть", и транспортируется на нефтеперерабатывающие заводы.

Порядок приема - сдачи нефти по количеству и качеству определяется договором с АК "Транснефть" и действующими инструкциями по учету нефти, эксплуатации узлов учета нефти и метрологическому обеспечению и положениями о взаимоотношениях нефтегазодобывающих организаций и АК "Транснефть".

4.2 Оборудование и методы контроля за работой в системе нефтегазосбора и поддержание режима ее работы

В настоящее время в ОАО "Сургутнефтегаз" идет активный процесс автоматизации технологии добычи, подготовки и перекачки нефти и газа. Внедряются системы контроля и управления станционными объектами, такими как ЦППН (КСП-2), УПСВ (ДНС), кустовые насосные станции и промысловыми объектами -- кустовые площадки (АГЗУ, ВРГ, мехфонд). Реализуются программы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ, ТМ "Космотроника") и телемеханизации СУ ЭЦН (ШГН) нового поколения. Ведется строительство корпоративной сети передачи данных. В этих условиях сформулирована главная задача -- централизованный контроль за ходом технологических процессов в реальном масштабе времени и организация передачи оперативной информации в учетно-аналитическое пространство ОАО "Сургутнефтегаз".

Система оперативного контроля объектов ДНС (ОКО ДНС) предназначена для автоматизации процессов централизованного сбора, обработки, визуализации и хранения технологической информации на ДНС, а также ведения оперативной отчетности по технологическим узлам ДНС.

Система обеспечивает доступ к полученной информации следующим службам и подразделениям НГДУ:

оператор ДНС;

службы цеха добычи нефти и газа;

центральная инженерно-техническая служба НГДУ;

аппарат управления НГДУ, позволяет решать следующие вопросы:

контроль технологических процессов ДНС по мнемосхемам на компьютере;

анализ работы контролируемых объектов ДНС по данным предыстории хранимой в БД на сервере системы.

-местные контрольно-измерительные приборы (датчики, электропневмопреобразователи, приборы загазованности, счетчики и т.д.);

контроллеры сбора и управления (Гамма-7, CTM-Z3, CTM-ZK2, Modicon);

- средства вычислительной техники;

аппаратура передачи данных.

Комплекс технических средств (КТС) системы ОКО ДНС строится по иерархическому принципу и включает три уровня:

первый уровень -- уровень сбора, первичной обработки и передачи технологической информации (уровень технологических терминалов);

второй уровень -- уровень обработки анализа и формирования распределенного информационного пространства (сервер системы);

-третий уровень - уровень визуализации оперативной и накопленной технологической формации (рабочие места пользователей).

4.3 Деэмульсация, обезвоживание и обессоливание нефти

При добыче нефти неизбежный ее спутник-пластовая вода (от < 1 до 80-90% по массе), которая, диспергируясь в нефти, образует с ней эмульсии типа "вода в нефти" (дисперсионная фаза-нефть, дисперсная - вода). Их формированию и стабилизации способствуют присутствующие в нефти природные эмульгаторы (асфальтены, нафтены, смолы) и диспергир. механические примеси (частицы глины, песка, известняка, металлов). Пластовая вода, как правило, в значительной степени минерализована хлоридами Na, Mg и Са (до 2500 мг/л солей даже при наличии в нефти всего 1% воды), а также сульфатами и гидрокарбонатами и содержит механические примеси.

Наличие в нефти указанных веществ и механические примесей оказывает вредное влияние на работу оборудования нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ):

o при большом содержании воды повышается давление в аппаратуре установок перегонки нефти, снижается их производительность, возрастает расход энергии;

o отложение солей в трубах печей и теплообменников требует их частой очистки, уменьшает коэффициент теплопередачи, вызывает сильную коррозию (хлориды Са и Mg гидролизуются с образованием НСl);

Кроме того, соли и механические примеси, накапливаясь в остаточных нефтепродуктах -- мазуте и гудроне, ухудшают их качество. Для предотвращения этих негативных последствий производят обезвоживание и обессоливание нефти.

Химические методы основаны на использовании деэмульгаторов. Деэмульгаторы - это поверхностно-активные вещества, которые адсорбируются на поверхности глобул воды и образуют адсорбционный слой со значительно меньшей механической прочностью, что облегчает слияние капель и способствует разрушению нефтяных эмульсий. Иначе говоря эти вещества предназначены для слияния и выделения капель воды из нефти.

Эффект деэмульсации зависит от интенсивности перемешивания деэмульгатора с эмульсией и температуры смеси. Подача деэмульгаторов проводится дозировочными насосами.

Деэмульгатор должен выполнять следующие требования:

· быть высокоактивным при малых удельных его расходах;

· хорошо растворяться в воде или нефти;

· быть дешевым и транспортабельным;

· не ухудшать качества нефти;

· не менять своих свойств при изменении температуры.

Внутритрубная деэмульсация

Этот метод был разработан довольно давно. Принцип внутритрубной деэмульсации самый простой и состоит в следующем. В межтрубное пространство эксплуатационных скважин или в начало сборного коллектора дозировочным насосом (в количестве 15-20 г на тонну нефтяной эмульсии) подается деэмульгатор, который сильно перемешивается с эмульсией в процессе её движения от забоя до УПН и разрушает её.

Эффективность внутритрубной деэмульсации зависит от, например, эффективности самого деэмульгатора, интенсивности и длительности перемешивания эмульсии с деэмульгаторами, количества воды, содержащейся в эмульсии, и температуры смешивания транспортируемой эмульсии.

Холодный отстой

Холодный отстой заключается в том, что в нефть вводят деэмульгатор и в результате отстоя в сырьевых резервуарах из нефтн выделяется свободная вода. Этот метод аналогичен гравитационному методу обезвоживания, только с применением деэмульгаторов.

Характерная особенность процесса - отсутствие расхода тепла на указанный процесс. Но стоит отметить, методы деэмульсации нефти без применения тепла недостаточно эффективны.

Термохимическое обессоливание и обезвоживание

В настоящее время для обезвоживания и обессоливания нефти в основном применяют обработку на топлохимических установках. Широкое применение этого метода обеспечивается благодаря возможности обрабатывать нефть с различным содержанием воды без замены оборудования и аппаратуры, простоте установки, возможности легко менять деэмульгатор в зависимости от свойств поступающей эмульсии. Однако теплохимнческий метод имеет ряд недостатков, например большие затраты на деэмульгаторы и повышенный расход тепла. На практике обессоливание и обезвоживание ведутся при температуре 50--100 градусов.

Термохимическое обезвоживание и обессоливание основано на нагреве эмульсии и химическом воздействии на неё деэмульгаторов. При нагреве эмульсии ее вязкость снижается, что облегчает отделение воды.

Рассмотрим следующую схему термохимического обезвоживания и обессоливания.

Нефть поступает в сырьевой резервуар (1), откуда насосом (3) перекачивается в теплообменники (4). В теплообменнике осуществляется нагрев нефти до температуры 40-60 градусов. Далее она поступает в паровой подогреватель (5), где происходит дополнительный нагрев паром до температуры 70-100 градусов.

Дозировочный насос (7) непрерывно из резервуара (6) подкачивает деэмульгатор через смеситель (2) к эмульсии.

Обработанная деэмульгатором и подогретая эмульсия направляется в отстойник (9) (сепаратор). Здесь вода отделяется от нефти и отводится в виде сточных вод. Из отстойника (9) обезвоженная, обессоленная и нагретая нефть через теплообменники (4) и холодильники (8) поступает в товарные резервуары (10), а затем направляется на переработку по нефтепроводу.

В теплообменниках (4) нагретая нефть отдает тепло холодной нефти.

В рассмотренной схеме могут применятся комбинированные аппараты, в которых совмещены процессы подогрева, регенерации тепла нефти и отстоя при обезвоживании и обессоливании нефти.

Рисунок 4 - Схема термохимического обезвоживания и обессоливания

1 - сырьевой резервуар; 2 - смеситель; 3 - насос; 4 - теплообменник; 5 - паровой подогреватель; 6 - резервуара с деэмульгатором; 7 - дозировочный насос; 8 - холодильники; 9 - отстойник; 10 - товарные резервуары.



4.4 Неполадки при эксплуатации систем нефтегазосбора

В настоящее время на нефтяных месторождениях самой капиталоемкой системой является система "нефтегазосбор - добывающие скважины". Эта система также имеет наибольший резерв в снижении энергетических затрат (условно-переменной части себестоимости) добычи жидкости. Наиболее сильные технологические связи систем нефтегазосбора и добывающих скважин имеют место при фонтанной и газлифтной эксплуатации скважин.

Существенным недостатком при неоптимальной эксплуатации трубопроводных систем является эрозионно-коррозионное воздействие на трубопроводы за счет высоких скоростей транспортируемой смеси при повышенном газосодержании, а также за счет усиления вибрации трубопровода. Но режимы скважин можно изменять в широких диапазонах. Это является эффективным и оперативным управляющим воздействием не только на увеличение пропускной способности системы нефтегазосбора, а также повышает возможность экологических защитных мер.

При эксплуатации трубопроводов происходят две группы, связанные с неполадками систем нефтегазосбора, которые зависят от величины дефекта.

К первой группе относятся повреждения трещин и свищей, а ко второй группе - разрывы сварных стыков и стенок труб.

Для устранения неполадок, относящихся к первой группе используют различные устройства.

Например, при свищах забивают деревянные пробки, а для того чтобы не было протекания накладывают прокладку свинцовую или из бензостойкой резины; для устранения пробоин используют свинцовые пробки с заточкой их специальными болтами.

Повреждения, которые относятся ко второй группе, такие как утечка по некачественному сварному шву ликвидируют зажимом с синтетической герметизирующей прокладкой.

Неполный разрыв сварного шва или мелкую трещину можно устранить наложением галтельного двухстворчатого хомута на резиновой или свинцовой прокладке.

Недостатки способов устранения неполадок:

· трудности доставок тяжелого сварочного оборудования к месту аварии;

· недолговечность, т.к. в процессе эксплуатации трещина продолжает развиваться и выходит из-под сварки;

· малое применение электросварки, это связано с пожарной опасностью в зоне пролившейся нефти, и требуется проведение противопожарных мероприятий.

Преимущества способов для устранения повреждений:

· простота конструкции;

· быстрая ликвидация аварии;

· незначительные убытки и потери нефти по сравнению со сваркой патрубков и установкой отводов;

· легкая технология ремонта трубопровода.

При аварии трубопровода необходимо выполнить следующее:

· перевести поток жидкости на резервную линию, закрыть секущие задвижки;

· стравить давление;

· произвести откачку нефти;

· откопать место порыва;

· ликвидировать повреждение трубопровода;

· испытать трубопровод на рабочее давление;

· запустить трубопровод.



4.5 Борьба с внутритрубной коррозией при эксплуатации систем нефтегазосбора

Методы защиты трубопроводов от коррозии - ингибиторы, бактерициды, поглотители кислорода, электрохимическая защита и изоляционные покрытия. Есть и другой путь защиты от химической коррозии - изготовление труб из материалов, стойких к влиянию агрессивных сред: легированных сталей, чугуна, пластмасс и стеклопластиков.

Самым оперативным способом является ингибиторная защита трубопроводов.

Существует несколько технологий ингибиторной защиты, зависящих от условий эксплуатации:

· непрерывная закачка дозировочными насосами;

· залповая (периодическая) закачка в трубопровод;

· закачка ингибитора в затруб скважины с постепенным выносом ингибитора и попаданием в трубопровод;

· комбинированные.

Что касается ремонта трубопроводов, в США, Германии и Канаде - все большее распространение получает ремонт с применением пластмассовых вставок. Отремонтированный трубопровод имеет меньшее гидравлическое сопротивление, высокую коррозионную стойкость, практическое отсутствие зарастания сечения, снимает проблему изоляции стыка. В институте ТатНИПИнефть разработана аналогичная технология ремонта трубопроводов. Замена стальных труб на пластмассовые и из стеклопластиков - радикальное решение обеспечения коррозионной защиты трубопроводов.

Применяется для защиты и красящее покрытие, однослойное или многослойное, толщина может достигать 250-400 мкм.

Применяется нанесение внутренней изоляции труб - порошковых эпоксидных покрытий, двухкомпонентной эпоксидной смолы без растворителей и др.

В АО "Татнефть" эпоксидная краска наносится на внутреннюю поверхность труб с помощью достаточно простой в техническом исполнении поршневой технологии.

Применяются цинкосиликатные покрытия (жидкие стекла - силикаты натрия, калия, лития и др.), особенностью которых является то, что в случае повреждения покрытия происходит как бы его "залечивание" и коррозия подложки не развивается.



5. Подземный (текущий и капитальный) ремонт скважин

5.1 Организация текущего и капитального ремонта скважин

Скважину считают подготовленной для проведения ремонта, если создана возможность выполнения СПО и других работ. Кроме того, обязательно нужно соблюдать нормативы по технике безопасности и охране труда, а так же исключать возможности загрязнения окружающей среды нефтью, пластовыми водами и агрессивными нефтяными газами. Указанные условия создаются вследствие промывки и глушения скважин специальными промывочными (задавочными) технологическими жидкостями. Промывкой скважины достигается замена нефти, газа и пластовой воды, находящихся в скважине, на технологическую жидкость, а глушение заключается в доведении плотности технологической жидкости до необходимой величины

Определяют так же необходимый объём промывочной жидкости, который обычно берут реальной двум объёмам скважины. Промывку и глушение скважины проводят как прямой, так и обратной циркуляцией. Чаще всего используют схему обратной промывки, при которой затрачивается минимальный объём жидкости глушения. В качестве технологической жидкости для промывки и глушения скважин используют пресную или минерализованную воду, обработанную или необработанную ПАВ, буровой раствор, инвертную эмульсию, раствор на нефтяной основе и т.д.

5.2 Заказ-наряд, его содержание

Наряд формируется на основе руководящего документа - классификатора и Правил ведения ремонтных работ скважин (см. в Приложении Регламент организационных работ по формированию и оценке геолого-технологических мероприятий и мероприятий по повышению нефтеотдачи по месторождениям).

Для того чтобы составить наряд на подземный ремонт скважины, необходимо ещё собрать исходные данные, определить объём выполняемых работ.

Обследование включает в себя:

· определение глубины забоя;

· определение уровня жидкости;

· состояние эксплуатационной колонны;

· характер повреждения оборудования или колонны или насколько верно установлена причина снижения производительности скважины;

· величину коэффициента продуктивности и др. параметров, характеризующих забой и скважину.

Целесообразно рассматривать результаты исследования в динамике. Особенно это касается выбора способа воздействия на забой или пласт. При передаче скважины в ремонт геологической службой НГП оформляется наряд - заказ, помимо других параметров указываются следующие необходимые для глушения данные по скважине:

· способ эксплуатации;

· интервал перфорации, пласт;

· искусственный, текущий забой;

· диаметр эксплуатационной колонны;

· компоновка подземного оборудования;

· глубина спуска (в скобках указывается глубина по вертикали);

· дебит скважины;

· удельный вес (плотность) пластовой воды;

· пластовое давление и дата замера.

Пластовое давление, указанное в плане, должно быть замерено не позднее:

· на скважинах 1,2 категории - за 10 дней до начала глушения (подтверждается через 10 дней);

· на скважине 3 категории - за 30 дней до начала глушения (подтверждается ежемесячно).

В плане - наряде работ указывается жидкость глушения - название, удельный вес (плотность), объём, а также возможность её утилизации или повторного использования после окончания ремонта. В случае использования буферной жидкости во время глушения указывается название, концентрация, объём и интервал установки.



5.3 Виды текущего и капитального ремонта скважин

Текущий ремонт скважин включает проведение работ по замене подземного оборудования, очистке труб и забоев скважин от отложений парафина, солей, песка, а также выполнение мероприятий по увеличению дебитов скважин.

Цель текущего ремонта -- устранение неполадок, нарушающих режим работы скважин, и замена подземного оборудования. Поэтому текущий ремонт скважин часто называют подземным ремонтом.

Текущий ремонт скважин подразделяют на планово-предупредительный (профилактический) и восстановительный.

Планово-предупредительным называют ремонт скважин, предусмотренный соответствующим календарным графиком. Графики могут составляться на месяц, квартал, год.

Профилактический ремонт выполняется для упреждения неожиданных нарушений в работе подземного оборудования скважин и своевременного устранения накоплений в отложениях парафина, песка, продуктов коррозии, могущих привести к непредвиденным нарушениям режима его работы.

Восстановительным ремонтом называют ремонт скважин, вызванный непредвиденным нарушением технологического режима их эксплуатации, включая полное прекращение отбора нефти из скважин.

Капитальный ремонт скважин

Скважины, в которых нельзя провести ремонтные работы силами бригад текущего ремонта и выполнение которых требует специального оборудования и инструмента, передаются в капитальный ремонт. Обычно капитальный ремонт проводится специализированным управлением, организуемым в объединении, которому передаются все работы на скважинах, связанные с повышением нефтеотдачи пластов. Поэтому оно называется Управление по повышению нефтеотдачи пластов и капитальному ремонту скважин (УПНП и К.РС). В нем сосредоточены все технические средства, оборудование, материалы, транспортные средства, квалифицированная инженерно-техническая служба и бригады.

В некоторых случаях, когда на данном месторождении отдельные виды работ носят массовый характер, как, например, кислотные обработки, то их передают специализированному цеху, выполняющему только эти работы.

Такая специализация повышает качество работ, их эффективность и способствует сокращению производственного травматизма.

Особое место в работах по капитальному ремонту скважин занимают ловильные работы, необходимость в которых возникает при обрыве или отвороте подземного оборудования, НКТ, штанг, кабеля и при других осложнениях. При обрыве и ударе о забой оторвавшаяся часть оборудования сминается, расклинивается в обсадной колонне и зачастую выводит скважину из строя. Для ликвидации таких аварий после надежного глушения скважины в нее сначала опускают так называемую печать для обследования места обрыва. На свинцовом или алюминиевом диске печати, спускаемой в скважину и прижимаемой к месту обрыва, отпечатываются следы оторванной части, по которым удается распознать характер обрыва, его положение в обсадной колонне и, таким образом, решить вопрос о выборе ловиль-ного инструмента (овершота, пауков, труболовок, отводных крючков, ловильных колоколов). Захват ловильным инструментом оборванного конца, даже если он удается, не всегда заканчивается полным извлечением оборвавшейся части оборудования и очисткой скважины. Иногда приходится прибегать к помощи гидравлических домкратов (когда натяжение талевой системы превышает грузоподъемность подъемных сооружений) и с их помощью по частям извлекать оборванное оборудование. Если такая попытка очистки скважины снова кончается повторным обрывом спущенного инструмента (бурильных труб), то для восстановления работоспособности скважины забуривают второй ствол и эксплуатируют его как новую скважину. Эта работа выполняется бригадой капитального ремонта с использованием специальной фрезы и легкого бурового оборудования. Не менее сложны работы по изоляции обсадных колонн, в которых обнаружены дефекты в результате коррозии или смятия, по отвороту и извлечению труб, прихваченных цементом; когда приходится обуривать эти трубы специальными коронковыми долотами или трубными фрезами.

Таблица 3. Виды Капитального ремонта скважин

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
КР1	Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1	Отключение отдельных обводненных интервалов пласта	Выполнение запланированного объема работ. Снижение обводненности продукции
КР1-2	Отключение отдельных пластов	Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока в (из) отключенном(ого) пласте(а)
КР1-3	Исправление негерметичности цементного кольца	Достижение цели ремонта, подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Снижение обводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти
КР1-4	Наращивание цементного кольца за эксплуатационной, промежуточной колоннами, кондуктором	Отсутствие нефтегазопроявлений на поверхности и подтверждение наращивания цементного кольца в необходимом интервале промыслово - геофизическими исследованиями
КР2	Устранение негерметичности эксплуатационной колонны
КР2-1	Устранение негерметичности тампонированием	Герметичность эксплуатационной колонны при гидроиспытании
КР2-2	Устранение негерметичности установкой пластыря	То же
КР2-3	Устранение негерметичности спуском дополнительной обсадной колонны меньшего диаметра	-"
КР3	Устранение аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта
КР3-1	Извлечение оборудования из скважин после аварий, допущенных в процессе эксплуатации	Прохождение шаблона до необходимой глубины. Герметичность колонны в интервале работ фрезером
КР3-2	Ликвидация аварий с эксплуатационной колонной	То же
КР3-3	Очистка забоя и ствола скважины от металлических предметов	-"
КР3-4	Прочие работы по ликвидации аварий, допущенных при эксплуатации скважин	Достижение цели, оговоренной в технологическом плане
КР3-5	Ликвидация аварий, допущенных в процессе ремонта скважин	Достижение цели, оговоренной в дополнительном плане на ликвидацию аварий
КР4	Переход на другие горизонты и приобщение пластов
КР4-1	Переход на другие горизонты	Выполнение заданного объема работ, подтвержденных промыслово - геофизическими исследованиями. Получение притока
КР4-2	Приобщение пластов	Получение притока из нового интервала и увеличение дебита нефти
КР5	Внедрение и ремонт установок типа ОРЭ, ОРЗ, пакеров - отсекателей	Выполнение запланированного объема работ, герметичность пакера. Увеличение дебита нефти. Увеличение, сокращение объемов закачки воды
КР6	Комплекс подземных работ, связанных с бурением
КР6-1	Зарезка новых стволов скважин	Выполнение запланированного объема работ
КР6-2	Бурение цементного стакана	То же
КР6-3	Фрезерование башмака колонны с углублением ствола в горной породе	-"
КР6-4	Бурение и оборудование шурфов и артезианских скважин	-"
КР7	Обработка призабойной зоны
КР7-1	Проведение кислотной обработки	Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных и приемистости нагнетательных скважин
КР7-2	Проведение ГРП	То же
КР7-3	Проведение ГПП	-"
КР7-4	Виброобработкапризабойной зоны	-"
КР7-5	Термообработка призабойной зоны	-"
КР7-6	Промывка призабойной зоны растворителями	-"
КР7-7	Промывка призабойной зоны растворами ПАВ	-"
КР7-8	Обработка термогазохимическими методами (ТГХВ, ПГД и т.д.)	-"
КР7-9	Прочие виды обработки призабойной зоны	-"
КР7-10	Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин	Выполнение запланированного объема работ, подтвержденного промыслово - геофизическими исследованиями
КР7-11	Дополнительная перфорация и торпедирование ранее простреленных интервалов	Выполнение запланированного объема работ, увеличение продуктивности нефтяных скважин и приемистости нагнетательных скважин
КР8	Исследование скважин
КР8-1	Исследование характера насыщенности и выработки продуктивных пластов, уточнение геологического разреза в скважинах	Выполнение запланированного комплекса исследований в заданном режиме (приток, закачка, выдерживание скважины в покое), получение заключения
КР8-2	Оценка технического состояния скважины (обследование скважины)	Выполнение запланированного объема работ, выдача заключения
КР9	Перевод скважин на использование по другому назначению
КР9-1	Освоение скважин под нагнетательные	Достижение приемистости, оговоренной в плане
КР9-2	Перевод скважин под отбор технической воды	Выполнение запланированного объема работ. Получение притока
КР9-3	Перевод скважин в наблюдательные, пьезометрические	Выполнение запланированного объема работ
КР9-4	Перевод скважин под нагнетание теплоносителя или воздуха	Обеспечение приемистости
КР10	Ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин
КР10-1	Оснащение паро- и воздухонагнетательных скважин противопесочным оборудованием	Обеспечение приемистости
КР10-2	Промывка в паро- и воздухонагнетательных скважинах песчаных пробок	Восстановление приемистости
КР11	Консервация и расконсервация скважин	Выполнение запланированного объема работ
КР12	Прочие виды работ	Выполнение запланированного объема работ



Таблица 4. Виды текущего ремонта скважин

Шифр	Виды работ по текущему ремонту скважин	Технико-технологические требования к сдаче
1	2	3
ТР1	Оснащение скважин скважинным оборудованием при вводе в эксплуатацию (из бурения, освоения, бездействия, консервации)
ТР1-1	Ввод фонтанных скважин	Выполнение запланированного объема работ
ТР1-2	Ввод газлифтных скважин	То же
ТР1-3	Ввод скважин, оборудованных ШГН	-"
ТР1-4	Ввод скважин, оборудованных ЭЦН	Выполнение запланированного объема работ
ТР2	Перевод скважин на другой способ эксплуатации
ТР2-1	Фонтанный - газлифт	Выполнение запланированного объема работ
ТР2-2	Фонтанный - ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче
ТР2-3	Фонтанный - ЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-4	Газлифт - ШГН	Нормальная работа насоса по динамограмме или подаче
ТР2-5	Газлифт - ЭЦН	Нормальная подача и напор
ТР2-6	ШГН - ЭЦН	То же
ТР2-7	ЭЦН - ШГН	-"
ТР2-8	ШГН - ОРЭ	Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача и напор
ТР2-9	ЭЦН - ОРЭ	То же
ТР2-10	Прочие виды перевода	-"
ТР3	Оптимизация режима эксплуатации
ТР3-1	Изменение глубины подвески, смена типоразмера ШГН	Достижение цели ремонта
ТР3-2	Изменение глубины подвески, изменение типоразмера ЭЦН	То же
ТР4	Ремонт скважин, оборудованных ШГН
ТР4-1	Ревизия и смена насоса	Нормальная работа насоса по динамограмме
ТР4-2	Устранение обрыва штанг	Устранение дефекта. Нормальная работа насоса
ТР4-5	Замена полированного штока	То же
ТР4-6	Замена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ	Достижение цели ремонта. Нормальная подача насоса
ТР4-7	Очистка и пропарка НКТ	То же
ТР4-8	Ревизия, смена устьевого оборудования	-"
ТР5	Ремонт скважин, оборудованных ЭЦН
ТР5-1	Ревизия и смена насоса	Нормальная подача и напор
ТР5-2	Смена электродвигателя	То же
ТР5-3	Устранение повреждения кабеля	Устранение дефекта, нормальная работа насоса
ТР5-4	Ревизия, смена, устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса
ТР5-5	Очистка и пропарка НКТ
ТР5-6	Ревизия, смена устьевого оборудования	Достижение цели ремонта
ТР6	Ремонт фонтанных скважин
ТР6-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса
ТР6-2	Очистка и пропарка НКТ	То же
ТР6-3	Смена, ревизия устьевого оборудования	-"
ТР7	Ремонт газлифтных скважин
ТР7-1	Ревизия, смена, опрессовка и устранение негерметичности НКТ	Выполнение запланированного объема работ. Нормальная подача насоса
ТР7-2	Очистка и пропарка НКТ	То же
ТР7-3	Ревизия, замена, очистка газлифтных клапанов	-"
ТР7-4	Ревизия, смена устьевого оборудования	-"
ТР8	Ревизия и смена оборудования артезианских и поглощающих скважин	Выполнение запланированного объема работ
ТР9	Очистка, промывка забоя
ТР9-1	Промывка горячей нефтью (водой) с добавлением ПАВ	Достижение цели ремонта
ТР9-2	Обработка забоя химреагентами (ТГХВ, СКО, ГКО и т.д.)	То же
ТР10	Опытные работы по испытанию новых видов подземного оборудования	Выполнение запланированного объема работ
ТР11	Прочие виды работ	Выполнение запланированного объема работ

Размещено на Allbest.ru