Технология капитального и подземного ремонта нефтяных и газовых скважин
Этапы подготовки скважин к эксплуатации, предупреждение снижения проницаемости продуктивных горизонтов при их ремонте. Удаление жидкости из газовых и газоконденсатных скважин. Причины отложения минеральных солей, способы их предупреждения и удаления.
Рубрика | Производство и технологии |
Вид | книга |
Язык | русский |
Дата добавления | 16.10.2015 |
Размер файла | 10,8 M |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Широкое внедрение сменных обсадных колонн зависит в первую очередь от подбора буровых растворов, которые будут находиться в заколонном пространстве до момента подъема. Они должны быть стабильными и не должны увеличивать сопротивление извлечению колонн.
Смена обсадных колонн, как одно из мероприятий по увеличению долговечности крепи скважины является перспективной.
6.6 УВЕЛИЧЕНИЕ ДОЛГОВЕЧНОСТИ ОБСАДНОЙ КОЛОННЫ ПРИ ЕЕ ПРОВОРАЧИВАНИИ
Одним из методов продления срока службы обсадной колонны при ее одностороннем износе и предупреждения ремонта скважин может явиться метод проворачивания. Этот метод заключается в распределении износа по периметру сечения труб за счет их проворачивания через определенное время. В идеальном случае равномерное распределение износа по периметру может привести к значительному росту долговечности вследствие увеличения объема металла, участвующего в процессе трения.
6.7 ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ГЕРМЕТИЗАЦИЯ ЭКСПЛУАТАЦИОННОЙ КОЛОННЫ В РЕЗЬБОВЫХ СОЕДИНЕНИЯХ ПУТЕМ ДОВИНЧИВАНИЯ ЕЕ В СКВАЖИНЕ
Негерметичность резьбовых соединений обсадных труб -- одна из самых распространенных причин возникновения межколонных проявлений в газовых скважинах в период опробования и эксплуатации. Вместе с тем ликвидация перетока газа через резьбовые соединения -- очень трудоемкая операция.
Дополнительная герметизация резьбовых соединений в скважине путем исправительного цементирования, закачки различных смол и других видов ремонтных работ часто оказывается безуспешной.
В некоторых районах СНГ с целью дополнительной герметизации резьбовых соединений обсадных труб применяют метод довинчивания эксплуатационных колонн в скважинах (Ю. Д. Комнатный и др.).
Относительно высокий процент полученных положительных результатов дает основание рекомендовать его для дальнейшего применения в практике строительства нефтяных и газовых скважин. При этом в первую очередь следует повышать герметичность резьбовых соединений обсадных труб за счет применения специальных уплотнительных резьбовых смазок, внедрения новых типов высокогерметичных резьбовых соединений обсадных труб, безрезьбовых соединений и т. п.
Если негерметичные резьбовые соединения находятся выше цементного кольца, то в большинстве случаев довинчиванием удается восстановить их герметичность.
Вследствие того, что в верхней части цементного кольца расположены значительные зоны включений бурового раствора, цементный камень, как правило, неоднороден и часто имеет меньшую прочность по сравнению с прочностью основной массы, вначале удается вращать колонну на некотором участке в цементном камне или вместе с ним при необходимом крутящем моменте. При довинчивании резьбовых соединений происходит укорочение колонны; соединительные муфты и трубы все больше защемляются в уплотняющемся камне и воспринимают на себя все большую часть крутящего момента. Вследствие ограничения в осевом перемещении муфт создаются дополнительные осевые усилия в резьбовых соединениях, для дополнительного крепления которых в свою очередь требуются большие крутящие моменты. В результате этого основная цель -- повышение герметичности резьбовых соединений -- не всегда достигается. К моменту обнаружения негерметичности резьбовых соединений нередко буровое оборудование оказывалось частично или полностью демонтированным.
Для выполнения операций по довинчиванию колонны в подобных случаях необходимо заглушить скважину закачкой воды или бурового раствора, демонтировать фонтанную арматуру, установить вышку, ротор, привод ротора, демонтировать колонную головку. После довинчивания колонны устье скважины следует вновь оборудовать колонной головкой и фонтанной арматурой, а буровое оборудование демонтировать. Это связано со значительными и излишними затратами средств и времени. Поэтому на Кубани было признано более целесообразным применять профилактическое довинчивание эксплуатационной колонны в скважине после ОЗЦ до оборудования устья колонной головкой. В случае двухступенчатого цементирования довинчивание колонны осуществляется после затвердения цементного раствора нижней ступени.
Метод профилактического довинчивания эксплуатационных колонн сравнительно прост, не требует существенных дополнительных затрат средств и времени и вместе с тем очень эффективен.
После этого демонтируется противовыбросовое оборудование.
Целью последующего этапа является уточнение длины незацементированной и недостаточно защемленной цементным камнем части колонны (подвижной части колонны).
Для получения более достоверного результата лучше пользоваться двумя способами: широко известным способом с использованием закона Гука и с помощью магнитного прихвато-определителя. Применительно к обсадным колоннам длину свободной части по первому способу можно определять следующим образом.
По закону Гука будем иметь:
(6.8)
где L -- длина подвижной части колонны;
F -- средневзвешенная п/шщадь поперечного сечения обсадных труб для участка колонны, свободного от цементного камня;
Е -- модуль упругости первого рода для стали обсадных труб;
Р2-P1 -- растягивающее усилие в кг;
?L -- удлинение колонны под действием растягивающего усилия;
1,05 -- коэффициент, учитывающий жесткость соединительных муфт обсадных труб, а также трение колонны о стенки скважины.
Усилия P1 и Р2 выбираются следующим образом.
1. Производится натяжка колонны талевой системой на величину Р1, равную примерно весу свободной от цементного камня части колонны плюс 5--7 м, в таком положении делается отметка на трубе или квадратной штанге на уровне неподвижной плоскости, например, на уровне стола ротора.
Не снимая натяжки Р1, увеличивают ее на 7--8 т и сейчас же уменьшают до первоначальной величины Р1, сделав после этого вторую отметку на трубе. Такая операция проводится для учета трения в талевой системе и частично трения колонны о стенки скважины. Средняя черта между двумя отметками принимается за верхнюю отметку для определения L.
2. Увеличиваю натяжку колонны до Р2 при приложении дополнительного усилия в 15-20 т. Предварительно необходимо проверить, будут ли резьбовые соединения колонны при натяжке на величину Р2 и последующем ее увеличении удовлетворять условию прочности. Рекомендуется в этих случаях обеспечивать коэффициент запаса прочности на страгиваниерезьбовых соединений не менее 1,3.
Сделав отметку на трубе, увеличивают натяжку колонны на 7-8 т и сейчас же снижают ее до величины Р2, сделав на трубе вторую отметку. Средняя черта между этими двумя отметками принимается за нижнюю отметку для определения ?L.
Длина подвижной части колонны определяется с помощью магнитного прихватоопределителя ПО-7 следующим образом. Колонна подвешивается на роторе с некоторой натяжкой, величина которой находится в пределах допустимой. Производится контрольная запись магнитного фона по всей колонне. После этого в колонне с равными промежутками наносятся магнитные реперы. У верхней границы цементного кольца ± 100 м частота нанесения реперов может быть принята равной 10 м, по остальной части колонны -- 20-30 м.
В целях экономии времени контрольная запись и нанесение магнитных реперов могут быть произведены не по всей колонне, а начиная с глубины на 100--200 м ниже верхней границы цементного кольца.
После нанесения реперов колонна подвергается 6--7-кратной разгрузке и натяжке на 15-20 т (но с учетом необходимого коэффициента запаса прочности резьбовых соединений) по отношению к весу свободной части колонны, определенной по ОЦК. Затем колонна вновь подвешивается на роторе, и производится контрольная запись магнитных реперов.
В той части колонны, которая при натяжках подвергалась деформациям, т. е. в свободной подвижной части колонны, произойдет размагничивание магнитных меток.
Определив с возможной точностью длину подвижной части колонны, приступают к ее довинчиванию.
Предварительно необходимо задаться величиной предельного крутящего момента для довинчиваемых резьбовых соединений труб и постоянно контролировать величину создаваемого крутящего момента. В противном случае чрезмерная затяжка резьбовых соединений может привести к значительному ослаблению или к необратимой потере герметичности последних.
Величина предельного крутящего момента должна выбираться в зависимости от диаметра, толщин стенок и марок сталей обсадных труб, а также в зависимости от типа резьбовых смазок, применявшихся при навинчивании муфт на трубы и спуске колонны в скважину.
В табл. 6.8. приведены рекомендуемые крутящие моменты свинчивания (кг. м) для наиболее часто употребляемых размеров обсадных труб. Для 139,7 мм труб, изготовленных по ГОСТ, крутящие моменты свинчивания, очевидно, будут такими же, как и для 146-мм труб.
За величину предельного крутящего момента можно принимать большее значение крутящего момента свинчивания, полученного экспериментальным путем.
Так как обычно незацементированный участок колонны состоит из труб одной-двух толщин стенок, изготовленных из стали различных марок, то можно принимать для всей довинчиваемой колонны величину предельного крутящего момента, соответствующего трубам с меньшей толщиной стенки или меньшей прочности.
Довинчивание колонны может осуществляться двумя способами -- сверху вниз и снизу вверх. Оба эти способа основаны на том, что под действием крутящего момента, приложенного к верхней трубе, довинчивание резьбовых соединений будет происходить при прочих равных условиях в той части колонны, которая не испытывает осевых растягивающих или сжимающих усилий. Большинство исполнителей работ пред-
почитают способ «сверху вниз» вследствие более удобного варьирования натяжной колонны в процессе довинчивания.
Таблица 6.8.
Рекомендуемые крутящие моменты свинчивания труб
Толщина стенки грубы, мм |
Диаметр трубы, мм |
||||||
146 |
168 |
||||||
экспериментальные |
теоретические |
экспериментальные |
теоретические |
||||
марки стали |
марки стали |
||||||
А |
Ем, Е, Л |
А |
Ем, Е, Л |
||||
7 8 9 10 11 12 |
500--550 550--600 600--650 650--700 700--750 750--800 |
550--600 600--650 650--700 700--750 750--800 800--850 |
545--700 610--780 675--865 730--935 785--1005 835--1070 |
500--550 550--600 600--650 650--700 700--750 750--800 |
550--600 600--650 650--700 700--750 750--800 800--850 |
525--670 590--755 650--830 700--895 755--965 805--1030 |
Процесс довинчивания этим способом осуществляется следующим образом. К верхней обсадной трубе через переводник присоединяется квадратная штанга. Обсадная колонна полностью разгружается. В таком положении с помощью ротора и квадратной штанги докрепляются резьбовые соединения верхнего участка колонны. Так как при довинчивании колонна все время укорачивается и самопроизвольно натягивается, ее необходимо периодически разгружать до исходного положения. После полного закрепления резьбовых соединений на первом участке делается натяжка на 3--5 т, и операция снова повторяется. Чтобы учесть возможную ошибку, заканчивать процесс довинчивания следует при натяжке, несколько превышающей вес незацементированной части колонны. Таким образом, докрепляются все резьбовые соединения незацементированной части колонны.
Довинчивание способом «снизу вверх» осуществляется аналогично описанному способу, но в обратном порядке с постепенным уменьшением натяжки колонны.
В результате колонна укорачивается на величину 1. Очевидно укорочение должно соответствовать величине
l = tN (6/9)
где 1 -- укорочение колонны после довинчивания;
t -- шаг резьбы;
N -- суммарное число оборотов колонны в результате довинчивания резьбовых соединений.
Проседание колонны при разгрузке ее после довинчивания на большую величину указывает на нарушение замещения ее на некотором участке. По окончании довинчивания колонны устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой по общепринятой для данного района схеме. Как было указано выше, резьбовые соединения должны докреп-ляться с определенным усилием. Наиболее точно крутящий момент, прикладываемый к верхней трубе довинчиваемой колонны, можно контролировать с помощью роторного моменто-мера. В этом случае необходимый крутящий момент на роторе
МР=К/т Мп (6.10)
где Кт -- коэффициент, учитывающий потери крутящего момента на трение на участке колонны от устья до зоны довинчивания;
Мп -- предельный крутящий момент для резьбовых соединений.
Крутящий момент, передаваемый от ротора, постепенно затухает на нижних участках колонны вследствие трения последней о стенки скважины. Потери крутящего момента на трение зависят от длины и натяжки колонны, характера искривления ствола скважины, качества промывочной жидкости за колонной и т. д. Для установления таких зависимостей требуются специальные исследования.
Исходя из практики довинчивания колонн, для скважин, имеющих относительно небольшую кривизну (до 5-7°), можно принять прямолинейную зависимость Кт от глубины для растянутой колонны. Численное значение К/т рекомендуется принимать в пределах от 1,0 для верхнего участка колонны до 1,2-1,3 для участков колонны на глубине 2000 м, что соответствует увеличению Кт на величину 0,010-0,015 на каждые 100 м глубины скважины.
В общем случае для свободной части колонны длиной до 2000-2500 м можно записать формулу для определения Кт в следующем виде:
где Н - длина растянутой части колонны в м.
Таким образом, для обеспечения равномерного закрепления всех резьбовых соединений при довинчивании колонны способом «сверху вниз» необходимо по мере натяжки колонны увеличивать момент, прикладываемый к верхней обсадной трубе. При этом напряжения в теле верхней трубы могут достигать опасных величин. Наиболее слабым местом трубы является сечение по последней впадине резьбы, находящейся в зацеплении.
Задавая величину крутящего момента на роторе, необходимо соблюдать условие Мр < Мтах, где Мтах -- максиально допустимая величина крутящего момента для труб.
Расчетные величины Мтах для 146-мм труб приведены в табл. 6.5.
Таблица 6.5.
Расчетные величины Мmах для 146-мм труб
Толщина стенки труб, мм |
Мmax для труб из стали |
||
Д |
Е |
||
6 |
1366 |
1708 |
|
7 |
1678 |
2098 |
|
8 |
1976 |
2470 |
|
9 |
2260 |
2826 |
|
10 |
2530 |
3163 |
|
11 |
2791 |
3487 |
|
12 |
3020 |
3775 |
В любом случае допустимый крутящий момент из условия нарушения прочности тела трубы по впадине резьбы может быть определен по формуле
(6.11)
где D-- наружный диаметр трубы в опасном сечении;
d -- внутренний диаметр трубы;
[у]кр -- допустимое напряжение при кручении.
Если нет возможности измерять величину прикладываемого к верхней обсадной трубе крутящего момента, можно контролировать его косвенным путем по углу закручивания колонны.
Используя известную зависимость между крутящим моментом и углом закручивания трубы применительно к нашей задаче, можно записать:
(6.12)
Здесь: n -- количество оборотов закручивания колонны (закручивание за счет довинчивания резьбовых соединений не учитывается) ;
Мn -- предельный крутящий момент для резьбовых соединений;
L -- длина подвижной части колонны;
In -- полярный момент инерции сечения обсадных труб;
Е' -- модуль упругости при сдвиге;
Кт -- коэффициент, учитывающий потери крутящего момента на трение.
Из промысловой практики довинчивания колонн известно, что при одном и том же значении крутящего момента, приложенного к верхней обсадной трубе, угол закручивания полностью разгруженной колонны длиной 2000-2500 м почти в 2 раза меньше угла закручивания той же колонны, растянутой с усилием, равным ее весу. Поэтому, если для растянутой на величину собственного веса колонны коэффициент, учитывающий потери крутящего момента на трение, принять равным
, то для частично разгруженной колонны он будет равен
где L -- длина подвижной части колонны в м;
Н -- длина растянутой части колонны в м.
Так как в промысловой практике удобней выражать крутящий момент в кг. м, Е' в кгс/см2, а длину колонны в м, то в этом случае, не изменяя размерностей остальных величин, формула (6.12) примет следующий вид:
(6.13)
Определив заранее допустимое число оборотов закручивания при различных длинах растянутой части колонны, можно, периодически снимая нагрузку с ротора, по числу оборотов раскручивающейся колонны контролировать величину прикладываемого к закрепляемым резьбовым соединениям крутящего момента.
Для обеспечения условия прочности труб в этом случае необходимо иметь неравенство n ? nmах.
7. ОТЛОЖЕНИЯ МИНЕРАЛЬНЫХ СОЛЕЙ В СКВАЖИНАХ, СПОСОБЫ ИХ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И УДАЛЕНИЯ
Отложения минеральных солей (ОМС) на нефтепромысловом оборудовании в трубах, ПЗП и в пласте приводят к потере эксплуатационного времени скважин за счет остановок на ремонтные работы и уменьшают дебит скважин в период накопления отложений в эксплуатационных колоннах. ОМС хотя и разнообразны по своему составу, но в основном представляют собой карбонаты и сульфаты кальция, кварц и некоторые другие.
Несмотря на интенсивный поиск и внедрение различных способов предотвращения этих негативных явлений, проблема предупреждения и борьбы с ОМС и коррозией по-прежнему весьма актуальна в нефтяной и газовой промышленности, что обусловлено некомплексным подходом к ее решению и отсутствием детального анализа причинно-следственных связей между этими химическими взаимосвязанными процессами. Но проблема исключительно актуальна, так как солеотложение, кроме сокращения дебита и удорожания продукции, ведет к возникновению и развитию процессов коррозии.
Состав отложений в различных нефтедобывающих районах разнообразен: сульфаты кальция Са5О4, бария Ва5О4, стронция 5г5О4, а также карбонаты кальция СаСО3, магния МдСО3 и другие соли.
Тип отложений характеризуют по преобладающему содержанию (до 80%) одного из компонентов. Например, к гипсовым отложениям относят осадки с преобладающим содержанием Са5О4 * 2Н2О, к карбонатным -- с преобладающим содержанием СаСО3 и т. д. Очень часто ОМС по составу являются более сложными и включают в себя нерастворимые примеси (глинистые частицы, кварц и др.) и органические компоненты пластовых нефтей (водорастворимые нефтяные кислоты и их соли). Иногда на одних и тех же месторождениях состав ОМС изменяется, что объясняют изменением состава попутно добываемой воды в процессе разработки месторождений.
Карбонат кальция может осаждаться, когда поверхностные | воды нагнетаются в пласт и нагреваются. Он может выпадать в осадок из пластовой воды внутри трубопровода для отбора нефти или вблизи него. Карбонат кальция часто считается осадком малой вредности, так как его можно удалять кислотной обработкой. Однако периодическая кислотная обработка скважин приводит к частым перерывам в добыче нефти и вызывает коррозию оборудования.
Сульфат кальция чувствителен к изменениям солесодержания воды и гидравлического давления. Характерным результатом является образование ОМС в суженных местах, в вентилях и насосах, что приводит к механическим повреждениям оборудования. Как только начнется процесс осаждения, он будет продолжаться. Эти минеральные осадки сульфата кальция не поддаются воздействию кислот. В подобных случаях для растворения рекомендуется обработка конвертирующими агентами, например, гидроокисью калия, которая превращает осадок в рыхлую гидроокись кальция, затем удаляется растворами кислот и вымывается.
ОМС в нефтепромысловом оборудовании происходит при всех способах добычи нефти и газа. Это многофакторный процесс. Основными выявленными причинами (хотя они до конца еще не установлены) ОМС являются смешение несовместимых вод, изменение термобарических условий, дегазация воды, испарение в установках подготовки нефти, растворение минералов коллекторов. Может быть сдвиг углекислотного равновесия, вызванный падением давления углекислоты, а также смешение различных по составу вод и фильтратов растворов.
Для применения эффективных мер предупреждения и борьбы с осадками в скважинах, промысловых коммуникациях, системах сбора и подготовки нефти необходимо прежде всего знать минеральный состав солеотложений.
Комплексом минералогических методов (оптический, рентгеноструктурный, термографический, микролазерный, инфра-красноспектрометрический) при анализе ОМС с 17 месторождений Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции установлены следующие минералы, самородные элементы: сера; галоиды -- галит, оксиды и гидроксиды -- кварц, иоцит (вюстит), магнетит, гидрогематит, липидокрокит, куприт; сульфаты -- целестинобарит, гипс; карбонаты -- кальцит, арагонит, сидерит; кристаллогидраты -- бишофит, антарктикат, четырехводный хлорид кальция. Наиболее широко здесь распространены
кальциевые отложения. Главными солеобразующими минералами являются также арагонит, сидерит, целестинобарит, магнетит, галит.
С. С. Потаповым и Н. П. Кузнецовым детально изучены солевые отложения и продукты коррозии, образуемые в нефтепромысловом оборудовании Мамонтовского, Правдинского, Северо-Салымского, Средне-Балыкского, Усть-Балыкского, Южно-Сургутского, Южно-Балыкского месторождений Юганскнефтегаза. Для указанных месторождений характерны отложения карбонатов кальция (кальцит, арагонит), железа (сидерит), галита, серы с широким развитием различных фаз гидроксидов железа. В результате анализа нефтепромысловых данных и минерального состава осадков с учетом химического состава попутно добываемых вод установлено, что осадки солей, увеличивая неоднородность поверхности металла, создают благоприятные условия для образования микро- и макро-гальванопар и электрохимических процессов. Характерен и вид коррозионных разрушений, расположенных под отложениями (в основном пятна). Во всех ОМС обнаружены продукты коррозии, тогда как в попутно добываемых водах ионы железа встречаются очень редко. В целом процесс коррозии имеет многостадийный характер и представляется в следующем виде. Под действием воды и кислорода железо окисляется до гидрата закиси железа: 2Fе + 2Н2О + О2=2Fе(ОН)2, который гидратируется до гидрата окиси железа: 4Fе + 2Н2О4 + О2 = 4Fе(ОН)3. Дегидратируя при повышенной температуре, Ре(ОН)2 превращается в иоцит (вюстит) FеО, обнаруженный, например, на жаровых трубах установки подготовки нефти ЦПС НГДУ «Мамонтовнефть». При повышенных пластовых температурах (до 89 °С на Южно-Балыкском месторождении) может образовываться магнетит. В результате воздействия водонефтяного потока, содержащего диоксид углерода, на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования образуется карбонат железа (сидерит): Fе(ОН)2 + СО2 = FеСО3 + Н2О. При участии сероводорода, источником которого, в частности, могут быть сульфатвосстанавливающие бактерии попутно добываемых вод в количестве до 106 клеток /мл, из гидрата закиси железа образуются сульфиды железа: Fе(ОН)2 + Н25 = Fе5 + 2Н2О. В процессе окисления пленок сульфидов получаются различные фазы гидрата окиси железа Fе(ОН) и магнетит Fе3О4, а при частичном окислении -- элементарная сера (2FеS + 2Н2О + ЗО2 = 2FеО(ОН) + 2SО2^ +Н2^; 4FеS + 2Н2О + ЗО2 = 4FеО(ОН)+4S; ЗFеS + 5О2 = Fе3О4 + 3SО2 ^). Гидрат окиси железа при дегидратации переходит в окись железа Fе2О3 в виде б-фазы (гематит) или г-фазы (магнемит): 2FеО(ОН) =Fе2О3+Н2О. Разнообразие продуктов коррозии обусловлено тем, что процесс является сложным, многостадийным, взаимосвязанным с солеотложением и происходит при разных концентрациях Н2S, СО2, О2, Н2, Н2О, С1-, НСО3- ,рН, давлениях, температуре, динамике потока.
В связи с использованием в процессе добычи нефти различных реагентов и растворов участились случаи образования осадков по технологическим причинам. Основные из них: использование при глушении скважин с высоким давлением аммонизированного раствора нитрата кальция (АРНК), раствор NаС1, СаС12; несоблюдение пропорций при приготовлении самогенерируемых пенных систем (СГПС), что приводит к избытку отдельных химических реагентов и др. Использование раствора СаС12 приводит к отложению карбоната кальция по реакции, аналогичной смешению несовместимых вод. При применении раствора NаС1 для глушения скважин в нижней части НКТ и на ЭЦН отлагаются кристаллы галита, образующиеся из перенасыщенного раствора в результате гравитационной дифференциации. Процессу солеобразования способствует вынос из призабойной зоны пласта кварцевого песка и алевритоглинистых частиц, являющихся зародышами для кристаллов соли.
Таким образом, ОМС и коррозию следует рассматривать как единый химический процесс, существенно осложняющий эксплуатацию нефтепромыслового оборудования. При проведении защитных мероприятий, например, ингибирования, необходимо учитывать взаимосвязь рассмотренных процессов, иначе эффективность проводимых мероприятий может значительно понизиться. Наиболее интенсивное солеотложение происходит в призабойной зоне скважин, а также при изменении термобарических условий (Т, Р) -- на приеме ЭЦН, у башмака НКТ (фонтанных скважин), на устье скважины, в выкидных линиях. В связи с интенсивной химизацией процесса добычи нефти и ее подготовки также существенно возросла доля технологических причин солеобразования, в дополнение к солеобразованию за счет смешения вод.
Процесс накопления солевых отложений на поверхности оборудования начинается с зарождения и роста кристаллов соли в отдельных точках, концентрирующихся, в основном, вдоль различного рода дефектов поверхностей любой природы (стекла, органического стекла, полиэтилена, стали и других материалов).
Процесс накопления солевых отложений при низкой адгезии слоя к поверхности может чередоваться с их частичными или полными срывами, возможность которых зависит от природы материала поверхности, качества ее обработки и гидродинамических характеристик потока. Отложения солей с неполярных, гидрофобных поверхностей, например, парафин и полиэтилен, могут быть сорваны практически при нулевых нагрузках. Срыв носит четко выраженный адгезионный характер, причем срыву отложений предшествует их сдвиг.
Исследованиями В. П. Тронова и его сотрудников в ТатНИПИ-нефть были определены силы сцепления солевого камня с поверхностями различной полярности, такими, как окисленная сталь, парафин, силикатное стекло, органическое стекло и полиэтилен. Результаты этих исследований приведены ниже.
Поверхность Адгезия, г/см3
Сталь 2250
Стекло 4100
Парафин ?0
Органическое стекло ?0
Полиэтилен ?0
Из данных видно, что силы адгезии солевого камня к гидрофильному стеклу и окисленной стали весьма велики и составляют 4100 и 2250 г/см2 соответственно. В то же время силы адгезии солевого камня к гидрофобным поверхностям (органическому стеклу, полиэтилену и парафину) оказались настолько ничтожными, что прибор зарегистрировал усилия, близкие к нулю.
Низкий уровень адгезии солевого камня к неполярным поверхностям, в основном, обусловлен отсутствием кристалло-химического соответствия структуры решеток кристаллов соли и поверхностей полиэтилена, а также низким уровнем энергии взаимодействия молекул неполярных веществ с кристаллами полярной соли, поскольку доля энергии взаимодействия последних за счет дисперсионных сил невелика.
Следовательно, для предотвращения образования солевых отложений на поверхности оборудования его следует покрывать защитным слоем или изготовлять из гидрофобных материалов, например, полиэтилена и других.
7.1 МЕТОДЫ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ОТЛОЖЕНИЯ СОЛЕЙ НА СТЕНКАХ ТРУБ
В общем случае все способы борьбы с образованием ОМС на нефтяных месторождениях можно подразделить на методы, предотвращающие ОМС, и методы борьбы с уже выпавшим осадком
Исследования, проведенные в институте «Гипровостокнефть», показали положительное влияние увеличения скоростей восходящих потоков в скважинах на предотвращение отложения и накопления в них гипсовых пробок. Увеличение скоростей потоков создает неблагоприятные условия для оседания и закрепления на оборудовании скважин кристаллов гипса, образующихся в растворах, поступающих из пласта, сокращает сроки пребывания в скважинах растворов, перенасыщенных по отношению к гипсу. Для борьбы с выпадением гипса в нефтесборных коллекторах рекомендуется установка у устья специальных гипсосборников.
Отложения хлорида натрия относятся к водорастворимому типу солеотложений, поэтому основным методом предупреждения их образования и ликвидации в скважинах является обработка скважин водой или водными растворами поверхностно-активных веществ (ПАВ).
Количество воды, которое необходимо закачивать ежесуточно в скважины с целью предупреждения отложений солей, рассчитывается по данным технического режима на каждый квартал:
где ргаза -- дебит газа, нм3/сут.;
Qгаза -- количество воды, необходимое для покрытия дефицита влаги в газе на забое, л/сут.;
Q2 -- количество воды, необходимое для предупреждения упаривания пластовой воды, л/сут.;
(Wз - Wу) -- коэффициент, зависящий от термобарических условий на забое и в устье скважин;
qж -- дебит воды, г/нм3;
с -- минерализация выносимой воды, г/л.
Данный способ может быть осуществлен только на беспакерных скважинах, оборудованных ингибиторопроводами или приустьевыми дозаторами реагентов. Он является наиболее эффективным для высокодебитных скважин, которые самопроизвольно выносят поступающую в скважину жидкость на поверхность. Для низкодебитных скважин этот метод является нерациональным. На низкодебитных скважинах (при текущих условиях разработки месторождения с дебитами 10--40 тыс. м3/сут.) предотвращение отложений солей может быть достигнуто путем закачки в скважину водных растворов ПАВ, что обеспечит покрытие дефицита влаги в газе и предотвратит скопление жидкости на забое.
Более универсальным методом ликвидации солеотложений является периодическая промывка скважин. Удаление соли путем промывки скважин может быть осуществлено как с использованием пакеров, так и без них. Эффективность промывок увеличивается при добавлении в закачиваемую воду ПАВ в количестве 2--5 г/л. Это обеспечивает образование в стволе скважины пены, и промывка фактически ведется не водой, а пеной.
Промывка пеной, по сравнению с промывкой водой, обладает существенными преимуществами. Во-первых, ускоряется процесс промывки. Во-вторых, пена препятствует проникновению воды по трещинам отложений к поверхности газопромыслового оборудования, неравномерности разложения осадка, возможности его обрушения на забой скважины и закупорки обрушившимся осадком скважины. В-третьих, пена обеспечивает более полную очистку скважины от закачиваемых растворов и остатков солеотложений.
Для добавки в промывочные растворы рекомендуются такие ПАВ, как «Сольпен-20», третичная окись амина, сульфо-токсилаты. Промывка скважин при этом проводится до полного растворения соли, что контролируется шаблонированием скважины или отсутствием в выносимой из скважины промывочной жидкости солей.
Профилактические промывки таких скважин позволяют своевременно выявить и предотвратить процесс отложения солей.
Промывки с целью удаления солей возможны в том случае, если есть проходной канал в трубах для прокачки воды или химических реагентов. Если же такого канала нет, то единственным способом остается механическое удаление путем фрезерования или разбуривания солей пробки в стволе скважины.
Разработаны технологические схемы воздействия на призабойную зону пласта, способствующие восстановлению сообщения ствола скважины с пластом и задержанию процесса солеотложений. Так, разработана технология комплексного воздействия на ПЗП методом ТГХВ в сочетании с ингибитором солеотложений. На первом этапе восстанавливается продуктивность скважин, сниженная солеотложениями, после чего в пласт закачивается ингибитор солеотложений, значительно замедляющий процесс новых солеобразований.
Отложения солей в системе подготовки нефти в объединении «Краснодарнефтегаз» носят локальный характер. Наиболее типичны солеотложения в трубопроводах, резервуарах и теплообменниках нефтесборных пунктов (НСП). На нефтесборных пунктах месторождений Широкая Балка, Бугундырь, Анастасиево-Троицкое, Украинское соли представлены карбонатами магния и кальция (64-89,4%) и сопутствующими им смолами (9,9-23,6%), механическими примесями (10,2-11,8%) и продуктами коррозии (3,2-5,2%).
Отложения солей, как следует из анализа собранного материала о составе пластовых вод и попутного газа, связаны с нарушением углекислотного равновесия. В большей степени они проявляются на Бугундырском НСП. Скорость формирования ОМС изменяется в широких пределах от 0,2-0,6 до 3,8-4,1 мм/год. Фактически наблюдаемые значения также имеют значительный разброс и на отдельных объектах, например, на линиях сброса пластовых вод из технологического резервуара Бугундырского НСП они достигают 10-15 мм/год. Самым распространенным осложнением, обусловленным отложением солей, является закупорка трубок теплообменников, необходимость в очистке которых возникает каждые 1-1,5 мес.
За пределами НСП скорость отложения солей в трубопроводах, используемых для подачи пластовой воды на утилизацию или поддержание пластового давления, зависит не только от их состава, но и от принятой системы водоподготовки. При предварительном сбросе воды в открытые водоемы она, как правило, оказывается незначительной и, например, в системе ППД Троицкого месторождения не превышает долей миллиметра в год. Сформировавшиеся при этом отложения обладают высокой однородностью, сплошностью и обеспечивают надежную противокоррозионную защиту внутренней поверхности трубопровода. В условно закрытой системе сбора и утилизации она существенно выше.
7.2 ХИМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ УДАЛЕНИЯ СОЛЕОТЛОЖЕНИЙ ИЗ НКТ
К химическим методам относится в первую очередь подготовка и химическая обработка закачиваемых в нефтяные пласты вод. В комплекс работ по подготовке вод входит проверка закачиваемых вод на химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в поверхностных или пластовых условиях, добавление к воде соответствующих ингибиторов, реагентов, предотвращающих выпадение осадков.
Одним из эффективных методов предотвращения выпадения гипса на ряде зарубежных нефтяных месторождений является применение для заводнения залежей естественных или искусственно приготовленных вод высокой солености с содержанием хлористого натрия порядка 240 г/л.
Положительное воздействие заводнения залежей солеными водами подтверждается практикой разработки отечественных месторождений, показавшей, что в тех случаях, когда обводнение скважин происходит пластовыми бессульфатными совместными водами с высоким содержанием хлоридов, выпадение гипса не происходит.
АзНИИ предложен способ предупреждения выпадения карбонатных солей, заключающийся в беспрерывной подаче гексаметафосфата натрия на забой скважин, в которых отмечено выпадение солей. Гексаметафосфат адсорбируется на поверхности кристаллов соли и препятствует их росту. В БашНИПИнефти для условий Башкортостана определено оптимальное его количество -- 0,001%.
Известны два основных направления химических методов удаления гипса с нефтяного оборудования -- преобразование осадков с помощью различных реагентов, с последующим растворением продуктов реакции соляной кислотой и промывкой водой, и обработка скважин комплексообразующими реагентами.
В качестве таких реагентов применяют карбонатные и бикарбонатные растворы и гидроокиси. Выбор реагента осуществляется в зависимости от свойств и структуры осадков.
В США карбонатные и бикарбонатные растворы используются, главным образом, для борьбы с рыхлыми, проницаемыми осадками гипса, возникающими в начальной стадии загипсовывания скважин и оборудования. Удовлетворительный эффект получен при использовании 10--15%-ных растворов карбоната и бикарбоната натрия и калия. При обработках скважин такими реагентами реакция происходит на поверхности осадков. Теоретически карбонатные ионы в растворе замещают сульфатные, в результате чего выпадает карбонатный осадок, который затем растворяют соляной кислотой:
СаСО3 + 2НС1 = СаС12 + Н2О + СО2
Лучшие результаты были получены при использовании растворов кислых солей щелочных металлов. Видимо, образование карбонатов кальция на кристаллической поверхности сульфатных отложений сводится до минимума. Количество применяемого реагента зависит от количества осадка в скважинах, температуры на забоях и других причин. Вводится реагент либо путем одноразовой закачки, либо периодически. Считается также, что наиболее эффективна циркуляция растворов реагентов в скважинах. После обработки скважины реагентом проводится обычная солянокислотная обработка 10-15%-ной соляной кислотой. Иногда к кислоте добавляют ингибитор коррозии. Затем скважину промывают водой для удаления остатков кислоты.
При использовании бикарбоната на поверхности труб в скважинах откладывается осадок карбоната кальция, который в свою очередь препятствует отложению сульфата кальция. Если же гипс все-таки откладывается, то его можно удалить с помощью кислотной обработки. В некоторых случаях к реагенту добавляются смачивающие присадки. При этом преследуется двойная цель -- присадка способствует смачиванию реагентом осадка и уменьшению слоя карбоната кальция, образующегося во время реакции и откладывающегося на кристаллической поверхности. В качестве такой присадки в США применяется Версен (тетранатриевая соль ЕДТА) и другие присадки типа Твин-80 (полиоксилкилен сорбитан, моноолеат).
Однако подобные обработки не дают эффекта на скважинах с плотными, плохо проницаемыми осадками. В таких случаях применяются химические обработки растворами гидроокисей, особенно раствором каустической соды. Обработки гидроокисями вызывают разрушение большей части отложений. Установлено, что 20%-ный раствор гидроокиси натрия в интервале времени между 12-34 ч. с начала эксперимента вызывает конверсию большего количества осадка, чем соответствующий раствор гидроокиси калия. При действии растворами гидроокиси натрия NаОН на отложения гипса реакция протекает с образованием гидроокиси кальция Са(ОН)2 и сульфата натрия Nа2SО4.
Nа2SО4 хорошо растворим в воде: Са(ОН)2 представляет собой рыхлую массу, частично выносимую потоком, частично разрушаемую при солянокислотной обработке. Образующийся в результате реакции хлористый кальций СаС12 хорошо растворим в воде.
В процессе обработки скважины целесообразно производить допуск труб, периодически контролировать концентрацию реагента и освежать его. Продолжительность обработки определяется полнотой очистки оборудования от отложений, которая может быть определена по концентрации реагента в пробах, отбираемых на устьях скважин. Обработка скважин завершается промывкой водой (2-3 объемами).
Представляет интерес термохимический метод очистки скважин и оборудования от гипса, разработанный ВНИИГНИ совместно с объединением «Оренбургнефть» и НГДУ «Бугурусланнефть». Для обработки призабойных зон и оборудования был рекомендован и испытан реагент, состоящий из хлористого натрия ЫаС1, соляной кислоты НС1 и воды. Поваренная соль добавляется для ускорения реакции. Оптимальные концентрации компонентов составляют для NаС1 -- 12--15%, для НС1 -- 15% и более. Растворимость гипсовых отложений возрастает с увеличением скорости циркуляции реагента. В процессе взаимодействия реагента с гипсом, очевидно, происходит образование растворимых в воде СаС12 и Nа25О4.
Начальная завышенная концентрация кислоты принимается из условия снижения ее до 15--17% за счет конденсата ППУ в процессе подогрева и продавливания реагента в пласт. Для более полного растворения в кислоте поваренную соль предварительно смачивают водой (на 1 т соли 0,5 м3 воды) и прогревают с помощью ППУ до 60--70°С. В емкость с солью вводят НС1 и доводят температуру до 70°С. При этом реагент тщательно перемешивают. Полученную смесь закачивают в пласт при непрерывном подогреве через гребенку, установленную на устье скважины (с помощью 3--4 ППУ). Перед обработкой скважину необходимо промыть горячей нефтью. Продавливание реагента в пласт осуществляется также подогретой нефтью. Через сутки скважину промывают и вводят в эксплуатацию. При удалении гипса из скважины без подъема оборудования реагент прокачивают через НКТ. Для растворения небольших скоплений гипса на стенках насосного оборудования можно закачивать 4--5 м3 реагента в затрубное пространство при включенном погружном насосе.
Результативный опыт борьбы с гипсом на месторождениях Оренбургской области не лишен недостатка. Помимо того, что указанный метод дорогой и трудоемкий, применяемый реагент вызывает активную коррозию оборудования.
Следует отметить, что на многих месторождениях отложения солей хотя и разнообразны по составу, в основном представляют собой карбонат кальция, сульфат кальция, кварц и сильвин. Карбонат кальция может осаждаться, когда поверхностные воды нагнетаются в пласт и нагреваются по геотермическим причинам. Кроме того, он может выпадать в осадок из пластовой воды внутри трубопровода при отборе нефти. Карбонат кальция часто считается осадком малой вредности, так как его можно удалять кислотной обработкой. Однако периодическая кислотная обработка скважин приводит к частым перерывам в добыче нефти и вызывает коррозию оборудования.
Сульфат кальция отличается обратной зависимостью растворимости от температуры и может встречаться при нагнетании высокоминерализованных поверхностных вод.
Как только начнется процесс осаждения сульфата кальция, он будет продолжаться до исчезновения состояния перенасыщения. Эти минеральные осадки не поддаются воздействию кислот. В подобных случаях для растворения рекомендуется обработка конвертирующими агентами, например, гидроокисью калия, которая превращает осадок в рыхлую гидроокись кальция, затем удаляемую растворами кислот.
При создании состава для растворения солевых отложений необходимо введение в его состав наряду с компонентами, предупреждающими образование солевых отложений, также добавок, предупреждающих выпадение в зоне их действия вторичных продуктов реакции.
Поставленная цель достигается тем, что в качестве стабилизатора, предупреждающего выпадение вторичных продуктов реакции, и ингибитора солеотложений предлагается использовать оксиэтилидендифосфоновую кислоту (ОЭДФ) в количествах от 1,0 до 2,0%.
За счет применения фосфорорганического комплексона в качестве стабилизатора устраняется вторичное осадкообразование гидроокиси железа, обеспечивается высокая фильтрационная способность в призабойной зоне пласта и, благодаря этому, поддерживаются необходимые значения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин.
Известна еще одна группа методов предупреждения отложений солей в оборудовании и призабойной зоне пласта -- это ингибиторы солеотложений; эта группа также может быть отнесена к химической.
В США предложены различные ингибиторы, эффективность действия которых проверялась в лабораторных и промысловых условиях. Введение ингибиторов в пласт осуществляется закачкой их под давлением или введением с помощью гидроразрыва пласта. Наиболее широко применяется первый способ.
К ингибиторам, закачиваемым в пласты, предъявляются большие требования: они должны предотвращать образование осадков гипса при небольших концентрациях, хорошо адсорбироваться на поверхности пород и медленно десорбироваться в добываемые воды в течение длительного времени, оставаться стойкими в пластовых условиях и т. д.
Многие ингибиторы не обладают свойством длительное время оставаться активными в пластах. Наиболее эффективными и экономически целесообразными ингибиторами являются те, которые обнаруживают «пороговый эффект». Этот эффект возникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядра образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном состоянии при концентрациях выше уровня осаждения. К числу этих реагентов относятся полифосфаты, органические фосфаты, соли сульфокислот, акрилсульфонаты в кристаллическом и жидком состоянии и др.
Органический фосфонат наиболее отвечает требованиям, предъявляемым к ингибиторам.
Для борьбы с отложением солей в «Краснодарнефтегазе» применяют механическое удаление или химическую обработку ингибированными растворами соляной кислоты. Обе операции весьма трудоемки и приводят к временному выходу оборудования из технологического цикла. Рассмотрена возможность использования ингибиторов солеотложения отечественного производства ДПФ-1, ПАФ-13А, ПАФ-1 и СНПХ-5043 в системе подготовки нефти и утилизации пластовых вод. Проведенные ранее в лабораторных условиях гравиметрические и электрохимические определения коррозионной активности показали, что 0,5--1,5% рабочие растворы ИБС-1 вызывают двух-трехкратное увеличение скорости коррозионного разрушения нелегированной стали. В растворах рабочей концентрации 5 мг/л также происходит интенсификация разрушений на 15--20%, поэтому применение ИСБ-1 в высокотемпературном контуре подготовки нефти нежелательно. Ингибиторы ДПФ-1, ПАФ-1 ЗА, ПАФ-41 ведут себя как слабые ингибиторы коррозии и в пределах применяемых концентраций не вызывают коррозии. Результаты гравиметрии хорошо согласуются с данными электрохимических исследований. Рассматриваемые ингибиторы адсорбируются на поверхности металла, вызывая сдвиг стационарного потенциала в область более положительных значений, и тормозят анодный и катодный процессы.
Оценка ДПФ-1 и ПАФ-1 ЗА показала, что при концентрации 20--25 мг/л оба реагента могут быть отнесены к высоко-
эффективным ингибиторам солеотложения. Предпочтительнее последний, так как из рабочих растворов ДПФ-1 выпадает осадок, осложняющий процесс откачки жидкости. На внутренней поверхности водоводов, транспортирующих сточные воды, образуются значительные осадки -- рыхлые, переменного состава, состоящие не только из продуктов коррозии, но и солей СаСО3, СаSО4, Ре5, нефтепродуктов, механических примесей. Такие осадки обусловливают протекание язвенной коррозии за счет увеличения электрохимической гетерогенности поверхности и, следовательно, возникновение высоких локальных анодных токов, снижающих защитное действие ингибиторов коррозии. Поэтому для эффективной защиты системы утилизации сточных вод от коррозии ингибиторами необходимо предотвратить одновременно выпадение солей на поверхности металла.
В настоящее время в нефтедобывающей промышленности все большее применение находят ингибиторы солеотложений на основе комплексонов. Однако данных об их влиянии на коррозию стали в высокоминерализованных средах в литературе практически нет.
Изучено влияние реагентов ОЭДФ и ДПФ-1, НТФ на скорость коррозии стали 20 в модельном солевом растворе (№ 1), содержащем, г/л: NаС1 -- 60; СаС12-- 7; МgС12-- 0,6; Nа25О4--0,12; NаНСО3 -- 0,7; КС1 -- 0,2; Квr -- 0,5 (рН = 6,4) и близком по составу к сточным водам Ставропольского НГДУ.
Опыты проводили в растворе, насыщенном углекислым газом, при давлении 0,1 МПа в установке «Поток» при скорости движения раствора относительно плоских образцов (50x20x3 мм) 1 м/с (продолжительность опытов 4 ч, 1 = 45° С) и в состоянии покоя при 24°С в течение 720 ч.
Т а б л и ц а 7.1
Влияние ингибиторов на скорость коррозии
Добавка |
Концентрация, г/л |
с,г(м2·ч.) |
|
Без добавок |
- |
0,45 |
|
ОЭДФХЧ |
0,05 0,01 0,005 |
0,61 0,49 0,45 |
|
ОЭДФтехн |
0,005 |
0,26 |
|
ДПФ-1 |
0,05 0,01 0,005 |
0,67 0,66 0,5 |
|
НТФ |
0,05 0,01 0,005 |
0,57 0,48 0,46 |
При движении коррозионной среды изученные ингибиторы солеотложения (кроме ОЭДФтехн) несколько стимулируют коррозию стали, так как препятствуют образованию на ней вторичных защитных пленок (табл. 7.1). ОЭДФтехн снижает скорость коррозии р на 42,2%.
Таблица 7.2
Сравнительное воздействие ингибиторов на скорость коррозии
Добавка |
Концентрация, г/л |
48 ч |
96 ч |
360ч |
720 ч |
|||||
p |
z |
p |
z |
p |
z |
p |
z |
|||
Без добавок |
-- |
0,0836 |
-- |
0,0379 |
-- |
0,0236 |
-- |
0,0320 |
-- |
|
ОЭДФтехн |
0,01 0,005 |
0,080 |
3,3 |
0,0377 0,011 |
0,5 71 |
0,030 0,016 |
-2,7 32 |
0,041 0,02 |
-28,1 37,5 |
|
ДПФ-1 |
0,01 0,005 |
-- |
-- |
--0,007 |
-- 82 |
-- 0,025 |
-- -6 |
0,065 0,043 |
-103 -34,4 |
|
НТФ |
0,005 |
0,0736 |
11,9 |
0,035 |
7,2 |
0,024 |
-1,7 |
0,040 |
-25 |
Примечание: 2 -- степень защиты, %; опыты проводили в модельном солевом растворе № 1, содержащем СО2, при температуре 24°С (рН = 6,4).
Для обработки призабойной зоны скважин с целью предупреждения отложений солей применяют периодические задавки в призабойную зону пласта ингибиторов солеотложения. В этом случае ингибирующий состав адсорбируется на породе пласта. После запуска скважины он медленно десорби-руется с добавляемой водой, обеспечивая защиту скважины от солеотложений. Однако эта технология имеет ряд недостатков:
невозможно управлять процессом при неравномернойдесорбции ингибитора солеотложений и выноса его из пластас добываемой жидкостью;
теряется ингибитор из-за необратимой частичной адсорбции на породе;
необходимы подготовительные работы (подъем ЭЦНГ пуск колонны НКТ) на скважине для закачки реагента.
Основным способом применения ингибиторов солеотложений на нефтяных месторождениях Мангышлака является периодическая закачка их в пласт по технологии, разработанной «КазНИПИнефть» на основе рекомендаций фирм-поставщиков и «БашНИПИнефть». Технология закачки заключалась в следующем.
В скважину, промытую горячей водой, подается 6-9 м3 0,02% раствора ПАВ для оттеснения фронта высокоминерализованной пластовой воды, затем расчетное количество рабочего раствора ингибитора, который продавливается в пласт продавочной жидкостью в объеме, равном суточному дебиту скважины (но не менее 40 м3), при давлении до 12 МПа. В качестве такой жидкости могут применяться газоконденсат, смесь нефти с газоконденсатом в соотношении 1:1 или 20% мицеллярные растворы гудрона, нейтрализованного аммиаком на пресной воде. Затем скважина закрывается на 24 ч для адсорбции реагента-ингибитора на породе пласта. По результатам исследования десорбции реагента периодичность обработок скважин принималась равной 3-4 месяцам. В течение этого срока содержание реагента снижалось до минимально допустимого.
...Подобные документы
Эксплуатация газовых скважин, методы и средства диагностики проблем, возникающих из-за скопления жидкости. Образование конуса обводнения; источник жидкости; измерение давления по стволу скважины как способ определения уровня жидкости в лифтовой колонне.
реферат [424,9 K], добавлен 17.05.2013История бурения нефтяных и газовых скважин, способы их бурения. Особенности вращательного бурения. Породоразрушающие инструменты (буровые, лопастные, алмазные долота). Инструмент для отбора керна. Оборудование для бурения, буровые промывочные жидкости.
курсовая работа [2,2 M], добавлен 27.09.2013Понятие о нефтяной залежи. Источники пластовой энергии. Приток жидкости к перфорированной скважине. Режимы разработки нефтяных месторождений. Конструкция оборудования забоев скважин. Кислотные обработки терригенных коллекторов. Техника перфорации скважин.
презентация [5,1 M], добавлен 24.10.2013Периоды разработки газовых месторождений. Системы размещения скважин по площади газоносности месторождений природных газов. Разработка газоконденсатных, газогидратных и многопластовых газовых месторождений. Коэффициенты конденсатоотдачи, компонентоотдачи.
реферат [55,4 K], добавлен 17.01.2011Технические средства направленного бурения скважин. Компоновки низа бурильной колонны для направленного бурения. Бурение горизонтальных скважин, их преимущества на поздних стадиях разработки месторождения. Основные критерии выбора профиля скважины.
презентация [2,8 M], добавлен 02.05.2014Характеристика залежей нефти и газа, коллекторские свойства продуктивных горизонтов, режим залежи и конструкция скважин Муравленковского месторождения. Охрана труда, недр и окружающей среды в условиях ОАО "Сибнефть", а также безопасность его скважин.
дипломная работа [111,1 K], добавлен 26.06.2010Характеристика оборудования для добычи и замера дебита нефти, газа, воды и капитального ремонта скважин. Конструкции установок штангового глубинного насоса. Схема и принцип работы автоматических групповых замерных установок. Дожимная насосная станция.
реферат [852,0 K], добавлен 11.11.2015Геологическое строение нефтегазоконденсатного месторождения. Литологическая характеристика разреза скважины. Регулирование свойств буровых растворов. Расчет гидравлической программы бурения. Выбор породоразрушающего инструмента, промывочной жидкости.
курсовая работа [78,3 K], добавлен 07.04.2016Изучение технологии бурения и контроля нефтяных и газовых скважин на нефтедобывающем предприятии "Сургутнефтегаз". Освоение скважин с применением струйных насосов и пенных систем. Артезианская эксплуатация и газлифтное фонтанирование, давление пласта.
отчет по практике [4,8 M], добавлен 29.04.2015Поддержание на забое скважин условий, обеспечивающих соблюдение правил охраны недр, безаварийную эксплуатацию скважин. Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки. Анализ показателей разработки на Мастахском месторождении.
дипломная работа [2,4 M], добавлен 19.04.2015Характеристика геологического строения Самотлорского месторождения и продуктивных пластов. Гидродинамические исследования водонагнетательных скважин. Свойства нефти, газа и воды в пластовых условиях. Методы контроля за разработкой нефтяных месторождений.
курсовая работа [59,6 K], добавлен 14.11.2013Описание основных способов добычи нефти. Характеристика оборудования для эксплуатации нефтяных скважин фонтанным способом: арматура, запорные и регулирующие устройства, фланцевые соединения. Особенности и принцип действия газлифтной эксплуатации скважин.
реферат [8,7 M], добавлен 17.05.2012Разработка автоматической системы электрообогрева трубопровода сбросной линии газа с предохранительного клапана куста газоконденсатных скважин с целью предотвращения в нем процессов гидратообразования и поддержания его температуры в заданном диапазоне.
дипломная работа [2,2 M], добавлен 16.04.2015Основные способы устранения неполадок при компрессорной эксплуатации. Конструкции и принцип действия воздушных подъемников, методы снижения пусковых давлений, оборудование устьев компрессорных скважин. Расчет лифтов при различных условиях работы.
курсовая работа [956,0 K], добавлен 11.07.2011Анализ причин обрывности штанговой колонны при эксплуатации скважин, оборудованных штанговыми скважинными насосными установками (ШСНУ). Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Разработка мероприятий по увеличению межремонтного периода скважин.
дипломная работа [1,2 M], добавлен 31.10.2013Схема колонкового бурения с применением буровой установки. Конструкция, назначение и классификация буровых вышек, буров, труб, долот. Причины аварий при различных способах бурения, способы их ликвидации. Режимы бурения нефтяных и газовых скважин.
реферат [662,7 K], добавлен 23.02.2009Спуск в скважину под давлением сплошной колонны гибких НКТ. Преимущества применения гибких НКТ, расширение применения при капитальном ремонте скважин. Ограничения в применении работ гибких НКТ. Виды ремонтных работ, выполняемых при помощи гибких НКТ.
реферат [670,1 K], добавлен 21.03.2012Газовый сепаратор как аппарат для очистки продукции газовых и газоконденсатных скважин от капельной влаги и углеводородного конденсата, твердых частиц и других примесей, принципы его работы. Описание технологического процесса и его автоматизация.
курсовая работа [685,8 K], добавлен 04.09.2015Оборудование для исследования скважин на стационарных режимах фильтрации. Расчет забойного и пластового давления по замеру устьевых давлений. Двухчленный закон фильтрации. Коэффициенты фильтрационного сопротивления. Технологический режим работы скважины.
курсовая работа [851,8 K], добавлен 27.05.2010Особенности производственного процесса в бурении. Производственный цикл в строительстве скважин, его состав и структура. Проектирование работ по строительству скважин. Организация вышкомонтажных работ. Этапы процесса бурения скважин и их испытание.
контрольная работа [23,8 K], добавлен 11.12.2010