Доклад по нефтегазовому делу на тему Теоретический анализ влияния осложняющих факторов на межремонтный период

При наличии сероводорода, углекислого газа подземное оборудование подвергается коррозионному разрушению. Во избежание коррозии в такие скважины необходимо периодически закачивать ингибиторы коррозии или применять трубы из коррозионностойких материалов.
2. Причины аварий при механизированном способе добычи.
1. При эксплуатации скважин ШГН трубы систематически подвергаются воздействию коррозии и трению о штанги, вследствие чего толщина стенок НКТ со временем уменьшается.
Наиболее сложные аварии происходят с ЭЦН. Анализ аварий с ЭЦН позволяет группировать их следующим образом:
- обрыв НКТ
- обрыв кабеля
- поломка соединений компенсатора
- поломка соединений насоса
2. Основная причина обрыва НКТ при работе ЭЦН - вибрация колонны. При этом возможны радиальные перемещения нижней части колонны труб. В результате обрыва НКТ на забой надает комплект ЭЦН, часть колонны и часть кабеля. Эта авария является наиболее сложной.
Достаточно частой причиной аварий являются разрушение соединений узлов ЭЦН - фланцев и шпилек. Обрыв этих соединений происходит в основном из-за:
- при сборке шпильки затягиваются недостаточно сильно
- коррозионное разрушение шпилек
- конструктивное несовершенство соединения.
Ликвидация аварий с ЭЦН существенно отличается от других видов ловильных работ. Более 90% всех аварий с ЭЦН составляют обрывы НКТ и кабеля.
3. При ловильных работах с кабелем в различных нефтяных районах используются разные приспособления и инструменты. Для ловли головки ЭЦН, вала фланца применяют колокола, фрезы, пауки.
4. Для предупреждения обрывов и падения труб необходимо бороться с коррозией.
5. Для предотвращения истирания труб штангами рекомендуется удлинять или укорачивать подвеску на одну - две трубы при каждом ремонте скважины.
6. Для предотвращения износа присоединительной части планшайбы и полета НКТ необходимо при спуске установить ниппель - воронку, центрирующую колонну штанг. Для предотвращения обрывов труб при ЭЦН надо в нижней части труб установить вибростягиающее устройство.
Нельзя исключать из причин возникновения аварий – коррозионные явления. При наличии коррозионных сред в скважине необходимо применять высоколегированные трубы, антикоррозионные покрытия, применять материалы в коррозионностойком исполнении.
3. Причины аварий на скважинах, оборудованных СКН.
1 .Наземные:
- падение СКН
- заклинивание редуктора
- падение головки балансира
- порыв выкидной линии
- обрыв полированного штока,
Подземные:
- заклинивание штока и НГН вследствие отложения АСПО
- обрыв штанг и насосов
- обрыв НКТ
- заклинивание скребков на штангах
- отворот штанг при работе без штанговращателя.
Меры по ликвидации.
- приведение профилактических ремонтных работ
- проведение горячих обработок и закачка ПАВ
- проведение КРС с ловильными работами.
Существует совокупность всех приведенных условий, например: в сложных геолого-физических условиях основных объектов разработки Самотлорского месторождения эксплуатация скважин происходит с различными трудностями. Основными видами осложнений являются:
• преждевременный выход из строя погружного электродвигателя УЭЦН;
• частые обрывы электрического кабеля;
• низкие значения к.п.д. насосов при перекачке высоковязких водонефтегазовых смесей;
• наличие в продукции скважин большого количества механических примесей;
• образование отложений углеводородных и неуглеводородных веществ;
• снижение коэффициента продуктивности пород ПЗП по результатам проведения на скважинах ремонтов с предварительным глушением;
• наличие вокруг ствола скважины слоя вечномерзлых пород;
• невысокие значения показателей МРП и «наработка на отказ».
Одновременное действие всех перечисленных факторов, естественный износ оборудования УЭЦН сильно сказываются на технологических показателях добычи нефти и вызывают необходимость проведения дополнительных геолого-технических мероприятий для восстановления производительности скважин и увеличения МРП работы оборудования.
Исследованиями установлено, что на Самотлорском месторождении, как из многих нефтяных месторождений, в составе пород продуктивного пласта присутствуют сидерит (FеСО3) и кальцит (СаСО3). Эти соединения служат цементирующим веществом для материнских пород продуктивных пластов. Пластовые воды этих месторождений насыщены растворенным углекислым газом (СО2). При фильтрации пластовой воды, насыщенной углекислым газом, происходит растворение цемента породы пласта, в результате образуются растворимые в воде соединения - бикарбонаты железа и кальция, которые вместе с нефтью и пластовой водой выносятся в скважину. Процесс перехода растворимых в воде бикарбонатов в растворимые в воде карбонаты железа и кальция сопровождается осаждением последних на поверхности подземного оборудования скважины. Частицы песка и глины, совместно осаждаясь с кристаллами солей на трущейся поверхности деталей глубинного насоса, резко повышают их абразивный износ. Это приводит к ускоренному выходу из строя скважинных насосов и существенному снижению межремонтного периода их работы.
В таких условиях способ повышения межремонтного периода работы глубиннонасосного оборудования добывающей скважины, осложненной солеотложениями, включающий закачку состава, содержащего ингибитор коррозии и воду, отличающийся тем, что периодически осуществляют предварительную очистку указанного оборудования от пленки нефти и отложений асфальто-смоло-парафинов - закачку органического растворителя в скважину, затем - удаление отложений солей железа с поверхности указанного оборудования - закачку состава, дополнительно содержащего соляную или уксусную кислоту и ингибитор солеотложений, в межтрубное пространство остановленной скважины, продавку в насос и выдержку 1,5-2,0 ч, указанный состав берут в объеме 5,0-5,5% от объема жидкости в скважине от динамического уровня до приема насоса.
Прекрасные результаты дает технология «койлтюбинг» (гибкая труба), которой можно воспользоваться для безопасного выполнения работ в скважине, находящейся под давлением. Это сравнительно новая для России, но весьма перспективная методика. С ее помощью можно в сжатые сроки подготовить скважину к эксплуатации после гидроразрыва, при этом межремонтный период значительно увеличивается, срок возврата скважины в эксплуатацию сокращается, а производительность возрастает. С использованием ГНКТ (гибких насосно-компрессионных труб) оказываются следующие услуги: ГРП в горизонтальных скважинах, очистка ствола скважин от песка, парафиновых отложений, механических примесей, разбуривание портов, различные виды перфорации, растепление скважин.
Рассмотрим примеры технологий:
1. Технология Эфрил МРП по борьбе с АСПО
Технология представляет собой оптимизированный комплекс мер, направленных на борьбу с асфальтосмолопарафиновыми отложениями - для удаления, ингибирования и диспергирования парафиновых отложений, образовавшихся на оборудовании и трубопроводах при добыче и транспортировке нефти. Этот комплекс мер направлен на увеличение