Отчет по практике в НГДУ «Азнакаевскнефть»

К физическим методам предупреждения парафиноотложений  относятся такие, как: магнитный, электромагнитный, акустический  и установка на лифтовой колонне сопла «Лаваля». Применение магнитного и электромагнитного методов  основано на предположении, что в неоднородном магнитном и электрическом поле, вследствие  различий и магнитной восприимчивости возникают магнитогидродинамические явления. Эти явления увеличивают вероятность формирования дополнительных центров кристаллизации. Это благоприятствует нахождению зародышей кристаллов парафина в объеме нефти и подъему вместе с ней  в потоке на поверхность. Хотя  на пяти скважинах испытания продолжаются. 

Акустические колебания могут  оказать влияние на процесс формирования зародышей кристаллов парафина. На практике  испытаны  два типа источников акустических колебаний:

• магнитострикционные излучатели, возбуждаемые импульсным ультразвуковым генератором с частотой 22 кГц;
• гидродинамические, преобразующие энергию потоков жидкости в акустические колебания.

Эти методы воздействия оказались малоуспешными из-за  локального характера воздействия акустических колебаний и низкой надежности излучателей.

Установка ведет к резкому падению давления и температуры дросселируемой  газожидкостной смеси. Это идентифицирует зародышеобразование в объеме нефти и облегчает вынос суспензии мелкодисперсного кристаллического парафина газожидкостным потоком.

К химическим методам относятся ингибиторы парафиноотложения. По механизму действия различают смачивающие агенты, депрессаторы   и модификаторы.

Механизм действия смачивающих агентов заключается в создании на твердой поверхности гидрофильной защитной пленки. Наличие такой пленки препятствует образованию кристаллов парафина. Механизм действия модификаторов основан на взаимодействии их молекул с молекулами парафина. Это препятствует росту кристаллов. Механизм действия депрессаторов заключается в обволакивании кристаллов парафина. Адсорбция молекул депрессаторов затрудняется дальнейший рост кристаллов парафина. Большое распространение в НГДУ нашли ингибиторы смачивающего действия. Но по причинам дороговизны и недостаточной подготовки труб с 1995 года их использование прекратили.

Методы удаления классифицируют следующим способом: механические, тепловые,  химические, комбинированные, нетрадиционные.

Для механического удаления применяют скребки различной конструкции. С помощью скребков отложения срезаются с поверхности труб. Различают скребки спиральной, пластинчатой формы, а также скребки на стальной проволоке «летающие» скребки и разбуривающие устройства.

К тепловым методам относят промывки лифтовой колонны подогретой нефтью или горячей водой. Подогрев нефти или воды производятся с помощью АДП и ППУ. Промывку можно вести, как прямой, так и обратной циркуляцией.

На практике, для удаления отложений чаще применяют растворители, например нефтяной дистиллят. Эффективность растворителей зависит от состава отложений, т.е. содержания смол и асфальтенов. В связи с этим в состав растворителей включают ароматические углеводороды типа 4,4-диметил-1,3-диоксан, пиролиз смолы.

Из комбинированных методов можно отметить теплохимический. Удаление отложений производится горячим растворителем типа нефтяного дистиллята с различными добавками. А также использование для этих целей «снарядов» с щелочным металлом, например, натрием. Химическая реакция происходит по известной формуле с выделением большого количества тепла.

К нетрадиционным методам можно отнести ультразвуковой, вибрационный и бактерицидный. С использованием этих методов возможно локальное разрушающее действие на парафиноотложения, способствующее их диспергированию и выносу потоком жидкости из скважины. Но это слабо отражается на межочистной период. А также эти методы имеют ряд негативных последствий, обусловленных ускоренным износом, нарушением целостности и герметичности оборудования.

В качестве механического метода удаления АСПО в НГДУ «Азнакаевскнефть» используют штанги со скребками-центраторами. Фонд скважин, обеспеченный такого типа защитой, составляет 84,9% от осложненного формированием АСПО фонда скважин, оборудованных ШГН.

На 0,7% скважин, оборудованных штангами со скребками-центраторами, проводятся дополнительные разовые обработки (на 994 скважинах, оборудованных штангами со скребками-центраторами, выполнено 9 промывок).

Это позволило значительно сократить количество ремонтов, связанных с запарафиниванием  ГНО.  Несмотря  на  это,  проблема  формирования  АСПО  во внутрискважинном  оборудовании  остаётся,  в  первую  очередь  на  недостаточно защищённом фонде, что требует грамотного подхода к её решению со стороны технологических служб. 

По  результатам  анализов  выполненных  специалистами  Инженерного центра  выявлено,  что  основными  причинами  ремонтов  из-за  запарафинивания НКТ на фонде с УШГН, оборудованных штангами со скребками-центраторами, являются:

1.  Отложения АСПВ в интервалах  колонны НКТ, не защищённых штангами  со скребками-центраторами, на глубине 900 метров и более. По результатам актов расследований причин ПРС на многих скважинах выявлено наличие АСПО в интервале ниже 900 м, что указывает о смещении нижней границы формирования отложений.

2.  Отказ от применения металлических  и «плавающих» скребков. Для сравнения,  удельное  количество  ПРС  по  причине  запарафинивания  НКТ  на этом фонде скважин в 3-5 раз ниже, чем на фонде, оборудованном штангами с наплавленными скребками-центраторами.

3. Использование скребков-центраторов уменьшенного диаметра. Выборочный замер диаметров используемых наплавленных скребков-центратороввыявил, что он составляет в разных НГДУ от 52 до 58 мм. Это связано как с их износом, так и с применением различных типов оборудования  для  их  наплавки.  Наиболее  оптимальным,  по  результатам  практического их применения, является диаметр 56-57 мм.

4.  Эксплуатация  скважин  с  недостаточной  для  эффективного  удаления  АСПО  длиной  хода  полированного  штока. В  НГДУ  используются  штанги различной длины (от 7,6 до 9,1 м). Исходя из этого, на одной штанге может  быть  шесть  или  семь  скребков-центраторов,  а  расстояние  между  ними составляет в среднем 1,35 м. В случае, если длина хода полированного штока  составляет 1,5  м  и  менее,  то  использование  штанг  с  увеличенным расстоянием  между  скребками-центраторами  не  всегда  обеспечивает полное удаление АСПО в нижнем интервале НКТ (близком к насосу). Это обусловлено растяжением штанг (в среднем на 20-30 см).

5.  Недостаточно  эффективный  контроль  за исправностью  и  работой  штанговращателей.

6.  Длительный  простой  скважины  по  различным  причинам,  в  том  числе ожидание КРС. Допускаются случаи ошибочного определения причины ПРС, связанной с запарафиниванием  НКТ,  в  основном,  связанные  с «расхождением»  колонны штанг  при  её  подъёме.  При  изучении  данного  вопроса  выявлено,  что  значительное количество «расхождений» связано с извлечением вставных насосов с типоразмером 150-RHAM (Н-38) и 175-RHAM (Н-44), а также трубных насосов с диаметром плунжера 57 мм и более. Это связано, как с недостаточной степенью очистки НКТ, так и увеличенным диаметром плунжера или цанги верхней замковой опоры, который составляет 60 мм. Во время ПРС насосом со стенок  НКТ «сдирается»  слой  АСПО,  образуются  пробки,  происходят «затяжки»  инструмента.  Данные  осложнения принимаются  за основную (видимую) причину ремонта, который шифруется как «Отложение АСПО в НКТ» или «Запарафинивание НКТ».

Анализ по скважинам ЦДНГ-1, в которых за 2008 год проводился ремонт ПРС по причине АСПО.

Рисунок 1 – отложения АСПО в НКТ за период 2003-2008 гг.

Как видно из динамограммы пик приходится на 2006г. Возможно, что ремонт проведен по бригаде №2 по иной причине, т.к. в описании определить действительную причину ремонта не удается, нет анализа АСПО; отсутствует какое либо описание определения (подъём труба-штанга, нагрузка при подъёме штанг, толщина отложения, вывоз НКТ на очистку или замену.)

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

6 Текущий и капитальный ремонт скважин

Под текущим ремонтом скважины понимают комплекс технологических и технических мероприятий, направленных на восстановление ее производительности, и ограниченный воздействием на призабойную зону пласта и находящееся в скважине оборудование.

Текущий ремонт включает следующие работы: замена отказавшего оборудования, очистка забоя и ствола скважины, восстановление продуктивности пласта за счет отдельных методов интенсификации (прогрев, промывка, закачка химреагентов).

Текущий ремонт может быть планово-предупредительным и проводиться с целью профилактического осмотра, выявления и устранения отдельных нарушений в работе скважины, пока не заявивших о себе.

Второй вид текущего ремонта - восстановительный, проводимый с целью устранения отказа - это, по сути дела, аварийный ремонт. На практике такие ремонты преобладают из-за разных причин, а в основном из-за несовершенства технологий и низкой надежности применяемого оборудования.

Показателями, характеризующими работу скважины во времени, являются коэффициент эксплуатации (КЭ) и межремонтный период (МРП). КЭ - это отношение отработанного скважиной времени, например, за год (ТОТР), к календарному периоду (ТКАЛ). МРП - это среднее время между двумя ремонтами за выбранный период, или отношение общего отработанного времени ТОТР за год к количеству ремонтов Р за этот же срок.

КЭ = ТОТР / ТКАЛ;

МРП= ТОТР / Р;

Путями повышения КЭ и МРП являются сокращение количества ремонтов, продолжительности одного ремонта и увеличение времени пребывания скважины в работе.

Капитальный ремонт обладает большой трудоемкостью и напряженностью, т.к. требует значительных затрат мощности специального оборудования и физических усилий для извлечения из скважины спущенных устройств. Следует учесть, что текущий ремонт выполняется на открытом воздухе, порой в сложных климатических условиях.

В настоящее время более 90% всех ремонтов выполняется на скважинах с ШСНУ(приложение Е) и менее 5% - с ЭЦН.

При текущем ремонте проводятся следующие операции

1. Транспортные - доставка оборудования на скважину;

2. Подготовительные - подготовка к ремонту;

3. Спускоподъемные - подъем и спуск нефтяного оборудования;

4. Операции по очистке скважины, замене оборудования, ликвидации мелких аварий;

5. Заключительные - демонтаж оборудования и подготовка его к транспортировке.

Если оценить затраты времени на эти операции, то можно заметить, что основные потери времени идут на транспортные операции (они занимают до 50% времени), поэтому основные усилия конструкторов должны быть направлены в сторону сокращения времени на транспорт - за счет создания монтаже способных  машин и агрегатов, спускоподъемных операций - за счет создания надежных автоматов для свинчивания - развенчивания труб и штанг.

Поскольку текущий ремонт скважины требует обеспечения доступа в ее ствол, т.е. связан с разгерметизацией, следовательно, необходимо исключить случаи возможного фонтанирования в начале или в конце работы. Это достигается двумя путями: первый и широко применяемый - «глушение» скважины, т.е. закачка в пласт и скважину жидкости с плотностью, обеспечивающей создание на забое скважины давления , превышающего пластовое. Второй - применение различных устройств - отсекателей, перекрывающих забой скважины при подъеме НКТ.

Спуско-подъемные операции (СПО) занимают основную долю в общем балансе времени на ремонт скважины. Они неизбежны при любых работах по спуску и замене оборудования, воздействии на забой, промывках колонн и т.д. Технологический процесс СПО состоит в поочередном свинчивании (или развинчивании) насосно-компрессорных труб, являющихся средством подвески оборудования, каналом для подъема добываемой жидкости и подачи технологических жидкостей в скважину, а в некоторых случаях - инструментом для ловильных, очистных и других работ. Это многообразие функций сделало НКТ обязательным компонентом оборудования скважины любого без исключения способа эксплуатации.

Операции с НКТ монотонны, трудоемки и легко могут быть механизированы. Кроме подготовительных и заключительных операций, которые имеют свою специфику для различных способов эксплуатации, весь процесс СПО с НКТ одинаков для всех видов текущего ремонта. Спуско-подъемные операции со штангами производятся так же, как и с трубами, а отвинчивание (свинчивание) штанг производят механическим штанговым ключом.

В случае заклинивания плунжера в цилиндре насоса или штанг в НКТ (запарафинивание), а так же при их обрыве возникает необходимость одновременного подъема труб и штанг. Процесс ведут путем поочередного отвинчивания трубы и штанги.

Капитальный ремонт скважины объединяет все виды работ, требующие длительного времени, больших физических усилий, привлечения многочисленной разно функциональной  техники. Это - работы, связанные с ликвидацией сложных аварий, как со спущенным в скважину оборудованием, так и с самой скважиной, работы по переводу скважины с одного объекта эксплуатации на другой, работы по ограничению или ликвидации водопритока, увеличению толщины эксплуатируемого материала, воздействие на пласт, зарезка нового ствола и другие.