Мероприятия в области борьбы с солеотложением

 

Разработка месторождений Западной Сибири, проводимая с интенсификацией добычи нефти путем заводнения нефтяных пластов, как правило, осложнена отложением неорганических солей в нефтепромысловом оборудовании. Эти отложения уменьшают производительность технологических комплексов, приводят к авариям и простоям оборудования.

Основными причинами перенасыщения попутно добываемых вод солеобразующими ионами являются: смещение химически несовместимых пластовых и закачиваемых вод, смешение на забое добывающих скважин вод, поступающих из различных пропластков, изменение термобарических условий при движении жидкости от забоя до устья скважин и далее по пути следования добываемой жидкости. Смешение вод приводит к отложению солей, в основном, в пласте и подземном оборудовании скважин. Термобарический эффект обуславливает преимущественное отложение солей в насосном и поверхностном оборудовании.

На территории Тарасовского месторождения пластовые воды по химическому составу относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация вод пластов не превышает 18 г/л. Основные солеобразующие элементы - ионы натрия - калия (76 - 98 % экв/л), хлора (88 - 97 % экв/л) и в наименьшей степени кальция (7 - 19 % экв/л).

Для поддержания пластового давления используются сеноманские воды
хлоркальциевого типа. Воды слабощелочные, их минерализация составляет 18 - 19 г/л, сульфаты отсутствуют.

Анализ условий разработки месторождения дает основание предположить отложение неорганических солей в скважинах, обусловленное термобарическим эффектом, так как при разгазировании пластовая вода приобретает сильнощелочную реакцию и в ней появляются карбонат-ионы.

В настоящее время на Тарасовском месторождении отложения солей не наблюдается, хотя обводненность продукции 168 скважин достигла более 50% и из них в 104 скважинах содержание воды в добываемой жидкости составляет оолее 80 %. Возможно процесс солепроявления на единичных скважинах происходит, но не настолько интенсивно, чтобы вызвать серьезные и частые осложнения в работе скважин.

Для предупреждения отложения неорганическихсолей в нефтепромысловом оборудовании наиболее эффективным и реализуемым в промышленных масштабах в настоящее время является химический способ с использованием жидких ингибиторов солеотложения типа ПАФ (ПАФ - 13А ТУ6-02-1318-85 и ПАФ-13А - зимний ТУ 6-02-1346-87), выпуск которых производится на Чебоксарском ПО "Химпром".

В зависимости от условий и зоны отложения солей ингибиторы рекомендуется применять по способу непрерывной подачи в затрубное пространство добывающих скважин наземными или глубинными дозирующими устройствами и по способу периодической закачки в призабойную зону продуктивного пласта.

Использовать реагенты по способу закачки целесообразно при отложении солей в призабойной зоне продуктивного пласта и подземном оборудовании скважин. Обработка осуществляется бригадами по проведению подземных ремонтов скважин, либо бригадами химизации. Бригады обеспечиваются спецтехникой: цементировочным агрегатом (ЦА - 320) и автоцистернами (АЦН-11-257 или АЦН-7.5-500 А).

При отложении солей выше приема насоса (скважины оборудованные УЭЦН, УСШН), башмака НКТ (скважины, эксплуатируемые фонтанным способом) возможно применение реагентов по способу непрерывной подачи в затрубное пространство. Способ реализуется с помощью дозировочных устройств типа НД, УДЭ, БР - 2.5, БР-10.

Основными недостатками жидких реагентов являются значительные материальные затраты на оборудование специальных баз по приёму и хранению реагентов и средств их транспортировки, отсутствие реагентов в мелкой расфасовке (бочки емкостью 200 л), что создает значительные неудобства при транспортировке и использовании.

Следует отметить, что существует способ внутрискважинного дозирования ингибитора солеотложения в твердой товарной форме. Ингибитор и технология его применения прошли опытно-промышленные испытания, которые показали его высокую эффективность, низкий удельный расход, длительный период между загрузками ингибитора в скважину. Ингибитор удобен в применении и транспортировке, экологически безопасен.

Применение всех указанных ингибиторов по разработанным технологиям (РД 39-0148463-0010-89. Инструкция по технологии применения ингибитора солеотложения в твердой товарной форме, РД 39-0148070-003 ВНИИ-8 «Рукодство по технологии применения ингибитора отложения солей ПАФ-13-зимний в добывающих скважинах") позволяет довести межремонтный период работы скважин с отложением неорганических солей до среднего межремонтного периода работы скважин на месторождении. Удельный расход реагента составляет 1:10 г/т попутно добываемой воды, что зависит от вида реагента, способа его применения, концентрация осадкообразующих ионов.

Необходимость обработки скважин ингибиторами солеотложения устанавливается по результатам обследования скважин и на основе определения стабильности попутно добываемой воды. Методика изложена в РД 39-0148070-026 ВНИИ-86 «Технология оптимального применения ингибиторов солеотложения».

Контроль за качеством защиты нефтепромыслового оборудования осуществляется по содержанию ингибитора в попутно добываемой воде.

4 Сбор и подготовка скважинной продукции

В наиболее распространенной на промысловой групповой системе сбора дебитов и обводненности нефти контролируется с помощью автоматизированных замерных установок типа “АГЗУ”, состоящих из многоходового переключателя скважин ПСМ, измерительного устройства и блока управления.

Назначение ПСМ - внеочередное подключение одной из скважин к измерительному устройству. Он состоит из неподвижного корпуса с выкидными патрубками (по числу скважин) и повторного патрубка, вал которого соединен с поршнем зубчатой рейкой. Продукция всех подключенных скважин поступает по выкидным патрубкам в ПСМ и через открытый клапан направляется в рабочий коллектор.

Газ, выделяющийся из жидкости в верхнем сепараторе, поступает в газовую линию и через открытую заслонку - в рабочий коллектор, а жидкость скапливается в нижнем сепараторе, где установлен поплавок, соединенный системой рычагов с заслонкой. При подъеме поплавка до заданного верхнего уровня заслонка закрывается, и давление в сепараторе начинает повышаться. Одновременно поплавок воздействует на шток распределительного устройства, при помощи которого создается избыточное давление газа под или над мембраной пневматического клапана, открывающегося или закрывающегося выкидную линию сепаратора.

После открытия клапана жидкость из сепаратора под действием давления продавливается через турбинный счетчик в рабочий коллектор, причем продолжительность этого процесса практически зависит от скважины.

При понижении уровня жидкости в нижнем сепараторе поплавок опускаясь, открывает заслонку на газовой линии и закрывает с помощью распределительного устройства клапан на выкидной (нефтяной) линии. Тогда начинается новый цикл наполнения нижнего сепаратора жидкостью и измерения её объёма путем кратковременной прокачки через турбинный счетчик.

Продолжительность накопления жидкости в сепараторе, а, следовательно, и количество циклов измерения в определенный промежуток времени, зависят от дебита скважины, подключенной к измерительному устройству. Чем больше дебит скважины, тем меньше время заполнения сепаратора и чаще циклы измерения. Зная объемы жидкости, прошедший через счетчик за каждый цикл, а также их число можно легко определить средний дебит скважины за данный промежуток времени. Циклический метод измерения дебитов позволяет существенно повысить точность, так как при этом обеспечивается турбулентный режим потока жидкости через счетчик, а сами измерения выполняются в сравнительно узком диапазоне расходов. Еще одно важное достоинство этого метода состоит в том, что с помощью одного типоразмера прибора можно измерять различные дебиты скважин (от 10 до 1500 м³/сут), существенно отличающиеся от диапазона измерений данного расходомера. Основная погрешность измерения дебита составляет + 2,5 %.

На рис. 4.1 показана технологическая схема сбора и подготовки нефти и газа, используемый на залежах с большими площадными размерами. Продукция нескольких скважин по выкидным линиям 1 направляется в АГЗУ, где поочередно измеряется дебит, определяются обводненность и содержание газа в продукции каждой подключенной скважины. АГЗУ состоит из Многоходового переключателя 2 и измерительного устройства 4, соединенных за мерным патрубком З, а также рабочего коллектора 5, соединенного со сборным коллектором 6.

 

Рисунок 4.1 - Технологическая схема сбора и подготовки нефти

 

Поочередное подключение каждой скважины к патрубку З осуществляется путем периодического по переключателя 2 по заданной программе. При этом продукция одной из скважин поступает в измерительное устройство, а остальных - в рабочий коллектор 5. В измерительном устройстве газожидкостная смесь сепарируется и после этого измеряются раздельно дебит нефти и газа. Затем нефть и газ направляются вновь в рабочий коллектор. Далее вся продукция по сборному коллектору 6 (длиной 10-15 км) подается на ДНС, в состав которой входят насосы и сепаратор. Здесь происходит первичная сепарация нефти, после чего газ по трубопроводу 8 поступает на газоперерабатывающий завод (ГПЗ), а жидкость по трубопроводу 7 в так называемый сепаратор-делитель 9. Основное назначение этой установки - регулирование подачи жидкости (смеси нефти с водой) в сепараторы-подогреватели 10, входящие в состав УПН. Кроме того, в делителе 9 осуществляется вторичная (более глубокая сепарация газа от жидкости). На УПН происходит подогрев жидкости, отделение нефти от воды и обессоливание нефти, после чего нефть по коллектору товарной нефти 11 поступает в попеременно работающие герметизированные резервуары 14 и далее, минуя подпорный насос 12, на автоматизированную установку учета товарной нефти 13. Пластовая вода с УПН по коллектору сточной воды попадает в УПВ и далее с помощью насоса 18 к насосным станциям для закачки в продуктивные пласты.

Получаемый после вторичной сепарации на УПН газ поступает на компрессорную станцию КС, откуда подается на ГПЗ. Если нефть, поступающая с УПН, окажется некондиционной по содержанию воды и солей, то она автоматически направляется по трубопроводу 15 в сепаратор-делитель 9, из которого снова подается на УПН. Из узлов учета 13 товарная нефть через насосную станцию 16 подается в магистральный нефтепровод 17.

При сильно обводненной продукции скважин предварительный сброс пластовой воды осуществляется на ДНС, от которых вода специальными насосами подается в нагнетательные или поглощающие скважины.

В наиболее распространенной на промыслах групповой системе сбора дебит и обводненность нефти контролируются с помощью автоматизированных замерных установок типа «АГЗУ», состоящих из многоходового переключателя скважин ПСМ, измерительного устройства и блока управления (рис. 4.2). Назначение ПСМ - поочередное подключение одной из скважин к измерительному устройству. Он состоит из неподвижного корпуса 2 с выкидными патрубками (по числу скважин) и поворотного патрубка, вал которого соединен с поршнем 3 зубчатой рейкой. Продукция всех подключенных скважин поступает по выкидным патрубкам в ПСМ и через открытый клапан 1 направляется в рабочий коллектор13.

Измерение дебита отдельной скважины производится через определенные промежутки времени по заданной программе с помощью блока местной автоматики БМА. По сигналу БМА включается цепь питания электрогидравлического привода 5, и жидкость начинает поступать в цилиндр исполнительного поршня 3, перемещая его вместе с рейкой. При этом патрубок повернется на определенный угол, и его отверстие остановится против отверстия выкидного патрубка следующей скважины.

 

Рисунок 4.2 - Схема групповой замерной установки «АГЗУ»

 

Тогда продукция этой скважины через открытый клапан 4 поступает в измерительное устройство «Импульс», состоящие из гидроциклонной головки, верхнего 6 и нижнего 10 сепараторов и турбинного счетчика-расходомера 11. Схема работы этого устройства принципиально не отличается от схемы действия индивидуальной установки БИУС. Газ, выделяющийся из жидкости в верхнем сепараторе, поступает в газовую линию и через открытую заслонку 9 - в рабочий коллектор 13, а жидкость скапливается в нижнем сепараторе, где установлен поплавок 7, соединенный системой рычагов 8 с заслонкой. При подъеме поплавка 7 до заданного верхнего уровня заслонка закрывается, и давление в сепараторе начинает повышаться. Одновременно поплавок воздействует на шток распределительного устройства, при помощи которого создается избыточное давление газа под или над мембраной пневматического клапана, открывающего или закрывающего выкидную линию сепаратора (на рисунке не показаны). После открытия клапана жидкость из сепаратора под действием давления продавливается через турбинный счетчик 11 в рабочий коллектор, причем продолжительность этого процесса практически не зависит от дебита скважины.

Если же подключенная скважина по какой-либо причине не будет подавать продукцию (отсутствует сигнал от турбинного счетчика), БМА выдает аварийный сигнал отсутствия подачи. Такие же сигналы выдаются, при возникновении любой аварийной ситуации на групповой установке.

При повышении или понижении давления в рабочем коллекторе за допустимые пределы по команде БМА отсекающие клапаны перекрывают измерительную и рабочую линии. Контроль за давлением в рабочем коллекторе осуществляется с помощью электроконтактного манометра, аварийный сигнал которого поступает в БМА. Во всех аварийных ситуациях (отсутствие по­дачи скважины, отключение электроэнергии и др.) на диспетчерский пункт подаются аварийные сигналы. Конструктивно все устройства групповой установки объединяются в два блока: замерно-переключающий и блок управления, которые монтируются на рамных основаниях в утепленных закрытых помещениях (домиках). В замерно-переключающем блоке смонтированы ПСМ с электрогидравлическим приводом, отсекатели, рабочие и обводные трубопроводы, задвижки и др. Там же располагается измерительное устройство «Импульс». В блоке управления установлены шкаф БМА, а также регистрирующая аппаратура и устройства телемеханики.

 

ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН

При эксплуатации нефтяных, газовых, водяных и нагнетательных скважин могут возникать те или иные неполадки как с самими сква­жинами, так и с их подземным оборудованием. Без применения соот­ветствующих мер, эти неполадки обычно приводят к нарушению или полному срыву работы скважин.

Комплекс работ, связанных с предупреждением и устранением неполадок с подземным оборудованием и стволом скважины, назы­вается подземным ремонтом.

В большинстве случаев подземный ремонт скважин имеет харак­тер планово-предупредительного ремонта и выполняется по специ­альному графику.

Продолжительность простоев действующего фонда скважин в связи с ремонтными работами учитывается коэффициентом эксплуа­тации, который представляет собой отношение времени фактической работы скважин к их общему календарному времени за месяц, квар­тал, год.

Коэффициент эксплуатации всегда меньше единицы и в среднем по нефте- и газодобывающим предприятиям составляет 0,94—0,98, т. е. от 2 до 6% общего времени приходится на ремонтные работы в скважинах.

Подземный ремонт скважин в зависимости от вида и сложности работ условно подразделяют на текущий и капитальный ремонты.

К текущему подземному ремонту относятся: смена насоса, ликви­дация обрыва или отвинчивания насосных штанг, смена насосно-компрессорных труб или штанг, изменение погружения подъемных труб, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песча­ных пробок желонкой или промывкой и т. п. Эти работы выполняют специализированные бригады по подземному ремонту скважин, орга­низуемые на каждом предприятии по добыче нефти и газа.

Бригады по подземному ремонту скважин работают повахтенно. В состав вахты (смены) входят обычно три человека: двое — опера­тор с помощником — работают у устья скважины, третий — тракто­рист (шофер) работает на лебедке подъемного механизма.

Управление деятельностью ЦПРС осуществляется начальником цеха непосредственно через своих заместителей, которым подчиняются все НТР, входящие в штатное расписание цеха.

Взаимосвязи со структурными подразделениями цеха, филиала, подрядными и субподрядными организациями осуществляются через диспетчера цеха, ЦИТС, БПО, а также заместителей начальника цеха.

Начальник цеха ПРС подчиняется главному инженеру филиала и руководит всей производственной деятельностью цеха, участвует в разработке оперативного плана ПРС, обеспечивает технически правильную эксплуатацию оборудования и сооружений, выполнения графиков ремонта оборудования, закрепленного за цехом.

Заместитель начальника по производству обеспечивает выполнение плановых заданий по ремонту скважин, контролирует ритмичность работы бригад подземного ремонта, контролирует работу диспетчерской службы.

 

 

 

Рисунок 5.1 - Схема ЦПРС

 

Заместитель начальника цеха по материально-техническому обеспечению, организует своевременное обеспечение материалами, спецтехникой, своевременное обеспечение спецодеждой, обеспечивает содержание территории цеха, вспомогательных и подсобных помещений в надлежащем состоянии, организует и обеспечивает эксплуатацию автомобильного парка, обеспечивает перевозку работников к месту работу.

Ведущий инженер-технолог по подземному ремонту скважин обеспечивает:

- технологическую подготовку к производству;

-соблюдение установленных технологических режимов нефтепромысловых объектов;

- ведет учет выполненных ремонтов; делает выборку по причинам выхода скважин в ПРС и производит анализ работы бригады ПРС, участков цеха ПРС;

- принимает меры по предупреждению нарушений технологических процессов при ПРС;

- контролирует объем и качество работ.

Инженер по нормированию цеха разрабатывает и внедряет технически обоснованные нормы трудовых затрат по различным видам работ на основе использования межотраслевых, отраслевых и других прогрессивных документов.

Старший мастер по ПРС ЦПРС осуществляет руководство коллективом участка ПРС, обеспечивает выполнение участком плановых и смежных заданий и контролирует технологию и качество ремонтов скважин, полную загрузку и эффективное использование спецтехники.

Мастер ПРС ЦПРС обеспечивает правильную организацию и безопасное проведение работ, эксплуатацию механизмов, инструмента, средств защиты и содержание рабочих мест в надлежащем состоянии.

Мастер по подготовке скважин к текущему ремонту скважин обеспечивает правильную организацию и безопасное ведение работ, эксплуатацию оборудования, механизмов, инструментов, КИПиА и средств защиты.

Мастер ППР руководит бригадой ППР и обеспечивают своевременный и качественный ремонт оборудования и механизмов бригад ПРС. Составляет графики ППР, обеспечивает правильную организацию безопасности работ.

Неотъемлемой частью процесса поддержания стабильного уровня нефтедобычи является проведение подземного ремонта скважин.

Подземный ремонт скважин подразделяется на текущий и капитальный:

- текущий ремонт обеспечивает замену или ревизию подземного и устьевого оборудования скважин с помощью подъемного агрегата;

- капитальный ремонт предусматривает реализацию комплекса геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пласта и устранение аварий подземного оборудования, произошедших в процессе эксплуатации скважин.

Составление заказов-нарядов на проведение подземного ремонта скважин занимается технолог цеха добычи. Заказ-наряд утверждает начальник ЦДНГ.

В заказе - наряде на подземный ремонт дается характеристика геологическая скважины; подземного оборудования, подлежащее ремонту или ревизии, вид работ и т.д.:

· категория скважин;

· способ эксплуатации;

· интервал перфорации (м);

· газовый фактор (м³/тонн);

· пластовое давление (кгс/см²);

· эксплуатационная колонна: диаметр (мм), глубина спуска (м);

· искусственный забой (м), текущий забой (м);

· максимальный угол наклона скважины;

· давление опрессовки эксплуатационной колонны (кгс/см²);

· подземное оборудование: тип насоса, глубина подвески, диаметр НКТ (мм), диаметр штанг (мм), дебит жидкости (м³/сут), обводнённость %.

· подробное описание работ по ремонту скважины: цель ремонта, глушение скважины, долив скважины, произвести смену (ревизию), опрессовку подземного оборудования, обработка призабойной зоны пласта.

План работ (наряд-задание) по скважине, не менее чем за сутки до начала работы следует вручить мастеру ремонтной бригады, которая должна производить запланированные мероприятия, для обязательного ознакомления членов бригады с содержанием.