Категория: Инструкции
Факторы осложняющие работу скважин любого способа эксплуатации и их влияние на показатели работы скважин.
Основной причиной бездействия скважин являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в процессе спуско-подъемных операций).
Методология работы с такими скважинами заключается в следующем:
- при наличии остаточных запасов нефти в районе данной скважины – проведение операции по зарезке второго ствола (ЗВС) в направлении наибольшей концентрации остаточных запасов нефти (величина ОИЗ по данному объекту должна быть достаточной, чтобы за счет последующей добычи нефти затраты на проведение ЗВС окупились); на части таких скважин целесообразно проведение работ по зарезке горизонтальных стволов;
- при отсутствии ОИЗ, достаточных, чтобы окупить работы по ЗВС, - перевод скважин на вышезалегающие объекты либо зарезка второго ствола на нижезалегающие пласты (выбирается наиболее экономически выгодный вариант);
- если в продуктивном разрезе скважины нет потенциальных объектов для проведения вышеупомянутых работ – скважина должна быть ликвидирована.
Причиной бездействия скважин являются различные неисправности наземного оборудования (порыв водовода, неисправность устьевой арматуры).
В процессе нефтедобычи возникают осложнения, связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций и другим нежелательным последствиям. Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти ниже температуры насыщения нефти парафином. Интенсивность парафинизации возрастает при снижении дебита скважин, обводненности добываемой продукции, небольшой разнице величин текущего пластового давления и давления насыщения нефти газом, высоких газовых факторах добываемой продукции, при наличии в геологическом разрезе слоев многолетнемерзлых пород, значительном содержании в нефти парафина, асфальтосмолистых веществ и церезинов, высокой температуре насыщения нефти парафином и плавления парафина. что является причиной выпадения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в скважинном оборудовании.
Для удаления АСПО на месторождении используется и химический метод, заключающийся в их растворении в соответствующих растворителях или композициях.Фонтанирование за счет энергии газа при условии, когда давление на забое меньше давления насыщения.
Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости, забойное давление должно быть достаточно высоким.
При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится равным давлению насыщения Рнас. а выше - ниже давления насыщения. В зоне, где Р < Рнас. из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений ?Р = Рнас - Р. Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (Рс > Рнас ), и газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.
Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при давлении на забое скважины ниже давления насыщения (Рс < Рнас ). При этом на забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его плотность соответственно снижается.
Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое Рс выше или ниже давления насыщения Рнас .
Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно, давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно
где Рб - давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с постоянным дебитом, Р = (Н - L)·?·g - гидростатическое давление столба жидкости между башмаком и забоем высотой Н - L, где Н - глубина скважины, L - длина НКТ; ? - средняя плотность жидкости в этом интервале.
С другой стороны, то же давление на забое Рс может быть определено через уровень жидкости в межтрубном пространстве
где Р1 = h?g - гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном пространстве; Р2 = Рз + ?Р - давление газа, находящегося в межтрубном пространстве, на уровень жидкости, Рз - давление газа в межтрубном пространстве на устье скважины; ?Р - гидростатическое давление столба газа от уровня до устья.
где ?г - средняя плотность газа в межтрубном пространстве. Запишем (8.19) в развернутом виде:
В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление на забое Рс должно быть постоянным. Поэтому изменение высоты столба h в затрубном пространстве должно сопровождаться изменением давления на устье Рз так, чтобы сумма слагаемых согласно (8.20) была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа Рз и наоборот.
Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.
Рис. 8.2. Схема скважин при фонтанировании
а - при давлении на забое меньше давления насыщения (Рс < Рнас );
б - при давлении на забое больше давления насыщения (Рс > Рнас )
Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда Рс < Рнас. создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от многих факторов.
1. От скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины. Чем больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство.
2. От величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.
3. От количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака.
4. От вязкости жидкости.
Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению давления Рз и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую величину, чтобы давление на забое Рс согласно уравнению (8.20) оставалось бы постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума стабилизируется. В этом случае возможно достаточно точно определить давление у башмака фонтанных труб Рб. а также и давление на забое Рс по давлению на устье в межтрубном пространстве Рз. не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление Рз замеряется на устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно
Здесь ?о - плотность газа при стандартных условиях Ро и То ; Тср - средняя температура в затрубном пространстве; z - коэффициент сжимаемости газа для условий Рз и Тср. Второе слагаемое в формуле (8.21) может быть определено несколько точнее по барометрической формуле.
Давление на забое скважины Рс будет больше Рб на величину гидростатического давления столба жидкости между забоем и башмаком фонтанных труб Р и может быть определено по формуле (8.18).
При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ (превышающих 50 - 100 м) в вычисление Рс вносится погрешность за счет недостоверности величины средней плотности ГЖС между башмаком и забоем - Р. В таких случаях величину Р необходимо определять методами, изложенными в теории движения газожидкостных смесей.
Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии Рс < Рнас уровень жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим. Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной головки. При наличии утечек уровень жидкости может стабилизироваться в межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением от башмака фонтанных труб.
Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве, так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет находиться на некоторой глубине h в соответствии с выражением (8.20).
Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление Pз. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится невозможным определение забойного давления Рс по величине Рз .
Что такое область фонтанирования? Минимальное забойное давление фонтанирования. (см 15?)
Председатель первичной Главный инженер
профсоюзной организации филиала ОАО "АНК "Башнефть"
Туймазинского УДНГ «Башнефть- Уфа»
____________ М.З. Гайнаншин ________ Ф. Д. Шайдуллин
«_____» _________ 2005г. "____" __________ 2005 г.
по требованиям промышленной безопасности и технологии
применения растворителя марки Миапром- 3252 для очистки ГНО добывающих скважин от АСПО.
I. Общие требования.
Данная инструкция устанавливает основные требования по охране труда и определяет технологию проведения работ по удалению парафиновых отложений (АСПО) из насосно-компрессорных труб, обсадной колонны и выкидных линий добывающих скважин растворителем «МИА-пром».
1.1. Растворитель «МИА-пром» предназначен для растворения, разрушения, диспергирования и удаления АСПО из насосно-компрессорных труб, обсадной колонны и выкидных линий добывающих скважин с широким диапазоном изменения плотности и интенсивности АСП отложений.
1.2. Работы по удалению АСПО из скважин и выкидных линий от них растворителем «МИА-пром» проводят операторы по добыче нефти ЦДНГ, ознакомленные с данной инструкцией и получившие инструктаж по данному виду работы.
1.3. Работы проводятся по плану на производство работ, утвержденному главным инженером филиала «Башнефть- Уфа». под непосредственным руководством мастера добычи нефти и газа или лица, его замещающего.
1.4. Ответственность за территорию, исправное состояние наземного и подземного оборудования при проведении работ несёт мастер по добыче нефти.
1.5. Начальник ЦДНГ назначает из ИТР цеха лицо, ответственное за выполнение работ по растворению и удалению АСПО из скважины или выкидной линии от неё растворителем «МИА-пром». Ответственный за выполнение работ должен знать технологический режим обрабатываемой скважины и схему выкидных трубопроводов.
1.6. Инженерно-технический работник, ответственный за выполнение работ, проводит с исполнителями инструктаж по безопасному ведению работ с записью в наряде-допуске. Наряд-допуск хранится в цехе добычи нефти и газа в течение трёх месяцев.
1.7. Растворённые и удалённые асфальто-смоло-парафиновые отложения из скважин и выкидных линий не ухудшают товарные качества нефти при её подготовке в случае соблюдения технологии проведения работ.
II. Подготовка скважины и требования, предъявляемые к технологическому оборудованию.
Работы по растворению и удалению АСПО растворителем «МИА-пром» рекомендуется проводить на скважинах, оборудованных УШГН, в случае увеличения нагрузки на головку балансира (по динамограмме) на 20-25 % и скважинах, оборудованных УЭЦН, в случае увеличения нагрузки на электродвигатель по току на 15% и снижении дебита на 20-25 %.
2.1. Для производства работ на скважине должны быть:
- исправное устьевое оборудование (запорная арматура на выкидной линии и затрубном, пробоотборный краник, сальниковое устройство кабельного ввода и т.д.);
- исправные контрольно-измерительные приборы;
- чистая территория и устьевая площадка.
2.2. Перед началом производства работ на скважинах оборудованных УЭЦН, необходимо подтянуть сальниковое устройство кабельного ввода.
2.3. В технологическом процессе используются:
- промывочный агрегат ЦА-320;
- передвижные автоцистерны ёмкостью не менее 10 м 3 каждая;
2.4. Промывочный агрегат ЦА-320 должен иметь исправное насосное оборудование, исправные и поверенные приборы контроля за процессом закачки растворителя, предохранительный клапан и клапан сброса давления.
2.5. Автоцистерны должны быть оснащены сливными рукавами для соединения с промывочным агрегатом длиной не менее 10 метров. Ёмкости автоцистерн предварительно освобождают от механического осадка и посторонних предметов.
III. Порядок получения и транспортировки растворителя «МИА-пром».
3.1. Растворитель «МИА-пром» относится к опасным грузам 4 класса опасности.
3.2. Транспортировка растворителя «МИА-пром» производится в соответствии с правилами перевозки опасных грузов.
3.3. Растворитель «МИА-пром» отпускается с Туймазинской химбазы по товарно-транспортным накладным, выдаваемым водителям, согласно годовым заявкам и наличия растворителя на базе.
IV. Технология проведения работ по обработке глубинно-насосного оборудования добывающих скважин и выкидных линий.
4.1. Расстановка спецтехники (ЦА-320 и автоцистерн) для выполнения работ должна производиться в соответствии с требованиями промышленной безопасности.
Промывочный агрегат ЦА-320 и автоцистерны устанавливаются на расстоянии не ближе 25 метров от устья скважины, с наветренной стороны и кабинами повёрнутыми от устья. Расстояние от автоцистерн с растворителем и нефтью до промывочного агрегата должно быть не менее 10 метров, а расстояние между автоцистернами должно быть не менее 1 метра. (См. схему расстановки спецтехники.)
4.2. Перед началом производства работ необходимо отметить знаками опасную зону в радиусе не менее 50 метров от устья скважины.
4.3. Промывочный агрегат ЦА-320 и устье скважины должны быть соединены между собой жесткой нагнетательной линией.
4.4. Автоцистерны с растворителем и нефтью подсоединяются к приёму промывочного агрегата ЦА-320 мягкими гофрированными шлангами длиной не менее 10 метров.
4.5. Нагнетательный трубопровод промывочного агрегата ЦА-320 перед производством работ, должен быть опрессован на полуторократное ожидаемое давление, но не выше, указанного в паспорте агрегата.
Программа ГАЗ-ПК (АСПО-ГАЗ) предназначено для расчета и проектирования вновь сооружаемых и реконструируемых газораспределительных систем низкого, среднего и высокого давления по СП 42-101-2003 городов и населенных пунктов, а также внутренних газопроводов низкого давления жилых домов.
Методика расчета ГАЗ-ПК (АСПО-ГАЗ)В основу алгоритма программы заложен метод, позволяющий оптимизировать распределение потоков газа и перепадов давлений при помощи ориентированных графов. Гидравлический расчет газопроводов выполняется в соответствии с формулами и коэффициентами соответствующими СП 42-101-2003 'Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб'.
При проектировании новых газопроводных сетей для определения нормативных расходов газа потребителями используется «Методика расчета норм потребления природного газа населением при отсутствии приборов учета газа» утвержденная Приказом Министерства регионального развития РФ от 13 июля 2006 г. и положения СП 42-101-2003 «Нормы потребления газа» и «Определение расчетных расходов газа».
Входные данные и результат ГАЗ-ПК (АСПО-ГАЗ)Исходной информацией для расчета являются физические свойства транспортируемого газа, конфигурация сети и описание участков сети. В результате расчета выдаются значения расходов газа, давление в узлах сети и скорости движения газа по каждому участку, а также таблица металлоемкости сети.
В результате расчета также предоставляется информация, в которой указывается какое минимальное давление и максимальная скорость газа в сети были заданы, и какое минимальное давление и максимальная скорость газа реально получились. Результаты расчета можно вывести на схему в Bricscad, при этом результаты расчета не удовлетворяющие заданным условиям будут выделены красным цветом - давление в узлах сети и стрелка на участках, где скорость газа выше допустимого значения. Оптимальные результаты получаются в результате многовариантного расчета с подбором диаметров и конфигурации сети.
Ограничения ГАЗ-ПК (АСПО-ГАЗ)Второй тип осложнений это отложение АСПО. АСПО представляют собой высокодисперсные суспензии и имеют свойства твердых аморфных тел. Осаждаются в ПЗП скважины и на нефтепромысловом оборудовании.
Предупреждение АСПО в скважинах и трубопроводах производится путем дозирования в затрубное пространство скважины или в трубопровод разнообразных композиций химических веществ, различающихся по механизму воздействия на образование АСПО на поверхности оборудования. По механизму действия их можно разделить на группы:
Метод заключается в закачке в скважину пачки растворителя в расчетном объеме стандартной качающей техникой типа ЦА-320 с соблюдением комплекса мер пожарной безопасности.
Удаление АСПО с применением водного раствора ПАВПАВ рекомендуется применять в виде водного раствора, приготовленного на пресной воде. Расход ПАВ 1-2%.
Водные растворы ПАВ готовятся в любой технологической емкости необходимого объема. Закачка раствора осуществляется стандартной качающей техникой, обеспечивающей заданный расход, контроль и регулирование параметров закачки.
Подача раствора может осуществляться путем разовых закачек расчетного объема, либо с помощью дозирующих устройств (УДЭ, БРХ и т.д.).
Наши партнеры4.4/5 рейтинг (10 голосов)
Программа АСПО-ГАЗ предназначена для гидравлического расчета инженерных сетей газоснабжения низкого, среднего и высокого давления городов и населенных пунктов, а так же внутренних газопроводов низкого давления жилых домов.
Гидравлический расчет газопроводов выполняется в соответствии с СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб».
Исходной информацией для расчета являются физические свойства транспортируемого газа, конфигурация сети и описание участков сети.
Выходными данными являются потоки газа по участкам системы газопроводов, давления в узлах распределительной системы газоснабжения и скорости движения газа на расчетных участках. В режиме подбора диаметров, кроме указанных, производиться подбор стандартных диаметров из списка стальных и полиэтиленовых труб.
Для определения нормативных расходов газа потребителями используется «Методика расчета норм потребления природного газа населением при отсутствии приборов учета газа» утвержденная Приказом Министерства регионального развития РФ от 13 июля 2006 г. и положения СП 42-101-2003 «Нормы определения газа» и «Определение расчетных расходов газа».
Программа позволяет средствами систем AutoCAD или BricsCAD создать расчетную схему газопроводной сети, производить редактирование расчетной схемы, выполнить гидравлический расчет сети и вывести результаты гидравлического расчета на схему.
Расчетная схема может создаваться на экране без подосновы, а можно использовать различные планы и чертежи в качестве подосновы. Если создается схема без подосновы, то длины участков задаются вручную. Если используется какой-нибудь план, то зная его масштаб, программа автоматически подсчитывает длину участка.
Расчет сети может производиться как в проверочном режиме, когда задается существующая сеть с неизменными диаметрами участков, так и в режиме проектирования сети, когда программа подбирает диаметры труб таким образом, чтобы обеспечить необходимое давление газа во всех узлах сети. Возможен режим работы, когда часть участков имеет фиксированный диаметр труб, а на части участков производиться подбор диаметров (реконструкция сети).
Расчет сети предусмотрен для стальных и полиэтиленовых труб. Стальные трубы могут быть новыми или старыми (для расчета существующей сети). Список труб для расчета может быть произвольного диаметра. Расчет ведется по внутренним диаметрам труб.
Источники питания могут быть высокого, среднего или низкого давления. Одновременный расчет нескольких сетей не предусмотрен. Сеть не должна иметь разрывы, т.е. каждый узел сети должен обеспечиваться газом со всех источников питания указанных в расчете. Расчет выполняется для одного типа давления (низкого, среднего или высокого).
При описании исходных данных можно использовать несколько вариантов задания потребителей газа:
• Потребление газа неизвестно.
В этом случае для среднего давления и высокого давления все расходы задаются в узлах сети и описываются в отдельной таблице и (или) в участках сети. При расчете программа суммирует расходы в узлах из этих двух таблиц.
Для низкого давления расходы подсчитываются вдоль каждого участка и описываются в таблице участков сети и при наличии крупных потребителей в отдельной таблице. Программа распределяет путевые расходы по узлам и добавляет узловые потребители.
• Потребление газа известно.
В этом случае для среднего и высокого давления можно воспользоваться подсчетом нормативного расхода газа. Расчет выполняется для отдельных узловых потребителей — дом, баня, промпредприятие и т.д. Или по числу проживающих жителей в отдельном микрорайоне, населенном пункте и т.д.
Для низкого давления расчет может выполняться как по нормативным показателям, так и по условным показателям (расчет по приведенной длине).
Программа позволяет выполнить расчет внутридомовой сети низкого давления. Для этого создается условная трехмерная сеть внутри дома, где описывается подводящий к зданию трубопровод, стояки и поэтажная разводка внутри здания. После того как расчетная схема описана, выполняется гидравлический расчет. Результат расчета выводиться на расчетную схему. По результатам расчета определяются дальнейшие действия: редактирование отдельных параметров расчета (замена диаметра, изменение конфигурации сети, подключение дополнительных источников и т.д.).
Для расчета небольших схем и отдельных участков сети можно воспользоваться «Гидравлическим калькулятором», встроенным в программу.
В программе имеется пополняемая пользователем библиотека шаблонов проектных документов, которые можно использовать для выполнения проектных работ.
