Оборудование и материалы для реконструкции и восстановления скважин

Введение

В настоящее время многие скважины нефтяных и газовых месторождений всех районов нашей страны находятся в эксплуатации длительное время. В результате воздействия на них различных факторов технического, технологического и геологического характера они подвержены износу и требуют проведения работ по их реконструкции и восстановлению.
Необходимость проведения таких работ возникает также после выработки отдельных залежей и пластов, проникновения по нефтенасыщенным продуктивным пластам воды, разгерметизации заколонного пространства, работами по воздействию на продуктивный пласт.
Кроме того, эксплуатация скважин, как правило, сопряжена с различными авариями скважинного оборудования. Поэтому важно знать методы и средства ликвидации аварий, а также используемые при этом инструмент, приспособления и оборудование.
Цель исследования: рассмотреть оборудование и материалы для реконструкции и восстановления скважин.
Задачи реферата:
- Рассмотреть патенты и инновации в выбранной теме.
- Провести анализ оборудования.
- Провести анализ статей по теме работы.


ГЛАВА 1. Общее представление инновации в выбранной теме
1.1 Патент «Способ восстановления производительности скважины»
Глушение скважин
В соответствии с Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности России, утв. приказом Ростехнадзора от 12.03.2013, № 101, перед началом работ на скважине она должна быть остановлена и заглушена, т.е. должны быть исключены условия излива или выброса скважинной жидкости или газа.
Глушению подлежат все скважины, у которых коэффициент аномальности пластового давления больше или равен 1, также скважины, с коэффициентом аномальности пластового давления меньше 1, но в которых возможно фонтанирование.
Под коэффициентом аномальности пластового давления понимают отношение пластового давления пласта, вскрытого перфорацией к гидростатическому давлению, создаваемому вертикальным столбом пресной воды:

где Рпл – пластовое давление перфорированного продуктивного пласта, Па; Ргст - гидростатическое давление, создаваемое вертикальным столбом пресной воды у верхних отверстий интервала перфорации, Па; r - плотность пресной воды, кг/м3 (r=1000); g – ускорение свободного падения, g= 9,81 м/с2; Н – вертикальное расстояние от пьедестального фланца эксплуатационной колонны до верхних отверстий интервала перфорации, м.
Расчет плотности жидкости глушения производят по формуле:

где ρжг – плотность жидкости глушения, кг/м3; Рпл – пластовое давление, Па; Н – вертикальное расстояние от верхних отверстий интервала перфорации до пьедестального фланца, м; g – ускорение свободного падения (g = 9,81 м/с2); Кб– коэффициент запаса (или безопасности).
При расчете принимают следующие значения коэффициента безопасности Кб:
при Н≤1200 м Кб=1,10 и при этом ((Н·ρжг·g) – Рпл) ≤1,5 МПа;
при Н>1200 м Кб=1,05, при этом ((Н·ρжг·g) – Рпл) ≤2,5 МПа.
Отклонение плотности жидкости глушения от расчетной величины не должно превышать значений, приведенных в таблице 1.
Таблица 1.
 
Глубина залегания кровли пласта, м Допустимые отклонения (±) плотности жидкости глушения (кг/м3) при её расчетном значении в следующих пределах:
ρжг<1300 1300 - 1800
до 1200
до 2600
до 4000
 
Требования, предъявляемые к жидкости глушения
1. Плотность жидкости глушения (ЖГ) должна обеспечивать создание давления на пласт, превышающее пластовое в пределах допустимых норм;
2. ЖГ должна быть химически инертна к горным породам коллектора, совместима с пластовыми флюидами и не должна кольматировать пласт;
3. Фильтрат ЖГ должен ингибировать глинистые частицы, исключая их набухание;
4. ЖГ не должна образовывать водных барьеров, должна гидрофобизировать коллектор, снижать межфазное натяжение на границе «ЖГ – пластовый флюид»;
5. ЖГ не должна образовывать стойких эмульсий;
6. Вязкостные структурно-механические свойства должны поддаваться регулированию;
7. Коррозионная активность ЖГ не должна превышать 0,12 мм/год;
8. ЖГ должна быть термостабильной при высоких температурах и морозоустойчивой при низких температурах (зимой);
9. ЖГ должна быть технологична в приготовлении и использовании;
10. ЖГ должна быть инертна по отношению к другим жидкостям, используемым при КРС и ТРС;
11. В скважинах, содержащих сероводород, ЖГ должна содержать нейтрализатор сероводорода.
Перед началом глушения на базе заготавливают и завозят на скважину жидкость глушения в объёме равном удвоенному внутреннему объёму эксплуатационной колонны скважины.
Технология глушения скважины
Перед началом глушения собирают нагнетательную линию от насосного агрегата до устьевой скважинной арматуры. Нагнетательную линию опрессовывают на 1,5 – кратное давление от ожидаемого рабочего.
Закачка жидкости глушения в скважину может производиться прямым или обратным способом. При прямом способе, жидкость глушения закачивается через НКТ, при обратном - в межтрубное пространство (эксплуатационная колонна – колонна НКТ).
Процесс глушения (в пределах одного цикла) должен быть непрерывным.
В скважинах с низкой приемистостью пластов глушение производят в два этапа. Вначале жидкость глушения замещают до глубины установки насоса, а затем через расчетное время Т повторяют глушение.
Расчетное время Т определяют по формуле , где Н - расстояние от приема насоса до забоя скважины, м; v - скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).
Перед началом закачки жидкости глушения необходимо открыть задвижки на фонтанной арматуре для закачиваемой и выдавливаемой из скважины жидкости.
Расход жидкости глушения должен выбираться с таким расчетом, чтобы он был больше, чем производительность скважины. Противодавление на пласт регулируют подачей насоса и дроселированием выдавливаемой из скважины жидкости на выходной задвижке.
При закачке необходимо следить за показаниями манометров и отсутствием утечек в нагнетательных линиях. Ликвидация утечек производится после остановки насосного агрегата и сброса давления.
Изобретение относится к области водоснабжения, а именно к очистке фильтров и восстановлению производительности, преимущественно, водозаборных скважин. Способ включает использование дополнительной скважины с фильтром и электродом из электропроводящего материала, размещенной на расстоянии от 10 м до 100 м от первой скважины с размещенным в ней электродом и фильтром, с образованием между ними водовмещающего электропроводящего пласта.
Скважины подключают к источнику питания в виде комбинированного генератора постоянного электрического тока и генератора знакопеременных импульсов. Подают электрический ток по образованной электрической цепи от источника питания на электрод и фильтр первой скважины, водовмещающий пласт, фильтр и электрод дополнительной скважины для очистки фильтров от кольматанта. Электрод с фильтром первой скважины служит анодом, а электрод с фильтром дополнительной скважины служит катодом. Электроды подключают дополнительно к источнику знакопеременных импульсов электрического тока и на них подают знакопеременные импульсы с частотой от 20 до 100 Гц для попеременного изменения и сдвига pH среды в сторону понижения в зоне фильтров. Исключается образование нерастворимого комплекса ферроферригидрозоля в водовмещающем пласте, примыкающем к фильтрам и одновременно в фильтрах. Повышается эффективность очистки от отложений, способствующая восстановлению производительности. 1 ил.
Изобретение относится к области водоснабжения и осушения, а более конкретно к очистке отверстий фильтров скважин от закупоривающих их частиц и веществ и восстановлению производительности скважин, преимущественно водозаборных скважин.

382905889000


Рисунок 1. Устройство для восстановления производительности скважины
Авторы патента:
- Юдин Александр Григорьевич (RU)
- Ковалев Александр Стефанович (RU)
Наиболее близким техническим решением, выбранным в качестве прототипа, является способ восстановления производительности скважины, при котором внутри скважины с фильтром размещают электрод из электропроводящего материала, соединяют их с источником питания в виде комбинированного источника постоянного тока и генератора импульсов, являющимся одновременно источником подачи знакопеременных импульсов электрического тока и постоянного электрического тока, и пропускают через указанный электрод, стенку скважины и фильтр электрический ток с обеспечением очистки фильтра от кольматанта, при этом стенка скважины и фильтр служат анодом, а электрод - катодом, а также подают знакопеременные импульсы электрического тока для отделения кольматанта от стенок фильтра и одновременно постоянный ток для переноса содержащихся в растворе скважины катионов к катоду и сдвига pH среды в сторону понижения в зоне фильтра, при этом образующийся в ходе очистки осадок удаляют из скважины посредством ее последующей прокачки (Патент RU №2318987 С2, МПК E21B 37/08, E21B 43/08, заявлено 04.03.2005, опубл. 10.03.2008 г.).
Однако такая технология очистки фильтров не позволяет полностью удалить кольматант в самой проблемной зоне на границе между фильтровой поверхностью и водовмещающей породой, из которой отбирается вода, так как она находится за пределами межэлектродного пространства, в результате чего снижается эффективность восстановления производительности скважины

. Кроме того, по той же причине не обеспечивается удаление кольматирующих осадков в порах, а именно зона этого контакта является наиболее проблемной.
Задачей предлагаемого изобретения является восстановление производительности водозаборных скважин.
Для решения поставленной задачи в способе восстановления производительности скважины, в котором внутри скважины с фильтром размещают электрод из электропроводящего материала и подключают к одному из выходов источника питания в виде комбинированного генератора постоянного электрического тока и генератора знакопеременных импульсов, и подают ток, образующийся в ходе очистки растворенный осадок удаляют из скважины посредством ее последующей прокачки, согласно изобретению используют дополнительную скважину с фильтром и электродом из электропроводящего материала, размещенную на расстоянии от 10 м до 100 м от первой скважины с образованием между ними водовмещающего электропроводящего пласта и подключают ко второму выходу источника питания, электрический ток подают по образованной электрической цепи от источника питания на электрод и фильтр первой скважины, водовмещающий пласт, фильтр и электрод дополнительной скважины с обеспечением очистки фильтров от кольматанта, при этом электрод с фильтром первой скважины служит анодом, а электрод с фильтром дополнительной скважины служит катодом, подключают дополнительно к электродам двух скважин источник знакопеременных импульсов электрического тока и подают их с частотой от 20 до 100 Гц для попеременного изменения и сдвига pH среды в сторону понижения в зоне фильтров, препятствующего образованию нерастворимого комплекса ферроферригидрозоля в водовмещающем пласте, примыкающем к фильтру и одновременно в фильтрах с удалением растворенных осадков посредством последующей прокачки.
Использование дополнительной скважины с установленным в ней фильтром и электродом из электропроводящего материала и размещение скважины на расстоянии от 10 м до 100 м от первой скважины дает возможность прохождения электрического тока от одной до другой скважины через водовмещающий пласт, заключенный между ними, а следовательно, осуществить электрохимические процессы в этом пласте, в том числе и в зоне контакта пласта с фильтром, а также в фильтрах обеих скважин, что способствует полному восстановлению производительности скважин.
Расположение скважин на расстоянии друг от друга от 10 м до 100 м обосновано тем, что при прохождении электрического тока через водовмещающий пласт, размещенный между скважинами, электрическое сопротивление пласта зависит от величины пути прохождения тока, то есть от расстояния между скважинами. Эффективность растворения кольматанта зависит от плотности тока, величина которого зависит от электрического сопротивления пласта - чем больше расстояние между скважинами, тем меньше плотность тока.
Пример. В водовмещающем пласте, представленном сеноман-альбским среднезернистым песком, пробурили скважину глубиной 245 м в 2001 году. Проектный дебит скважины 24 м3/ч. Установили фильтр сетчатой конструкции с сеткой галунного плетения на трубчатом каркасе с отверстиями диаметром 2 мм, скважность каркаса 25%. После сдачи в эксплуатацию скважина работала периодически. В 2010 году дебит скважины стал снижаться. В 2013 он упал до 16 м3/ч. Обследование скважины показало, что снижение дебита вызвано химическим кольматажом. Декольматацию осуществили путем пропуска электрического тока через указанную скважину и соседнюю скважину, находящуюся на расстоянии 80 м при следующих параметрах:
- постоянный ток (напряжение 60 В, плотность 6 Ом, частота 50 Гц);
- переменный ток (напряжение 70 В, плотность тока 8 Ом).
Обработка проводилась72 часа.
При прокачке скважин их дебит составил 26 м3/ч.
Таким образом, использование предлагаемого способа обеспечивает эффективную очистку фильтров одновременно двух скважин от отложений при относительно небольших материальных и трудовых затратах, без риска повреждения фильтров, а также времени на их восстановление. Кроме того, превышение дебита над проектным свидетельствует об увеличении проницаемости водовмещающего пласта.


1.2 Патент «Кислотная система для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта»
Изобретение относится к области добычи нефти, газа и конденсата, а именно к реагентам для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта. Кислотная система содержит, мас.%: лимонная кислота 10,0-20,0, полиэтиленоксид-4000 2,4-7,0, вода остальное. По другому варианту кислотная система содержит, мас.%: лимонная кислота 10,0-20,0, олиэти-леноксид-4000 2,4-7,0, поливиниловый спирт марки 18/11 1,4, вода остальное. Кислотная система по третьему варианту содержит, мас.%: лимонная кислота 30,0-40,0, полиэтиленоксид-4000 54,0-63,0, поливиниловый спирт марки 18/11 6,0-7,0. Техническим результатом является повышение эффективности очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта. 3 н.п. ф-лы, 1 табл.
Изобретение относится к области добычи нефти, газа и конденсата, а именно к реагентам для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта.
Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта.
Сущность настоящего изобретения заключается в том, что известная кислотная система для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта, содержащая кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество и воду, согласно изобретению, в качестве кислоты содержит лимонную кислоту, а в качестве неионогенного поверхностно-активного вещества содержит полиэтиленоксид-4000, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Таблица 1. Соотношение компонентов
Лимонная кислота 10,0-20,0
Полиэтиленоксид-4000 2,4-7,0
Вода остальное

Сущность настоящего изобретения заключается также в том, что известная кислотная система для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта, содержащая кислоту, неионогенное поверхностно-активное вещество и воду, отличающаяся тем, что в качестве кислоты содержит лимонную кислоту, а в качестве поверхностно-активного вещества содержит смесь полиэтиленоксида - 4000 и поливинилового спирта марки 18/11.
Тип выбираемого ПАВ определяется свойствами поверхности раздела фаз: пластовая вода - порода, нефть - порода. Учитывается эмульгирующее (деэмульгирующее) действие реагента, его совместимость с кислотой.
Композиция двух неионогенных ПАВ - ПЭГ-4000 (80-90 мас.%) и ПВС 18/11 (10-20 мас.%) является синергетическим составом, обладает пролонгированным действием при выносе газоконденсатной смеси из скважин.
Авторами разработаны три варианта кислотной системы для очистки фильтровой части скважин и призабойной зоны пласта в зависимости от геологической характеристики и свойств пласта, состояния призабойной зоны пласта и фильтровой части скважины, состава пластовых флюидов.
Предлагаемая кислотная система может применяться как в виде водных растворов, так и в виде твердых стержней.
В качестве ПАВ используют либо исключительно ПЭГ-4000, если требуется рабочая жидкость с низкой вязкостью, либо синергетическую смесь ПЭГ-4000 - ПВС марки 18/11.
Жидкая кислотная система готовится на устье скважины непосредственно перед применением или в стационарных условиях. Концентрация реагентов и объем рабочей жидкости определяются характеристикой скважины, ее приемистостью, количеством и характером отложений в призабойной зоне пласта и фильтре скважины в каждом конкретном случае.
ГЛАВА 2. АНАЛИЗ ОБОРУДОВАНИЯ И СТАТЕЙ О НЕМ
2.1. Описание и анализ
В настоящее время для ремонта скважин имеются следующие подъемные агрегаты: А-50, А-50М5, Азинмаш -37А, А1-32, А2-32, А4-32, УПТ-32, УПТ1-50, СУПР-28, А5-40, СУРС-40.Они предназначены для спуска подъемных операций с укладкой труб и штанг на мостки при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин.
Характеристики наиболее широко применяемых подъемных агрегатов приведены в таблице 2..
Таблица 2. Технические характеристики «Азинмаш-37А» и УПТ-32

Аз-37А УПТ-32
Мачта телескопическая двухсекционная

Высота (до оси кронблока), м 18 18
Высота подъема крюка, м 12,5 12
Грузоподъемность, т 32 32
Расстояние от оси домкратов задней опоры

До оси скважины, мм 1500 1500
Угол наклона мачты 5о 45”
5о 45”
Оснастка 2 х 3 2х3
Диаметр каната талевой системы, мм 22 22
Расстояние между домкратами, мм 1500 1500

Скорость подъема крюка, м/с

Наименьшая 0,48 0,28
Наибольшая 1,45 1,34
Габариты в транспортном положении, мм

Длина 10500 10180
Ширина
Высота 2750 3280

4300 3915
Масса, т 20 21
Основное оборудование, применяемое в бригадах ПРС: ключ механический КМУ-50, автомат АПР, механический штанговый ключ КШЭ, элеваторы типа ЭХЛ, ЭТА, ЭШН, трубные ключи типа КТГУ, штанговые ключи типов КШ и КШК, крюки типов КПШ и КН.
Основная масса подземных ремонтов связана с выходом из строя НКТ и штанг.
Насосно-компрессорные трубы.
При всех способах эксплуатации скважин, жидкость и газ поднимаются по трубам малого диаметра, спускаемым в скважину перед началом их эксплуатации.
Эти трубы согласно стандарту выпускаются следующих условных диаметров (по внешнему диаметру) 33,42,48,60,73,89,102 114 мм с толщиной стенок от 4 до 7 мм